Menos energia para garimpar mais ouro

A mineradora sul-africana AngloGold Ashanti aposta na eficiência energética para ser mais sustentável - e para lucrar mais

A energia elétrica é um fator crítico para mineradoras de ouro, como a sul-africana AngloGold Ashanti. O uso desse insumo é intensivo, e não é difícil entender a razão: é preciso processar muitas toneladas do minério extraído do solo para encontrar apenas alguns gramas de ouro. Na mina Lamego, por exemplo, que a AngloGold explora na cidade de Sabará, em Minas Gerais, retiram-se, em média, 5 gramas de ouro de cada tonelada de rocha. Por isso, a empresa mantém uma comissão de racionalização de energia, formada por representantes de todas as unidades. O papel da comissão é conscientizar os funcionários sobre a importância de economizar energia e identificar formas de diminuir o consumo.

Fora isso, a empresa conta com a geração própria de parte considerável da energia usada em suas operações. A AngloGold detém um sistema com sete pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) na região de Nova Lima, também em Minas Gerais. A produção própria responde por 25% das necessidades da empresa.

A eficiência energética tem sido uma tônica de ação nos últimos anos. Em Lamego, o uso de energia diminuiu 13% depois que a AngloGold implantou um projeto de ventilação sob demanda. Pelo sistema, softwares foram adotados para adequar a ventilação à atividade desenvolvida e ao número de pessoas presentes em cada ponto da mina. Uma iniciativa semelhante foi colocada em prática na unidade Serra Grande, em Crixás, no estado de Goiás. Lá, temporizadores foram instalados para desligar a ventilação no subsolo automaticamente durante as trocas de turno dos funcionários.

"Já não vivemos uma euforia no setor, como há poucos anos", diz José Margalith, diretor de sustentabilidade da AngloGold. "Por isso, temos investido pesadamente para reduzir nossos custos." As cotações do metal no mercado internacional caíram quase 30% nos últimos três anos. Aos poucos, porém, a sequência de esforços vem dando bons resultados. Neste ano, o consumo de energia nas unidades de Minas Gerais deverá cair em torno de 2% em relação ao ano passado.

Fonte:Exame

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Notícias do Setor Elétrico

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Aneel aprova reajustes tarifários nesta terça-feira

Aneel aprova reajustes de 9,57% e 11,43% para Cosern e Coelba, da Neoenergia e reajuste médio de 5,46% para AES Sul

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira reajustes tarifários para as distribuidoras de energia elétrica Cosern, no Rio Grande do Norte, Coelba, na Bahia, do grupo Neoenergia e AES Sul, no Rio Grande do Sul. Os novos valores são válidos a partir de 19 de abril.

Segundo a agência, consumidores residenciais da AES Sul terão alta de 4,35 por cento nas tarifas, enquanto na alta tensão o reajuste será de 6,95 por cento.
O reajuste tarifário médio foi de 5,46 por cento nas tarifas da distribuidora AES Sul. Os novos valores são válidos a partir de 19 de abril.

Para a Cosern, a média de reajuste aprovada foi de 9,57 por cento, enquanto para a Coelba foi de 11,43 por cento. Os aumentos serão válidos a partir de 22 de abril.

Fonte: Reuters (Por Alberto Alerigi Jr.)

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Conta de luz sobe 24,1% no DF a partir de segunda

Reajuste extraordinário ocorre por desequilíbrio nas contas das distribuidoras.
Também houve aumento nas bandeiras tarifárias; vermelha subiu 83,33%.

A conta de luz no Distrito Federal fica 24,1% mais cara a partir da próxima segunda-feira (2). A revisão extraordinária da tarifa foi aprovada nesta sexta-feira (27) pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). O valor é superior à média do aumento em todo o país, que foi de 23,4%.

A agência também modificou os valores das bandeiras tarifárias, que mudam de acordo com o custo de produção da energia elétrica no país. Os novos valores também vale a partir de segunda e são os mesmos propostos no início de fevereiro, quando o assunto foi levado a audiência pública.

Em caso de bandeira vermelha, que vigora atualmente em todo país e sinaliza que está muito caro gerar energia, passa a ser cobrada nas contas de luz uma taxa extra de R$ 5,50 para cada 100 kWh (quilowatts-hora) de energia usados. O aumento é de 83,33% em relação aos R$ 3 cobrados entre janeiro e fevereiro.

Para bandeira amarela, que sinaliza que a produção de energia está um pouco mais cara, a taxa extra aplicada passa de R$ 1,50 para R$ 2,50 (+ 66,66%). Não houve alteração em relação à bandeira verde, que sinaliza que não há custo adicional para produção de eletricidade e portanto não é aplicada a taxa extra.

Os recursos arrecadados via bandeiras vão cobrir o custo extra pelo uso mais intenso no país de termelétricas (usinas movidas a combustíveis como óleo e gás e que geram energia mais cara), além da compra, pelas distribuidoras, de energia no mercado à vista, onde o preço também é mais alto.

Assim como no caso da revisão extraordinária, as distribuidoras deveriam pagar essa fatura no primeiro momento para depois repassar aos consumidores no reajuste anual. Como elas alegam não ter recursos para isso, as bandeiras permitem a arrecadação imediata.

Governo e Aneel apontam que essa troca (arrecadação imediata via bandeiras ao invés de aguardar o reajuste) é vantajosa para os consumidores, que seriam obrigados a pagar juros às distribuidoras caso elas bancassem os gastos extras nesse primeiro momento.

Aumento extra
As revisões extraordinárias aprovadas nesta sexta são um aumento extra nas contas de luz, aplicado quando há risco de desequilíbrio nas contas das distribuidoras. Os consumidores podem esperar por nova alta em suas tarifas ao longo de 2015, pois a Aneel ainda vai autorizar o reajuste ordinário, aquele que já ocorre uma vez por ano.

Das 63 distribuidoras, 6 já passaram, em fevereiro, pelo reajuste ordinário. A Ampla, que atende cidades do interior do Rio de Janeiro, vai ter os reajustes ordinário e extraordinário aprovados juntos ainda no mês de março, por isso não consta da lista divulgada pela Aneel nesta sexta.

A revisão aprovada nesta sexta vai permitir que as distribuidoras arrecadem, de imediato, recursos para cobrir custos com a compra de energia de Itaipu, novos contratos de suprimento de eletricidade firmados em leilões recentes, além de ações do governo financiadas pela Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).

Pela regra, as distribuidoras deveriam bancar essas contas para, depois, serem ressarcidas no reajuste anual, mas elas alegam não ter recursos. Ou seja, essas despesas bilionárias já seriam repassadas aos consumidores mas, com a revisão extraordinária, isso ocorre antes.

Mais cedo nesta sexta, a Aneel aprovou a previsão de orçamento da CDE para 2015. E determinou que os consumidores paguem, via contas de luz, R$ 22,06 bilhões para o fundo.
O dinheiro vai financiar, entre outras ações, o programa Luz para Todos, o subsídio à tarifa de famílias de baixa renda, combustível para usinas termelétricas do Norte do país e o pagamento de indenizações a empresas.

Consumidores do Sul, Sudeste e Centro-Oeste vão pagar 80% desse valor. Aos consumidores do Norte e Nordeste, será repassado 20% do total. A arrecadação dos R$ 22,06 bilhões será feita ao longo de 2015.

Equilíbrio
O diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino, afirmou que o reajuste extra vem corrigir “eventos que perturbam o equilíbrio econômico e financeiro das distribuidoras”, entre os quais o repasse da CDE “é o principal item.”

“Com essas decisões que estão sendo tomadas, completamos o ciclo para alcançar a sustentabilidade do setor elétrico por meio da tarifa”, disse Rufino.

A medida faz parte dos esforços do governo para equilibrar as contas públicas e reverter o processo de perda de credibilidade. No caso do setor elétrico, isso significa suspender ajuda financeira às distribuidoras, por meio de recursos do Tesouro, e promover o chamado “realismo tarifário”, ou seja, repassar às tarifas todos os custos do setor.

Aumento
Para os consumidores do Sul, Sudeste e Centro-Oeste, a alta vai ser de 28,7%, na média. O reajuste é 4,5 vezes maior que o aplicado para aqueles que vivem em estados do Norte e Nordeste, que será de 5,5%, na média.

Essa diferença ocorre porque os consumidores das três primeiras regiões terão mais custos para cobrir com essa revisão extraordinária. Um exemplo é a energia gerada pela hidrelétrica de Itaipu, que atende a todo o país e foi reajustada em quase 50% em 2015, mas que é repassada apenas às contas de luz de moradores do Sul, Sudeste e Centro-Oeste.

Ao todo, a Aneel autorizou o reajuste das tarifas de 58 das 63 distribuidoras de energia do país. Os cerca de 1,2 milhão de consumidores da AES Sul, que atende em 118 cidades do Rio Grande do Sul, terão o maior reajuste, de 39,5%.

Entre as maiores distribuidoras, os mais altos serão da Copel (36,4%), que atende a clientes no Paraná, da Eletropaulo (31,9%), que atua em São Paulo, e da Cemig (28,8%), que atende a consumidores de Minas Gerais.

Veja a lista das distribuidoras e o respectivo aumento:

AES Sul – 39,5%
Bragantina – 38,5%
Uhenpal – 36,8%
Copel – 36,4%
RGE – 35,5%
CNEE – 35,2%
Cocel – 34,6%
Muxfeldt – 34,3%
Demei – 33,7%
Caiua – 32,4%
Forcel – 32,2%
Eletropaulo – 31,9%
CFLO – 31,9%
Hidropan – 31,8%
CPFL Paulista – 31,8%
EDEVP – 29,4%
CPFL Piratininga – 29,2%
Cemig – 28,8%
Enersul – 27,9%
DME-PC – 27,6%
Celg – 27,5%
Eletrocar – 27,2%
Eflul – 27%
Energisa MG – 26,9%
Cemat – 26,8%
Escelsa – 26,3%
ENF – 26%
Bandeirante – 24,9%
Celesc – 24,8%
Elektro – 24,2%
CEB – 24,1%
Ienergia – 23,9%
CJE – 22,8%
Light – 22,5%
CEEE – 21,9%
CSPE – 21,3%
Chesp – 21,3%
Santa Maria – 21%
Eletroacre – 21%
Cooperaliança – 20,5%
Joaocesa – 19,8%
CPEE – 19,1%
Ceron – 16,9%
Mococa – 16,2%
Coelce – 10,3%
CPFL Santa Cruz – 9,2%
Energisa SE – 8%
Sulgipe – 7,5%
Energisa Borborema – 5,7%
Coelba – 5,4%
Ceal – 4,7%
Celtins – 4,5%
Energisa PB – 3,8%
Celpa – 3,6%
Cepisa – 3,2%
Cemar – 3%
Cosern – 2,8%
Celpe – 2,2%

Bandeiras tarifárias
A Aneel já havia tomado nesta sexta uma outra decisão que implica em aumento das contas de luz para os brasileiros ao aprovar o aumento na taxa extra das bandeiras tarifárias, cobrada nas contas de luz quando há aumento no custo de produção de energia no país. Os novos valores, agora oficiais, começam a valer na próxima segunda-feira (2) e são os mesmos propostos no início de fevereiro, quando o assunto foi levado a audiência pública.

Fonte: G1

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Aneel aprova aumento no valor da taxa extra da bandeira tarifária

Taxa da bandeira vermelha passa de R$ 3 para R$ 5,50 por 100 kWh.
Novos valores passam a encarecer contas de luz a partir de segunda (2).

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta sexta-feira (27) o aumento na taxa extra das bandeiras tarifárias, cobrada nas contas de luz quando há aumento no custo de produção de energia no país.

Os novos valores, agora oficiais, começam a valer na próxima segunda-feira (2) e são os mesmos propostos pela Aneel no início de fevereiro, quando o assunto foi levado a audiência pública.

Em caso de bandeira vermelha, que vigora atualmente em todo país e sinaliza que está muito caro gerar energia, passará a ser cobrada nas contas de luz uma taxa extra de R$ 5,50 para cada 100 kWh (quilowatts-hora) de energia usados, aumento de 83,33% em relação aos R$ 3 cobrados entre janeiro e fevereiro.

Já no caso de bandeira amarela, que sinaliza que a produção de energia está um pouco mais cara, taxa extra aplicada passa de R$ 1,50 para R$ 2,50 (+ 66,66%). Não houve alteração em relação à bandeira verde, que sinaliza que não há custo adicional para produção de eletricidade e, portanto, não é aplicada a taxa extra.

Realismo
O sistema de bandeiras tarifárias começou a valer em janeiro de 2015 e serve como um sinal, nas contas de luz, indicando aos consumidores o custo de produção de energia no país. E, ao reajustar os valores, o objetivo, de acordo com a Aneel, é trazer realismo para o preço da eletricidade.

Os recursos adicionais que serão arrecadados com as bandeiras vão bancar o uso de termelétricas (usinas movidas a combustíveis como óleo e gás e que geram energia mais cara), além da compra, pelas distribuidoras, de energia no mercado à vista, onde o preço também é mais alto.

Normalmente, as distribuidoras pagariam essa fatura, em um primeiro momento, mas depois a repassariam aos seus clientes, por meio do reajuste das tarifas que ocorre uma vez por ano. Isso não está sendo feito agora porque essas empresas alegam não ter recursos suficientes em caixa.

A agência alega que essa troca (arrecadação imediata via bandeiras ao invés de aguardar o reajuste) é vantajosa para os consumidores, que seriam obrigados a pagar juros às distribuidoras caso elas bancassem os gastos extras nesse primeiro momento.

Arrecadação
No início de janeiro, quando foi divulgada a proposta de reajuste, a expectativa era que seriam arrecadados via bandeiras tarifárias R$ 7,2 bilhões a mais nas contas de luz em 2015.

Com os valores antigos (R$ 1,50 para a bandeira amarela e R$ 3 para a vermelha), a arrecadação total no ano era estimada em cerca de R$ 10,6 bilhões. Já com os aumentos (para R$ 2,50 e R$ 5,50, respectivamente), ela sobe para R$ R$ 17,885 bilhões.

Conforme o G1 antecipou em 30 de janeiro, com a mudança no sistema de bandeiras tarifárias o governo pretende arrecadar recursos para cobrir custos extras no setor elétrico em 2015 que, no ano passado, foram pagos por meio de empréstimos bancários.

Uma das vantagens é que, com as bandeiras, o governo evita os juros cobrados pelos bancos, que acabam repassados aos consumidores via aumento da tarifa de energia.

Fonte: G1

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Itaipu celebra parceria com a FGV para a promoção de pesquisas

A Itaipu Binacional firmou uma parceria com a Fundação Getúlio Vargas (FGV) para contribuir na promoção de pesquisas para desenvolvimento do setor energético, que poderão servir à própria binacional e a outras empresas do setor.

O instrumento com a FGV Energia – Centro de Estudos de Energia foi assinado nessa quinta-feira (26), pelos diretores-gerais de Itaipu, Jorge Samek (Brasil) e James Spalding (Paraguai), e pelos representantes da FGV, Sérgio Quintella (vice-presidente), Carlos Otavio Quintella, diretor-executivo da FGV Energia, e Luiz Roberto Bezerra, coordenador de relação institucional da FGV Energia. Nesta sexta-feira (27), o grupo da FGV fará uma visita técnica à usina.


O encontro ocorreu no intervalo da reunião da Diretoria de Itaipu, no Edifício da Produção da usina. A assinatura foi acompanhada por todos diretores brasileiros e paraguaios da binacional.

Pelo acordo, Itaipu passa a integrar a lista de mantenedores fundadores da FGV Energia, ao lado de Furnas. A vigência mínima do instrumento é de cinco anos.

“Sinto-me gratificado quando vejo a cooperação de Itaipu pela importância desta empresa para o cenário brasileiro”, disse Sérgio Quintella, que nos anos de 1970 presidiu a companhia responsável pelo projeto da usina de Itaipu, a International Engineering Company Inc. (Ieco).

Segundo o vice-presidente da FGV, os estudos que serão feitos a partir de agora, com esta parceria com a Itaipu, poderão contribuir ainda mais para o país encontrar uma nova matriz energética, segura e viável. “Itaipu tem uma história de engenharia bem-sucedida e terá participação importante nesse processo."

Na assinatura, Jorge Samek disse que a parceria poderá ser útil à integração energética, com a produção de conhecimento sobre o tema. “A FGV tem, agora, este departamento específico para o setor energético. Para nós é bastante importante contribuir para o desenvolvimento científico”, afirmou o DGB.

Via de mão dupla
O acordo celebrado nesta quinta estabelece uma via de mão dupla: o mantenedor contribui para o desenvolvimento da pesquisa e, em contrapartida, tem de volta o resultado destes estudos para subsidiá-lo, por exemplo, em seus processos decisórios.

O instrumento firmado garante à Itaipu acesso aos estudos, publicações, previsões e análises do mercado de energia e seus indicativos produzidos pela instituição, com sede no Rio de Janeiro.

A binacional terá direito a uma vaga no Conselho de Mantenedores da FGV Energia, para o qual poderá recomendar temas para estudos e pesquisas. A participação de Itaipu em eventos como palestras e congressos promovidos pela instituição estará assegurada, assim como a vinculação da marca aos materiais produzidos pela FGV Energia.

O centro
Criada em 2013, a FGV Energia – Centro de Estudos de Energia tem como propósito ampliar o conhecimento sobre questões energéticas de forma interdisciplinar nos campos da administração pública e empresarial, economia, matemática aplicada, direito e ciências sociais.

Os estudos são desenvolvidos por equipes altamente aplicadas, compostas por doutores, mestres e especialistas.

Os trabalhos abordam, além do setor elétrico (do qual Itaipu faz parte), as áreas de petróleo, gás natural, sustentabilidade, biocombustível e fontes alternativas.

O centro está capacitado para desenvolver ferramentas de apoio à decisão para investimentos no mercado de energia, manter base de dados e produzir material científico sobre o setor, entre outras funções.

Em maio de 2014, foi lançado o primeiro Caderno FGV Energia, com análises e estudos dedicado aos leilões de exploração e produção de petróleo e gás no Brasil. A publicação, permanente, já abordou temas como “energia e sustentabilidade” no qual aborda os desafios para a expansão da oferta, o uso múltiplo das águas, entre outros.

Fonte: itaipu.gov.br

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Espanhola Gamesa vence dois contratos de turbinas eólicas no Brasil

A espanhola Gamesa informou nesta quarta-feira que sua subsidiária brasileira Gamesa Eólica Brasil venceu dois contratos para fornecer turbinas eólicas no país, com capacidade total de 150 megawatts.

Um contrato, de 108 MW de capacidade, é para a Serveng Energias Renováveis, e o outro, de 42 MW, é para a Chesf.

Fonte: Thomson Reuters

» Saiba mais (em inglês)

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Eletrobras Eletrosul inaugura parque eólico Geribatu

O parque eólico Geribatu, pertencente à Eletrobras Eletrosul e ao FIP Rio Bravo Energia I, será inaugurado na sexta-feira (27), às 14h, em Santa Vitória do Palmar, no Rio Grande do Sul. O empreendimento possui 258 megawatts (MW) de capacidade instalada e produzirá energia suficiente para abastecer 1,5 milhão de habitantes. Juntamente com outros dois parques em implantação no extremo sul – Chuí e Hermenegildo –, forma o Complexo Eólico Campos Neutrais (583 MW) – o maior da América Latina. O início da operação de Geribatu representa um acréscimo de mais de 30% na capacidade de geração eólica do Rio Grande do Sul.

O sistema de transmissão que escoará a energia do parque eólico e integrará a zona sul do estado ao Sistema Interligado Nacional (SIN) também será oficialmente entregue. São aproximadamente 470 quilômetros de linhas de extra-alta tensão (525 kV), três novas subestações (Santa Vitória do Palmar, Marmeleiro e Povo Novo) e a ampliação da subestação Nova Santa Rita – obras realizadas em parceria entre a Eletrobras Eletrosul (51%) e a Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT). Serão entregues, ainda, outros 290 quilômetros de linhas de alta tensão (230 kV) e a subestação Camaquã 3, que reforçam o sistema elétrico gaúcho.

Os investimentos no parque eólico e sistemas de transmissão associados – previstos no Programa de Aceleração do Crescimento (PAC2) – somam R$ 2,1 bilhões.

Fonte: Assessoria de Comunicação da Eletrobras Eletrosul - Foto: Vanderlei Tacchio (Eletrobras Eletrosul)

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Você sabe o que é smart grid?

Smart grid – a rede elétrica inteligente do futuro

No futuro, o fornecimento de energia confiável será importante para o desenvolvimento sustentável das megacidades. As tecnologias de smart grid serão uma parte importante desse desenvolvimento.

MOTIVADORES
No mercado de energia, fatores de longo prazo são a causa da atual otimização sistemática do sistema. A demanda de energia está crescendo em todo o planeta – um fato inquestionável. Foi previsto um crescimento anual de 2,2% – passando dos 20.300 terawatts-hora de hoje para 33.000 terawatts-hora em 2030. O segundo fator mais influente é a necessidade de substituir a infraestrutura de energia antiga e inflexível. Em terceiro lugar, há o grande desafio de colocar o sistema de energia global em uma base sustentável. Para lidar com todos esses fatores, é preciso estar focando em um vasto campo de modo a administrar a revolução no mercado de energia: a otimização sistemática do sistema de energia. Por trás dessa frase, há uma infraestrutura de rede inteligente – a Rede Inteligente (Smart Grid).

DESAFIOS
Para suprir a crescente demanda de energia, precisamos de uma infraestrutura de rede inteligente e flexível, geração inteligente e edifícios inteligentes. Nas redes tradicionais, a geração de energia segue a demanda. No futuro, porém, o consumo de energia virá depois da geração – e não o contrário. Os principais exemplos disso são os carros elétricos, que podem ser carregados à noite em função do uso de energia mais barata. Isso significa que estamos indo em direção a uma mudança de paradigma. Os fluxos de energia e comunicação unidirecionais serão substituídos por fluxos de energia bidirecionais.

VANTAGENS
Ao contrário da medição manual de energia, o novo sistema evita erros de medição e permite detectar mais rapidamente eventuais pontos de interrupção no fornecimento de energia. Com o monitoramento em tempo real, as operadoras de energia podem responder mais rápido a um problema na transmissão de energia, por exemplo. Outra vantagem do sistema é o controle de fraudes e redução no custo de manutenção da rede.

BENEFÍCIOS
Além das tão faladas vantagens ambientais, a tecnologia de Rede Inteligente gera benefícios evidentes para todos os envolvidos na cadeia de conversão de energia:

• redução das emissões de dióxido de carbono relacionadas à geração de energia, devido à diminuição das perdas na transmissão e ao acesso de grandes usinas eólicas, hidrelétricas e solares à rede;
• energia de maior qualidade nos vários níveis de tensão, aumentando a estabilidade do sistema;
• menor consumo de energia e maior eficiência operacional das concessionárias de energia, por meio da participação ativa dos consumidores (edifícios comerciais, plantas industriais, residências, etc.) nas Redes Inteligentes;
• integração da geração descentralizada à rede por meio de Tecnologias da Informação e Comunicação (TIC) inteligentes;
• possibilidade de fluxo de energia bidirecional;
• maior segurança do sistema;
• melhor acompanhamento e monitoramento;
• grau mais alto de segurança operacional;
• redução dos custos de ciclo de vida dos ativos.

O que fazer para melhorar o sistema elétrico inteiro?

O ano de 2001 ficou marcado na memória do Brasil: em consequência de uma seca prolongada, as usinas hidrelétricas estavam produzindo muito menos que o suficiente de energia derivada das suas fontes renováveis de energia. Em todo o país o consumo de energia elétrica teve de ser reduzido em 20% dentro de um período muito curto. As soluções de smart grid são necessárias para evitar situações como essas no futuro. As smart grids são redes inteligentes de transmissão e distribuição de energia com base na comunicação interativa entre todas as partes da cadeia de conversão de energia. As smart grids conectam unidades descentralizadas de geração grandes e pequenas com os consumidores para formar uma estrutura ampla. Elas controlam a geração de energia e evitam sobrecarga da rede, já que durante todo o tempo apenas é gerada tanta energia quanto o necessário.

A smart grid: Comunicação inteligente entre todos os usuários da cadeia de conversão de energia
Um dos principais componentes das smart grids é o medidor inteligente. A medição inteligente ajuda a coordenar a geração de energia e o consumo de energia de modo mais eficiente, especialmente se a proporção de fontes de energia renovável continuar a crescer no futuro.

Várias empresas estão trabalhando, em centros de pesquisas de energia elétrica para desenvolver soluções de smart grid que ajudarão o país a atender às suas necessidades crescentes de energia de modo eficiente e confiável ao longo dos próximos anos. O Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS está utilizando a especialização tecnológica para implementar projetos.

Detecção precoce de flutuações perigosas na rede elétrica
Junto com a smart grid, a gestão eficiente da rede elétrica é um passo importante para que o fornecimento de energia seja confiável. É de suma importância a adoção de novos sistemas de gestão de energia pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico. Essa atualização facilitará a monitoração em uma plataforma de controle padronizada em quatro locais diferentes. Com essa solução, será possível fornecer monitoramento flexível e em tempo real, além de controlar a rede nacional brasileira de transmissão de eletricidade. Os sistemas serão instalados no Centro Nacional de Operação do Sistema (CNOS) em Brasília e em três centros operacionais regionais em Florianópolis, Recife e no Rio de Janeiro.

operador brasileiro de redes elétricas ONS / Monitoramento Smart Grid

Estabilização de redes elétricas
Os capacitores mecanicamente comutados (MSCs) são outro modo eficiente em termos de tempo e custos para estabilizar redes elétricas. Quando o MSC é ligado ou desligado, ele pode absorver ou liberar energia em um piscar de olhos. Os capacitores mecanicamente comutados podem, portanto, equilibrar rapidamente as flutuações antes que essas possam comprometer a estabilidade da rede de fornecimento de energia elétrica. Já temos MSCs em operação perto de Curitiba desde 2011.

Os MSCs também são um exemplo dos produtos chamados de SMART (de "simple", "maintenance-friendly", "affordable", "reliable", e "timely to market"), incluindo os capacitores de custo muito baixo produzidos localmente que estão sendo testados no Brasil. Esses capacitores são perfeitamente adequados às necessidades dos segmentos do mercado em um nível básico. Os MCSs são uma inovação brasileira que está entrando com sucesso no mercado global.

Projeto pioneiro de transporte de energia
Subestações transformadoras, que transformam a alta voltagem das redes de transporte na baixa voltagem da rede de distribuição, são componentes cruciais da rota que vai das usinas de geração de energia até os consumidores em áreas urbanas densamente povoadas e megacidades. A subestação transformadora Anhanguera é um projeto pioneiro de transporte de energia para todo o país e um componente importante do fornecimento de eletricidade para a megacidade de São Paulo – e a Siemens já vem fornecendo suas soluções inovadoras desde o princípio. A subestação não é apenas uma fonte confiável de energia para São Paulo, mas também fornece energia para cidades vizinhas e fornece eletricidade à rede nacional.

Fonte: Siemens

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Os 5 centros de operação do ONS funcionam 24 horas por dia, 365 dias por ano

A missão do ONS é manter o Brasil "vivo"

Mapa do Sistema Elétrico Brasileiro (Regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste)
http://www.ons.org.b...SSE.01_r125.pdf

Mapa do Sistema Elétrico Brasileiro (Regiões Norte/Nordeste)
http://www.ons.org.b...NNE.01_r115.pdf


O ONS é o "maestro" que controla e coordena a geração e transmissão de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN), que corresponde a 96,6% da energia elétrica produzida no Brasil

Os 5 centros de operação do ONS funcionam 24 horas por dia, 365 dias por ano

O Operador Nacional do Sistema Elétrico é uma entidade privada criada em 26 de agosto de 1998, responsável pela coordenação e controle da operação das instalações de geração e transmissão de energia elétrica nos sistemas interligados brasileiros. O ONS é uma associação civil, cujos integrantes são as empresas de geração, transmissão, distribuição, importadores e exportadores de energia elétrica e consumidores livres, tendo o Ministério de Minas e Energia como membro participante com poder de veto em questões que conflitem com as diretrizes e políticas governamentais para o setor. Também tomam parte nessa associação os Conselhos de Consumidores.

Criado em 1998 por meio da lei 9.648, a entidade, sem fins lucrativos, atua sob a fiscalização da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para coordenar e controlar as instalações de geração e transmissão de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN).

O sistema interligado, com predominância de usinas hidrelétricas, é formado por empresas de diversas regiões do país.

O SIN responde por quase toda a capacidade de produção de eletricidade do Brasil – apenas 3,4% dos sistemas existentes estão fora dele, principalmente na região amazônica.

A extensão da infraestrutura do setor elétrico brasileiro, afirma o ONS, atende a 98% da população brasileira.

“As atividades desempenhadas produzem benefícios para todos os agentes setoriais. Também têm efeitos sobre os consumidores e, de forma mais geral, sobre a sociedade como um todo”, diz o ONS, em seu site.

Para os consumidores e sociedade, alguns dos benefícios citados são “redução dos riscos de falta de energia elétrica, aumento da eficiência do serviço de eletricidade e garantia de padrões adequados de qualidade e continuidade do suprimento”.

Estrutura
O operador tem escritórios espalhados pelo Brasil. O escritório central fica no Rio de Janeiro e também há representantes do ONS em Recife, Brasília e Florianópolis.

Os membros do órgão podem ser associados ou participantes. O primeiro grupo é integrado por agentes de geração (usinas), agentes de transmissão e agentes de distribuição de energia elétrica integrantes do SIN, entre outros. O segundo, pelo Ministério da Minas e Energia e pelos conselhos de consumidores e pequenos distribuidores (abaixo de 500 GWh/ano).

A diretoria do ONS é composta por cinco integrantes que ocupam os cargos durante quatro anos com direito a apenas um segundo mandato de mais quatro anos. Três dos diretores, entre eles o diretor geral, são indicados pelo Ministério da Minas e Energia, enquanto os outros dois são indicados pelas empresas associadas.

Entenda o que faz o ONS, operador do sistema de energia elétrica no país


Sala de Controle do CNOS (Brasília)




Centro Regional de Operação Sudeste (Rio de Janeiro)




Centro Regional de Operação Sul (Florianópolis)




Centro Regional de Operação Norte-Nordeste (Recife)

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Cisco vai fornecer tecnologia de smart grid para AES Eletropaulo

Projeto de R$ 75 milhões beneficiará 250 mil pessoas com medidores inteligentes na cidade de Barueri, na Grande São Paulo.

A Cisco vai assumir parte do projeto de smart grid que a AES Eletropaulo está operacionalizando em Barueri, na região metropolitana de São Paulo. Orçado em R$ 75 milhões, o projeto de Pesquisa e Desenvolvimento da concessionária recebe financiamento da FINEP e prevê a instalação de 62 mil medidores inteligentes, dos quais 2 mil em comunidades de baixa renda, impactando diretamente 250 mil pessoas.

A tecnologia Smart Grid permitirá uma nova forma de gestão da rede elétrica com a automatização das operações, e planejamento de capacidade das redes de energia da AESEletropaulo, a partir de seu Centro de Operações da Distribuição. Com isso, falhas ou interrupções na distribuição de energia podem ser identificadas e corrigidas com mais agilidade. “Antes que o cliente ligue para a central de atendimento, a distribuidora já terá identificado o problema e enviado um SMS informando a previsão de restabelecimento do fornecimento de energia”, explica Maria Tereza Vellano, Diretora da AES Eletropaulo.

O cliente, por sua vez, poderá acompanhar o seu consumo diariamente, por meio da página da concessionária na internet, e com isso administrar melhor seus gastos. Numa segunda fase, o Smart Grid permitirá o pré-pagamento da fatura elétrica (como acontece com os celulares), microgeração em larga escala de energia renovável e a aplicação de tarifa diferenciada de acordo com o horário de consumo.

O módulo de comunicação co-desenvolvido pela Cisco é um componente essencial desses medidores inteligentes. A solução integra as tecnologias de radiofrequência – que transmite as informações por meio de rede sem fio (RF MESH 6LowPAN) – e PLC (Power Line Communication) – protocolo que utiliza o próprio cabo elétrico para transmissão de dados.

Ao usar essas duas tecnologias simultaneamente, a arquitetura Cisco tem como objetivo proporcionar a medição do consumo em tempo real e a constante atualização dos dados no sistema central. Além disso, este é o primeiro projeto com padrão aberto de comunicação desenvolvido por uma empresa de energia e que já contempla interoperabilidade com múltiplos fabricantes de medidores.

Para Rodrigo Dienstmann, presidente da Cisco do Brasil, esse projeto marca a maturidade da Cisco no setor de energia elétrica. “O desenvolvimento desta tecnologia inovadora em conjunto com a AES Eletropaulo e players da indústria local atesta nossa expertise em Smart Grid. Além disso, o projeto reforça nosso compromisso com a inovação no País e com o desenvolvimento de soluções com padrões abertos para atender as necessidades de nossos clientes”, afirma.

Smart Grid é uma das tecnologias-chave que estão sendo desenvolvidas no Centro de Inovação da Cisco, que foi inaugurado no Rio de Janeiro em agosto de 2013.

Barueri foi escolhida como cidade piloto, pois possui todas as características que refletem os grandes centros urbanos. Isso permitirá que no futuro o modelo de distribuição de energia utilizando o Smart Grid seja replicado em outras cidades.


Fonte: ipnews

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Eletrobras assina contrato para implantar smart grid em distribuidoras

O consórcio, composto pela Siemens, Itron Soluções para Energia e Água e Telemont Engenharia de Telecomunicações, venceu licitação realizada no âmbito do Projeto Energia +, no valor de R$ 226 milhões.

As empresas de distribuição da Eletrobras assinaram contratos com o consórcio Energia Mais Smart com o objetivo de fornecer e implantar a tecnologia AMI (Infraestrutura de Medição Avançada) para leitura e monitoramento do consumo em unidades consumidoras de média e baixa tensão nos estados do Acre, Alagoas, Amazonas, Piauí, Rondônia e Roraima.

O consórcio, composto pela Siemens, Itron Soluções para Energia e Água e Telemont Engenharia de Telecomunicações, venceu licitação realizada no âmbito do Projeto Energia +, no valor de R$ 226 milhões. O investimento foi lastreado por um empréstimo obtido pela Eletrobras junto ao Banco Mundial.

“A implantação da nova tecnologia tornará possível reduzir as perdas não-técnicas”, afirmou o diretor de Distribuição da Eletrobras, Marcos Aurelio Madureira da Silva. Segundo ele, as ações de monitoramento à distância serão realizadas por um Centro de Inteligência da Medição, instalado em Brasília, que ficará permanentemente interligado com seis centros de supervisão nos estados. Esses centros atuarão localmente para detectar irregularidades.

A M2M, fornecedora do consórcio, informa que irá integrar 130 mil pontos 2G e 3G, além de placas inteligentes, aos medidores de consumo de energia Siemens.

Com informações da Eletrobras

Veja a lista completa de distribuidoras

smart grid

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Brasil importa gás da África para reativar termelétrica no RS

O Brasil está importando gás natural da África para garantir o funcionamento de uma usina térmica no Rio Grande do Sul tida como decisiva no reforço ao sistema elétrico nacional.

A termelétrica de Uruguaiana, na fronteira da Argentina, começou a operar na semana passada por um período emergencial de 60 dias e, segundo dados do Operador Nacional do Sistema, tem o terceiro custo mais elevado entre as abastecidas com gás natural no país.

Nos primeiros dias de operação, de acordo com dados do ONS, o custo do megawatt-hora em Uruguaiana foi de R$ 471,30. Em média, as térmicas a gás custaram R$ 241,17.

As 12 térmicas a carvão custaram em média R$ 170,96 no mesmo período.

O acionamento emergencial da unidade foi citado no início do mês como uma "manobra" pelo ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, para fortalecer o sistema nacional. Com o baixo nível dos reservatórios e a alta demanda de consumo do verão, o risco de desabastecimento preocupa o governo.

AVAL DA ARGENTINA
Afastada de grandes centros e sem ligação com o gasoduto Brasil-Bolívia, a unidade no Rio Grande do Sul depende do aval do governo argentino para ser ligada.

Para convencer o país vizinho a liberar gás natural à termelétrica, o Brasil teve que importar o insumo da Nigéria por meio de uma subsidiária da Petrobras, transportá-lo de navio até a Argentina e injetar o carregamento na rede de gasodutos argentinos.

A Sulgás, uma estatal do Rio Grande do Sul, faz a intermediação entre uma companhia argentina e a AES, empresa que opera a térmica de Uruguaiana.

A usina funcionava com gás natural encaminhado diretamente pela Argentina até 2009, quando o governo do país vizinho passou a limitar o envio do produto para o exterior por causa do desabastecimento do mercado interno. Desde então, foi ligada apenas por períodos de 60 dias em 2013 e em 2014.

Nas duas oportunidades, o Brasil fez operação parecida de transporte, mas com gás importado de Trinidad e Tobago, na América Central.

Se for ligada na capacidade total, a térmica consumirá 2,4 milhões de metros cúbicos de gás por dia, quantidade superior a tudo que o Rio Grande do Sul consome diariamente por meio do gasoduto Brasil-Bolívia.

CONSUMIDOR
As partes envolvidas não revelam os valores do processo. Os custos desse tipo de operação costumam ser repassados aos consumidores.

A AES Uruguaiana, por meio de sua assessoria, informou apenas que, por causa da queda no preço internacional dos combustíveis, a despesa com a geração na unidade neste ano será 40% inferior à do ano passado.

O Ministério de Minas e Energia disse que o custo da usina é "extremamente competitivo em comparação com as térmicas que estão sendo despachadas atualmente". Também afirmou que a operação "fortalece" a segurança energética do país.

Procurada, a Petrobras não respondeu aos questionamentos da reportagem.

Fonte: Folhapress

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Brasil liga nova linha de transmissão para trocar energia com o Uruguai

Usina Termelétrica Presidente Médici, Candiota / RS

Em meio à crise do setor elétrico e à necessidade de o País importar energia de países vizinhos para abastecer o consumo nacional, o Brasil acaba de abrir mais uma rota para comprar geração de países vizinhos. O Ibama liberou a operação de uma nova rede, que interliga Brasil e Uruguai. A malha parta de uma subestação no município de Candiota (RS) e segue até a divisa com o Uruguai.

Em janeiro, o Brasil utilizou linhas que chegam à Argentina para importar energia e garantir o abastecimento do País, que tem registrado recordes históricos de consumo neste ano. O Brasil já conta com interligações com o Paraguai, Argentina e com o próprio Uruguai. A nova rede de transmissão amplia a capacidade de intercâmbio entre os dois países.

Fonte: Yahoo! economia

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MME negocia importação de energia do Uruguai

UTE Uruguaiana

Montante negociado pode ficar entre 250 MW e 500 MW, segundo presidente da Eletrobras

O governo negocia com o Uruguai um acordo que vai permitir a compra de energia do país vizinho para reforçar o atendimento do Sistema Interligado Nacional. A importação ainda é uma possibilidade, de acordo com o presidente da Eletrobras, José da Costa Carvalho Neto, mas pode abrir a oportunidade para a injeção no sistema de 250 MW a 500 MW de todas as fontes disponíveis.

Carvalho Neto informou que uma parte dessa energia pode entrar imediatamente, mas isso ainda depende da conclusão da interligação entre os dois países. Um antigo acordo de intercâmbio com a Argentina permitiu ao Brasil importar recentemente energia daquele país, para enfrentar o crescimento do consumo resultante do aumento recorde das temperaturas no Sudeste no início do ano. E desde o último dia 12, o sistema foi reforçado pela produção de energia da UTE Uruguaiana, na fronteira do Rio Grande do Sul, que tem como combustivel gás natural.


Fonte: CanalEnergia

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Usina nuclear Angra 1 é desligada após falha em sistema de resfriamento

Segundo a Eletronuclear, a falha não apresentou nenhum risco aos trabalhadores e à população

Uma falha no resfriamento da Usina Nuclear Angra 1 provocou seu desligamento na madrugada desta quarta-feira (19), de acordo com a Eletronuclear, que administra a usina do sul fluminense.

Por meio de nota, a administração da empresa informou que, à 0h22 de hoje, ocorreu um problema em um dos condensadores que resfriam o vapor utilizado para mover o gerador elétrico da usina.

Conforme a Eletronuclear, o desligamento foi realizado para preservar a integridade de outros equipamentos da usina. As equipes de manutenção e engenharia estão no local para tentar resolver o problema.

Ainda não há previsão para o religamento da usina ao Sistema Interligado Nacional (SIN).

Segundo a Eletronuclear, como o condensador não está localizado na área nuclear, a falha não apresentou nenhum risco aos trabalhadores e à população.

A Usina Angra 1 é uma das duas que compõem o Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto, em Angra dos Reis, único complexo nuclear do país. Uma terceira usina, chamada de Angra 3, está sendo construída no local.

Desligamento de Angra 1 não compromete abastecimento de energia, diz ministro

Abastecimento não será comprometido
O ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, disse que o desligamento da usina Angra 1 não vai afetar o abastecimento de energia no país. Segundo ele, a energia que está deixando de ser gerada pela usina está sendo suprida pela Termelétrica de Uruguaiana, que entrou em operação na semana passada.

Segundo Braga, ainda não há previsão de quando Angra 1 entrará em operação novamente. "Não há nenhum comprometimento de segurança, mas ela teve que ser desligada, e estamos no aguardo. Esperamos até amanhã (20) receber o prazo que ela levará para poder entrar novamente em carga", disse.

Fonte: Agência Brasil

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Microgeração de eletricidade ainda é restrita no país

De acordo com a ANEEL, passados mais de dois anos da regulamentação da microgeração de energia, menos de 300 casas em todo o país ligaram seus painéis solares à rede elétrica. Na microgeração eólica, o número de residências não chega a 20. O resultado insatisfatório é causado pelo preço caro dos projetos de microgeração, mas também pela burocracia das distribuidoras de energia, que ainda lutam para melhorar os processos.

Fabricantes de equipamentos reclamam da falta de informação aos consumidores e da ausência de um financiamento específico

BRASÍLIA - Em tempos de crise no setor elétrico e ameaças de falta de abastecimento, a microgeração de energia poderia ser um alento para milhares de consumidores do País. A possibilidade de abastecer o consumo doméstico com o uso de painéis solares ou microtorres eólicas e, além disso, repassar sobras dessa energia para a linha da distribuidora, teve suas regras definidas em abril de 2012. Até hoje porém, essa alternativa ainda é tratada como tema para excêntricos.

Os dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) apontam que, passados mais de dois anos da regulamentação da microgeração, apenas 290 casas em todo o País tiveram seus painéis solares oficialmente plugados na rede de energia. Quanto à microgeração eólica, o número de residências registrado na agência não chega a 20.

O resultado pífio está ligado, basicamente, a dois problemas: preço caro e burocracia. Os fabricantes de equipamentos de microgeração reclamam ainda da falta de informação dos consumidores sobre os benefícios da tecnologia e da ausência de financiamento específico para estimular o interesse nos projetos.

Hoje a instalação de um projeto solar desenhado para atender a uma família de cinco pessoas, por exemplo, não sai por menos de R$ 15 mil. Se a opção for pela geração eólica, a conta sobe em pelo menos 40%. A instalação desses projetos, que poderia ser feita em poucos dias, tem levado em média seis meses, por causa de desentendimentos com as distribuidoras de energia.

"Quem instala um projeto de microgeração fica feliz com o resultado. É algo que gera satisfação pessoal, além da economia na conta de luz. Mas realmente ainda enfrentamos algumas dificuldades", diz Hans Rauschmayer, diretor da Solarize, empresa especializada em consultoria para projetos de microgeração.

Com sede no Rio de Janeiro, Rauschmayer experimentou a tecnologia na própria veia. Em um ano conectado à rede da Light, conseguiu reduzir sua conta de luz em mais da metade do valor, com economia de R$ 1.266. "Em dez anos, o projeto paga o investimento", diz o especialista. Os ganhos ecológicos também são representativos: mais de 1,5 tonelada de gás carbônico deixou de ser lançada na atmosfera.

Chegar a esse resultado, no entanto, às vezes não é tão simples. Quatro meses atrás, o administrador aposentado Aresio Teixeira Peixoto conclui a instalação de um projeto solar para sua casa, em Brasília. Gastou R$ 25 mil. Com uma conta de luz mensal de cerca de R$ 350, Peixoto espera que seu custo caia para R$ 60 por mês.

O problema é que seu sistema de geração ainda não foi reconhecido pela CEB, distribuidora de energia de Brasília. "Hoje já consigo gerar a maior parte da energia consumida pela casa, mas a CEB não reconhece isso e continua a fazer a cobrança integral da conta. Já reclamei várias vezes. Na última vez ouvi que o setor tributário da distribuidora não consegue reconhecer a minha geração", diz Peixoto.

Erro. Procurada pela reportagem, a CEB informou que "reconhece que houve erro de procedimento na leitura da unidade consumidora" e que "as faturas de setembro, outubro e novembro serão revistas e as diferenças compensadas nas faturas posteriores".

Não se trata de uma queixa isolada. Uma das principais reclamações de usuários do sistema e até mesmo dos fabricantes e instaladores de equipamentos é a indiferença com que as concessionárias têm tratado o assunto. "Algumas distribuidoras demonstram uma atitude mais aberta e amigável à geração distribuída, enquanto outras ainda enfrentam dificuldades para adaptar seus procedimentos e o atendimento ao cliente, seja antes ou após a instalação", conclui um estudo feito pelo Instituto Ideal, especializado em energias alternativas.

Pelas regras da Aneel, as distribuidoras tinham até dezembro de 2012 para adaptarem seus sistemas e a rede elétrica à microgeração. "Esse prazo foi claramente desrespeitado. Projetos que poderiam ser concluídos em dois meses levam, em média, seis meses", diz Hans Rauschmayer, da Solarize.

Com forte incidência de sol e vento, o Brasil é um dos países mais privilegiados para expansão da microgeração. Estudos feitos pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) apontam que poderiam ser gerados 287 terawatts-hora por ano no País, somente no ambiente residencial. Isso significa 2,3 vezes o consumo residencial de energia verificado hoje.

fonte: Jornal GGN

Leia mais: Energia solar tem levado vantagem em relação à eólica

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Termografia e laudo termográfico

Tendo em vista o maior consumo dos equipamentos e a maior carga em todo o Brasil, é importante alertar a todos os consumidores de energia sobre a necessidade de se ter um Laudo de Termografia atualizado, com análise e recomendações.

O laudo de termografia é uma ferramenta de extrema utilidade para a realização da manutenção preventiva, que ajuda a evitar possíveis sinistros (incêndios) e ainda colabora na economia de consumo de energia elétrica.

Com aplicabilidade em qualquer tipo de consumidor que tenha componentes elétricos, como painéis, subestações, transformadores, motores, etc, a termografia é uma ferramenta capaz de identificar pontos de aquecimento em componentes elétricos, evitando panes e interrupções indevidas ou seja, evitando ônus para a unidade consumidora pela necessidade de executar uma manutenção corretiva (ou de emergência).

Para a realização do laudo de termografia se faz necessário uma visita de um técnico especializado com um termovisor, acompanhado de um responsável pela unidade consumidora para abertura dos painéis.

Após a realização da visita e inspecionados os componentes elétricos, o profissional contratado gera um Laudo de Termografia enviando para o cliente os pontos que se fazem necessárias intervenções, a fim de se evitar maiores danos aos equipamentos e/ou instalações.

  

Além da questão referente a manutenção, incêndio e perdas na produção, a termografia também colabora na redução de custos com energia elétrica. Pontos com aquecimento decorrentes de mau contato geram perda de energia por efeito Joule.

MTA (Máximas Temperaturas Admissíveis)

• Para avaliação dos componentes, existe uma tabela para Temperaturas Máximas Admissíveis (MTA), registradas pelo Termovisor:
• Contactoras: de 100°C à 140°C
• Fusíveis(Corpo): de 90°C à 110°C
• Fusíveis NH(Garra): 90°C
• Régua de Bornes: 70°C
• Fios encapados: 70°C à 110°C
• Conexões Metal-Cabo (Baixa Tensão 90°C): 70°C à 90°C
• Conexões Metal-Cabo (barramentos de Baixa tensão): 90°C
• Seccionadoras Alta tensão: 50°C
• Conexões Alta tensão: 60°C

Para agendar uma vistoria em suas instalações elétricas ligue agora para (61) 9993-9155.

Ou mante eum email através do formulário no rodapé desta página.

Saiba mais sobre laudo elétrico

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Governo federal adota medidas de aprimoramento na gestão do uso de energia e água em prédios públicos

O Ministério do Planejamento publicou hoje no Diário Oficial da União a Portaria nº 23, estabelecendo medidas para monitorar o uso de energia elétrica e água em órgãos da administração pública federal. De acordo com a Portaria, as entidades e órgãos federais deverão adotar práticas responsáveis de consumo, como a utilização consciente do ar condicionado, de lâmpadas e evitar o desperdício de água.

As orientações para economia no consumo de energia são diversas. Tratam de providências simples que contribuem para a redução de consumo como, por exemplo, manter as portas e janelas fechadas quando estiver utilizando o ar condicionado, desligar o aparelho quando não houver ninguém no ambiente e desligá-lo após as 18 horas. Desligar o monitor dos computadores, impressoras, estabilizadores e caixas de som também são ações importantes para a economia de energia.

Com relação aos sistemas de iluminação, algumas resoluções podem ser adotadas rapidamente, como aproveitar a luz natural, abrindo persianas ou cortinas, manter desligadas luminárias em ambientes como banheiros ou salas vazias e substituir lâmpadas.

O uso da água também deve ser responsável, evitando desperdícios como, por exemplo, vazamentos nas instalações. A portaria recomenda atenção à manutenção das torneiras totalmente fechadas, priorização do uso de descargas mais econômicas, criação, quando possível, de sistemas de captação de água da chuva.

Os órgãos e entidades devem informar mensalmente os dados sobre consumo de energia elétrica e de água por meio do Sistema do Projeto Esplanada Sustentável (SisPES). As informações relativas ao ano de 2014 e ao mês de janeiro de 2015 deverão ser inseridas no SisPES no prazo de trinta dias a partir da publicação desta portaria. A Secretaria de Orçamento Federal (SOF/MP) e a Secretaria de Logística e Tecnologia da Informação (SLTI/MP) estabelecerão indicadores para o monitoramento do consumo.

Fonte: MP

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Energia elétrica mais cara no DF

nivel baixo do reservatorio da usina hidrelétrica de Furnas em Itumbiara / GO (UOL)

  A escassez de chuvas desde o início do ano e a necessidade de acionamento das usinas termoelétricas para compensar a menor geração hídrica desequilibraram o balanço do setor elétrico. Diante da necessidade de comprar energia para honrar contratos firmados, grandes geradoras tiveram papel determinante para a queda de 29,3% no lucro do período, comparando o intervalo entre julho e setembro de 2013.

  Os números refletem o momento delicado pelo qual passa o setor. Para evitar queda mais acentuada no nível dos reservatórios, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) tem dado prioridade ao uso das usinas térmicas. A contrapartida desse movimento é o déficit hídrico e a elevação dos custos da energia no mercado de curto prazo. Em agosto último, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) autorizou um aumento nas. tarifas da Companhia Energética de Brasília (CEB), que atende 962 mil unidádes consumidoras. Os moradores do Distrito Federal pagarão, em média, 18,88% a mais pela energia elétrica. Para estabelecer a nova taxa, de acordo com a agência reguladora, foram levados em consideração tanto o Índice Geral de Preços - Mercado (IGP-M), que regula a inflação, quanto os demais custos da empresa, como a energia comprada de geradoras e os encargos de transmissão.

  Para o coordenador da Câmara Especializada de Engenharia Elétrica (CEEE) do Crea-DF, Afonso Moura, além da reposição da inflação do período, que representou uma parcela pequena do aumento, o maior fator responsável pela elevação foi o preço da geração de energia, principalmente pelo custo da geração das termelétricas, em conseqüência do baixo nível dos reservatórios.

  Para os clientes de baixa renda, o aumento na conta de luz será de 18,08%. Indústrias conectadas em alta tensão serão majoradas em 19,9%. Na baixa tensão, que inclui consumidores residenciais, comerciais e rurais, a alta será de 18,38%. O reajuste é três vezes maior do que a inflação acumulada nos últimos 12 meses, calculada em 6,5% pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA). Ainda assim, o aumento foi considerado baixo por especialistas do setor elétrico. "Vale ressaltar que o reajuste médio calculado e autorizado pela Aneel para o Distrito Federal foi próximo de 28%, mas devido a um pedido de deferimento, ou seja, de redução, feito pela CEB, aplicou-se um reajuste menor. A tarifa de energia cobrada pela CEB é uma das mais baixas do Brasil", afirma Afonso.

  Segundo informou a companhia, esse reajuste é previsto nos contratos de concessão das distribuidoras de todo o País. A CEB pondera que, para economizar na conta de energia, o consumidor deve: utilizar equipamentos mais econômicos e de forma racional; evitar equipamentos ligados sem uso, ajustar corretamente o chuveiro elétrico e utilizá-lo no tempo necessário, entre outros (veja quadro).

Economizar energia elétrica e fugir de contas altas Troque as lâmpadas incandescentes por fluorescentes. Estas duram mais e utilizam menor quantidade de energia; Não deixe a luz acesa em cômodos desnecessariamente; Aproveite ao máximo a luz do dia deixando cortinas e portas abertas. Em caso de mesas de trabalho e de leitura, coloque-as próximas às janelas; Máquina de lavar roupa e ferro de passar consomem bastante energia. Portanto, tente usá-los quando houver bastante roupa acumulada para realizar o trabalho de uma única vez; Evite deixar aparelhos eletrônicos em stand-by. Apesar de desligados, esse modo pode representar um gasto mensal desnecessário de até 12%; Regule a temperatura da geladeira no inverno, ajustando o termostato para evitar desperdício de consumo, e não forre as prateleiras para não exigir esforço redobrado do eletrodoméstico; Quando viajar, desligue a chave geral da casa para não gastar energia com aparelhos desnecessários; Avalie a possibilidade de instalar um sistema solar de aquecimento de água para abastecer toda a casa; Utilize fotocélulas - aparelhos que detectam a presença de movimento - em ambientes externos para que as luzes acendam somente à noite; No escritório, dê preferência a notebaoks, computadores, impressoras, copiadoras e outros equipamentos que consumam menor quantidade de energia.

Tarifa social

  Muitas famílias de baixa renda do Distrito Federal têm abatimento na conta de luz pelo programa "Tarifa Social de Energia". Instituída pela Lei Federal nO 10.238/2002, a tarifa possibilita a redução de até 65% na conta de energia. Mas, para receber o desconto, é preciso que a unidade consumidora seja residencial e a família atente a um dos seguintes requisitos:

1. Estar inscrita no Cadastro Único (CADúnico) para programas sociais do governo federal, com renda familiar mensal per capita menor ou igual a meio salário mínimo;
2. Estar inscrita no CADúnico, com renda mensal total de até três salários mínimos e ser portador de doença ou patologia cujo tratamento ou procedimento médico exija o uso continuado de aparelhos, equipamentos ou instrumentos que, para seu funcionamento, necessitam de consumo de energia elétrica;
3. Receber o benefício de prestação continuada da assistência social que contempla a pessoa com deficiência e o idoso com 70 anos ou mais, e que comprove não possuir meios de prover a própria manutenção e nem de tê-la provida por sua família.

PLD

  A ANEEL analisa o resultado da audiência pública sobre os novos limites para o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) de energia elétrica, que é usado no mercado de curto prazo. Os valores propostos são R$ 388,04 por megawatt- hora (MWh) para o PLD máximo, e R$ 30,26/MWh para o mínimo, a partir de janeiro de 2015.

  O PLD é o preço que as distribuidoras pagam pela energia que têm que comprar fora dos contratos, que possuem preços fixos. Em 2014, o PLD máximo foi fixado em R$ 822,83/MWh. Segundo a agência, no período de 2003 a 2013, o limite máximo do PLD foi atingido em somente duas semanas operativas, em janeiro de 2008. Em 2014, no entanto, o limite foi alcançado em praticamente todas as semanas operativas de fevereiro a maio, caiu em junho e vem subindo desde então, ficando próximo do máximo em setembro.

  Afonso Moura alerta que a situação em todo o País é muito grave, e, há possibilidade de reajustes elevados de tarifas, pelo menos nos próximos três anos. "Pelo comportamento das chuvas nesse início de período, tudo indica que teremos também alguma forma de racionamento já no início do próximo ano", diz.

Fonte: CREA-DF

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