Grupo de Economia da Energia

O setor elétrico brasileiro e suas incertezas

In energia elétrica on 05/10/2015 at 00:15

Por Renato Queiroz

renato102015No setor elétrico brasileiro a distinção entre crises no passado e no presente é apenas uma ilusão teimosamente persistente.

A geração de energia elétrica no Brasil foi estruturada com base em usinas hidroelétricas, aproveitando a situação privilegiada do país com grandes rios de planalto, abastecidos por abundantes chuvas tropicais. Hoje, a matriz de capacidade instalada de energia elétrica é bem mais diversificada, mas tem, ainda, a fonte hidráulica participando com mais de 65% (Figura 1).

 Figura 1 – Matriz de capacidade instalada de energia elétrica.

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FONTE: MME – Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro de julho de 2015

Para escoar toda essa produção de energia elétrica das centrais geradoras aos centros de consumo, uma grande malha de transmissão foi sendo construída bem como inúmeras subestações. O sistema elétrico brasileiro hoje tem 126.652 km de linhas de transmissão instaladas (Figura 2).

Figura 2 – Matriz de capacidade instalada de energia elétrica.

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FONTE: MME – Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico – julho 2015

Praticamente o Brasil todo é interligado, permitindo que as regiões troquem eletricidade entre si.  Os resultados na estruturação da matriz elétrica atual foram bem positivos e mostram que o setor foi uma escola para a formação de um conjunto de profissionais especializados como: engenheiros, físicos, matemáticos, economistas, biólogos, técnicos e projetistas que atuaram tanto no setor estatal como no setor privado com competência reconhecida no Brasil e no exterior.  A gestão institucional e o planejamento de médio e longo prazos trouxeram uma racionalização da operação e expansão da oferta de energia elétrica. Afinal, o Brasil com dimensões continentais é singular na geração hidroelétrica com sua malha de interligação do sistema elétrico em seu vasto território.

Mas para chegar até aqui o setor elétrico passou por várias crises. E parece que essa angústia de viver em crises não terminou.

Ao revisar os momentos de crise que o setor elétrico vivenciou no passado e o ambiente político-econômico do País, verifica-se que há semelhanças com a atualidade. E muitas ações foram equivocadas ou não trouxeram resultados positivos a longo prazo. Vale, ainda, refletir que muitas dessas ações ou ideias podem ainda estar sendo repetidas ou até sugeridas hoje em dia.  Ou seja, o ensinamento de que olhar o passado pode evitar a repetição dos mesmos erros nem sempre é verdade.

Há um fato comum nas crises: a grande teimosia de profissionais, gestores do setor, em não assumirem que o modelo setorial está em crise. Teimosamente ou cautelosamente custam a admitir que o timing para mudanças estruturais esteja passando e quanto mais são postergadas as decisões, mais a sociedade é afetada.  Certamente a decisão para mudar ou voltar atrás em medidas equivocadas cabe à hierarquia superior que está na esfera da política de governo. Há um reconhecimento entre atores privados e estatais do papel do Estado, atuando na coordenação e nas estratégias para atrair capital privado sempre na busca da segurança energética do País. Mas o mais grave é quando os técnicos se calam protegendo-se na premissa de que a decisão por mudanças está em um patamar superior e não querem receber recusas ou até advertências em suas propostas.

A estruturação do setor elétrico partiu de um arcabouço regulatório formalizado no Código de Águas em 1934, dando à União a competência de legislar, outorgar concessões de serviços públicos, antes regidos por contratos assinados com estados e municípios. Uma nova política do setor elétrico estipulou que a tarifa fosse fixada na forma de “serviço pelo custo”. O objetivo, segundo a legislação, era garantir ao agente prestador do serviço a cobertura dos custos de operação, cotas de depreciação e reversão à remuneração do capital investido.

As condições de restrições econômicas, que o Brasil sofreu em face da crise internacional decorrente da II guerra mundial, levaram o país a ter dificuldades em importar peças e equipamentos e outras restrições. No caso do setor elétrico, a estratégia foi o Estado passar a ser também um produtor de energia. Um exemplo foi a criação da companhia CHESF – Companhia Hidroelétrica do Vale do São Francisco – em 1945.  Nesse ambiente foi estabelecido um modelo centralizado de planejamento. A história do setor lista uma série de planos, comissões mistas até a formação de uma holding e subsidiárias para planejar e administrar a construção de usinas geradoras e de linhas de transmissão, bem como a sua operação. Surge a Eletrobrás.

O modelo foi sendo aperfeiçoado com bons resultados até a década de 70, quando há um comprometimento de sustentabilidade do setor elétrico por conta, sobretudo, de políticas econômicas. O setor elétrico foi usado como captador de recursos externos, bem como para controle da inflação com forte contenção de suas tarifas. O uso do setor para atender a diretrizes econômicas do governo afetou a remuneração garantida das empresas e um significativo passivo setorial foi se formando. O país passou a viver um período de recessão com uma desvalorização cambial com grandes reflexos no setor elétrico. Verifica-se que medidas pontuais de governo foram sendo criadas na busca de soluções. O resultado foi um grande desequilíbrio econômico-financeiro do setor elétrico brasileiro. Nesse ambiente os investimentos foram insuficientes para atender ao consumo de uma sociedade ávida de eletricidade.

Face à falência do modelo, já na década de 90, são estabelecidas regras buscando resolver a situação.  A Lei 8631/93, por exemplo, denominada no jargão do setor como “Lei de Encontro de Contas” ou “Lei Eliseu Resende” veio acalmar o inferno em que vivia o setor, trazendo alterações significativas. Um dos pilares dessa Lei foi expurgar o passivo setorial na busca de atrair o capital privado. Essa Lei, complementada por decretos e atos regulatórios, trouxe resultados positivos para o setor. Um deles, que era a preocupação do governo, foi a valorização do braço estratégico do setor, a Eletrobrás.  De fato, em menos de 2 anos, o valor de mercado da Eletrobrás subiu praticamente 10 vezes e a ação da holding chegou a ser uma das mais negociadas na Bolsa. No entanto, cabe registrar que o montante total da dívida de cerca de US$ 28 bilhões, nesse “encontro de contas”, foi para o Tesouro Nacional.

Veio o programa de estabilização econômica em 1994, o Plano Real, e com ele o Programa Nacional de Desestatização com a separação das atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica. Uma série de Leis e portarias foi estabelecida para a criação de um modelo privado/estatal no setor. Há avaliações de especialistas que, nesse conjunto de mudanças, muitas ações foram açodadas sem um planejamento estratégico para o País.  E um dos fatos mais emblemáticos que levaram muitos a desconfiarem do êxito das mudanças foram os apagões constantes nos estados do RJ e ES logo após a privatização das distribuidoras de eletricidade desses estados. Na ânsia de privatizar rapidamente algumas Concessionárias de eletricidade aplicou-se um modelo de privatização, mesmo sem uma entidade reguladora.

Com a implantação do modelo, um novo inferno de crise no setor parecia estar longe. Ledo engano. O diabo voltou com toda a força, trazendo a crise de geração de energia após medidas equivocadas de governo. O resultado foi o racionamento de 2001.

A saída foi chamar uma nova turma para apagar o fogo. Surge assim, em 2004, um novo modelo para o Setor Elétrico Brasileiro (SEB), sustentado pelas Leis nº 10.847 e 10.848 de 15 de março de 2004, e pelo Decreto nº 5.163 de 30 de julho de 2004. O profissional afeto ao setor conhece muito bem o que foi ajustado e introduzido quando da implantação dessa legislação. Não cabe aqui detalhar. Para muitos parecia que o novo modelo chegaria para resolver os riscos da falta de abastecimento de energia elétrica que causou tantos danos à sociedade. Uma esperança de preços módicos, que permitiriam à indústria e ao comércio trabalharem com baixos custos de eletricidade e proporcionariam à população contas de luz acessíveis aos seus bolsos, se extinguiu.

Como ocorreu em várias situações anteriores, quando o modelo começa a dar sinais de esgotamento, os gestores governamentais insistem em fecharem seus ouvidos a especialistas ou mesmo a seus técnicos que alertam para o risco de abastecimento. Demoram a tomar suas decisões. Assim, hoje, o setor elétrico vive driblando, com ações pontuais, uma crise de abastecimento. Uma verdadeira colcha de retalhos vem sendo criada sem um eixo central que estruture uma eficiente reforma do setor.

Há situações de dificuldades em todos os segmentos da cadeia, desde os geradores e distribuidores até os consumidores. O governo acusa S. Pedro, pois não chegam as esperadas chuvas para encherem os reservatórios, causando os riscos hidrológicos. Há especialistas afirmando que o grande culpado é o modelo do setor, incompatível com a realidade.

De concreto são os sucessivos aumentos dos preços da energia para os consumidores industriais, comerciais e residenciais. E não há perspectivas de reversão desse processo. As térmicas continuam em 2015 em pleno despacho trazendo custos elevados. Cabe lembrar que, anteriormente, os recursos do tesouro e empréstimos bancários foram acionados para cobrirem custos das Distribuidoras provenientes de compras de energia no mercado de curto prazo que chegaram a preços estratosféricos. Essa conta total deve ultrapassar R$ 37 bilhões e será paga em suaves prestações por quase 5 anos pelos consumidores. Agora, em um quadro de realismo tarifário, os consumidores arcarão com esses custos repassados pelas Distribuidoras nas revisões tarifárias.

De um lado os aumentos buscam recuperar as condições de investimentos das Distribuidoras. Por outro lado os consumidores vão ter seus custos de eletricidade aumentados. Mas será que essas medidas trarão fôlego suficiente para essas Concessionárias? A crise e o aumento de tarifas diminuem a demanda, o que reflete no faturamento dessas empresas. Há ainda os riscos hidrológicos das usinas cotizadas. Uma preocupação para o setor de distribuição.

Mas se não houvesse essa equação financeira, o setor quebraria? Certamente. Mas não foi um forte sinal de crise?  E por que isso não é admitido?  Teimosia para mudanças, incapacidade de governança no setor?

Do lado da geração há um inferno também. As geradoras nesse contexto foram obrigadas a cumprirem seus contratos comprando energia no mercado spot. A consequência foi a formação de um passivo financeiro que vai desaguar nas contas dos consumidores: o chamado GSF – Generating Scaling Factor que é a diferença entre a energia contratada pelas hidrelétricas e a que foi gerada (a menor).  Os órgãos de governo voltados ao setor elétrico demoraram a admitir que fosse necessário encarar esse imbróglio. E só recentemente editou uma nova Medida Provisória, MP 688, criando procedimentos para reduzir o risco dos geradores. Cabe explicitar que a MP 688 não satisfaz a todos os atores envolvidos nessa situação, o que leva a questionamentos jurídicos.

Para complicar a situação, vem a revolta das geradoras estatais federais. Com grandes prejuízos, enfraquecida financeiramente, a Eletrobras culpa a gestão do sistema. Certamente alguém já pensou em responder à holding com a expressão da língua portuguesa: “Agora Inês é morta”, o que significa “não adianta mais nada”.

A crise do setor elétrico é profunda, pois está no âmago do modelo.  Em consequência faltam: recursos financeiros, governança, maior integração do planejamento com a operação, confiança para manter a segurança energética, sobretudo quanto aos impasses ambientais e sociais na construção de usinas hidroelétricas na região norte e na conclusão da usina nuclear de Angra III.

As soluções para equacionar problemas à medida que vão surgindo podem se esgotar, chegando-se a um impasse.  Hoje a CCEE contabiliza mais de 10 liminares contra o déficit hídrico e o mercado teme inadimplência. A situação é preocupante.  Empresas com sobras de energia optam por vendê-las com valor mais baixo, pois não querem aguardar para liquidar os contratos na CCEE, face a um possível ambiente de inadimplência. Esse é um sinal mais do que vermelho para quem está sentado nas cadeiras de decisão do setor.

Uma das consequências dessa situação, que é muito ruim, é a falta de credibilidade dos investidores para o setor, dos agentes e até mesmo dos técnicos que para preservarem seus empregos se calam.

Importante, assim, é montar uma agenda para o amanhã do setor elétrico. Uma hipótese seria constituir um grande Comitê, Grupo de trabalho, Comissão ou similar para discutir uma nova modelagem para o setor elétrico. Um Grupo certamente capitaneado pelo Ministério das Minas e Energia com a presença de associações de indústrias, do comércio, de associações de geradores, distribuidores e produtores independentes, da Eletrobrás, como um agente de mercado estatal, e da Academia. O Grupo precisa ter respaldo e as soluções podem vir desses agentes que atuam no Brasil. Não se pode cair na tentação de buscar uma consultoria internacional, como outrora, com propostas trazidas de experiências de um ambiente diferente do País. Enfim, um novo acordo tem que ser alcançado.

Mas, ao contrário, se continuarmos aguardando as chuvas chegarem, a crise econômica e a crise política arrefecerem etc. para estruturar uma reforma no setor poderão surgir ideias como uma nova ilusão teimosamente persistente.

Nesse contexto o Grupo de Economia da Energia vem promovendo debates chamados “Caminhos para a Retomada” abertos à participação da sociedade. São convidados especialistas para contribuírem com uma discussão de uma agenda positiva para a crise da indústria de energia por que passa o País. Na última 6ª feira, dia 02 de outubro, na Casa da Ciência da UFRJ no Rio de Janeiro foi realizado um debate específico sobre a crise do Setor Elétrico Brasileiro.[i] O GEE estará disponibilizando nas próximas semanas, no seu Canal no YouTube, os vídeos das apresentações do evento.

Ao final do debate pediu-se a cada um dos debatedores presentes que apontasse em uma palavra o principal eixo de direcionamento para uma saída para a crise do Setor. As respostas foram: governança, sustentabilidade e eficiência econômica.

Referências:

MME – Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico (julho 2015)

Gomes A; Abarca C; Faria E; Fernandes E; (2009)- O Setor Elétrico – BNDES – www.bndes.gov.br acessado em 01 de outubro de 2015.

Guimarães G; (2001) – Consultoria Legislativa – Crise energética e Privatização (2001).

[i]  Participaram como debatedores: Fabio R. Zanfelice, diretor presidente da Votorantim Energia. José Luiz Alqueres, sócio-diretor da JL Alqueres Consultores Associados Ltda e conselheiro do Clube de Engenharia. Luiz Augusto Barroso diretor técnico da PSR. Roberto Pereira D´Araújo consultor e diretor do ILUMINA- Instituto de Desenvolvimento Estratégico do Setor Elétrico.

  1. A trajetória de ineficiência das turbinas hidráulicas no Brasil.

    As relações comerciais entre as autoridades públicas, eempreendedores privados de produção de energia elétrica no Brasil e os grandes fabricantes de turbinas hidráulicas nacionais e internacionais, é de perfeita conivência, razão pela qual, leva esses fabricantes de turbinas nacionais e internacionais, a não investirem em novos e eficientes modelos de turbinas hidráulicas.
    Os quatro tipos de turbinas hidráulicas mais utilizados e conhecidos, são.:
    1 – Francis, O nome e o desenvolvimento desta turbina hidráulica, deve-se à James Bicheno Francis (1815-1892) nascido na Inglaterra, e que emigrou mais tarde para os Marrima James Francis teve interesse em uma máquina de escoamento centrípeta, já patenteada em 1838 por Samuel Dowd (1804-1879). No entanto foram de tal importância as modificações de Francis sobre o projeto de Dowd, que esse tipo de turbina mereceu seu nome
    2 – Kaplan, O engenheiro austríaco Victor Kaplan (1876-1934) professor da Universidade Técnica de Brno, após estudos teóricos e experimentos, desenvolve em 1912 um tipo novo de turbina axial com rotor em forma de hélice. Este rotor possuía um sistema de orientação em suas pás, possibilitando sua regulagem independente.
    3 – Pelton, A turbina Pelton fora desenvolvida por Allan Lester Pelton. Com idade de 20 anos, em 1850, foi para a California, EUA e em 1864 tornou-se dono de um moinho na Califórnia nos Estados Unidos. Treze anos mais tarde em 1877, inicia experimentos com rodas d´água que o conduziram a invenção de um novo conceito baseadas no conceito chamado splitter
    4 – Bulbo, patenteada em 27/12/1933, por Arno Fisher.
    Essa relação comercial é robusta, segura e inabalável a qual se sobrepõe aos direitos dos consumidores de energia elétrica em geral, bem como ao de todos os órgãos técnicos e fiscais da nossa república, e essa relação, continua a caminhar de forma permanente, sem nenhum questionamento ou impedimento da sociedade brasileira, vide lista de novas e futuras Usinas hidrelétricas brasileiras, a seguir.:
    Lista das 10 maiores hidrelétricas do Brasil

    Nº Nome Rio Estado Capacidade
    01 Usina Hidrelétrica de Itaipu Binacional
    Rio Paraná
    Paraná e Hernandarias (Paraguai)
    14 000 MW
    02 Usina Hidrelétrica de Belo Monte
    Rio Xingú
    Pará
    11 233 MW (em construção)
    03 Usina Hidrelétrica de Tucuruí
    Rio Tocantins
    Pará
    8 370 MW
    04 Usina Hidrelétrica São Luiz do Tapajós
    Rio Tapajós
    Pará
    6 133 MW (projetada)
    05 Usina Hidrelétrica de Jirau
    Rio Madeira
    Rondônia
    3 750 MW (em construção)
    06 Usina Hidrelétrica Santo Antônio
    Rio Madeira
    Rondônia
    3 568 MW (em construção)
    07 Usina Hidrelétrica de Ilha Solteira
    Rio Paraná
    São Paulo
    3 444 MW
    08 Usina Hidrelétrica de Xingó
    Rio São Francisco
    Alagoas e Sergipe
    3 162 MW
    09 Usina Hidrelétrica de Paulo Afonso IV
    Rio São Francisco
    Bahia
    2 462 MW
    10 Usina Hidrelétrica Jatobá
    Rio Tapajós
    Pará
    2 338 MW (projetada)

    A utilização dessas turbinas hidráulicas, continuam sem nenhum questionamento ou impedimento, como se essas turbinas funcionassem de forma perfeita, cumprindo seus cincoenta ou mais anos de uso, sem a promoção de nenhum prejuízo aos seus usuários, onde na verdade, o que se observa é esse terrível quadro, mostrado a seguir.:
    Levantamentos efetuados pelo CEPEL (Centro de Pesquisa de Energia Elétrica da Eletrobrás) em 1991, mostraram que os dispêndios gastos com reparos de cavitação nas turbinas hidráulicas no Brasil eram da ordem de US$ 13,000,000.00 (treze milhões de dólares), isto considerando apenas despesas com mão-de-obra e materiais, vide link.:
    http://www.abcm.org.br/app/webroot/anais/conem/2000/OC8712.pdf;
    Nos levantamentos realizados pelas áreas de Projeto Eletromecânico de Usinas Hidrelétricas ( EEGM ) e de Engenharia de Manutenção da Geração (CEMG )da Eletronorte, junto às principais empresas geradoras de energia do setor elétrico, os mesmos mostraram os seguintes dados:
    Os danos causados pela cavitação em componentes de turbinas hidráulicas tem envolvido não apenas custos elevados de reparo mas principalmente considerável perda de energia gerada por indisponibilidade das máquinas, limitação da flexibilidade operacional do sistema e redução da vida útil dos equipamentos afetados. Hoje no país 75% das companhias geradoras de energia elétrica através de usinas hidrelétricas estão operando com algum tipo de problema de cavitação em seus equipamentos.
    • existem aproximadamente 129 Turbinas Francis operando no Brasil sob cavitação, das quais 110 apresentam potências unitárias superiores a 100 MW,
    • e 49 Turbinas Kaplan também estão operando com problemas de cavitação, sendo que dessas 23 unidades possuem potências superiores a 100 MW.
    • A confiabilidade do sistema elétrico brasileiro tem sido afetada em função da erosão severa observada em muitas de suas turbinas, o que acarreta na necessidade de indisponibilização das unidades para reparo. O déficit de geração existente no país atualmente, contribui para uma tendência de agravameto dessa situação, uma vez que as turbinas serão exigidas cada vez mais. Com a finalidade de mostrar o estado que se encontram as turbinas hidráulicas brasileiras com relação à cavitação, bem como o nível de erosão, na tabela do anexo 1 mostra o resultado de pesquisa feita junto as principais concessionárias do país. Foram obtidos dados técnicos de 273 turbinas hidráulicas de médio e grande porte, que representam significativo do total de unidades de, médio e grande portes, instaladas no Brasil. Das turbinas pesquisadas 178 apresentam algum problema de cavitação, o que representa 65 % do total de unidades pesquisadas. Os resultados da pesquisa realizada junto ao setor elétrico brasileiro, mostram ainda que a erosão ocorre com maior freqüência no lado de sucção das pás. Quanto ao posicionamento, é distribuída na borda de ataque, de fuga e no meio das pás, sendo que a parte mais castigada é na extremidade das mesmas. Também foram citados casos de erosão no anel periférico e no cubo do rotor.
    • Além das turbinas mostradas na tabela acima, merecem destaques as turbinas Francis da Usina de Itaipú e de Foz do Areia, pelo porte e níveis de cavitação observados.
    • As turbinas da UHE Itaipu, com 740 MW de potência nominal unitária, com rotor de 300 t de aço soldado ASTM A 643 Gr.A, sofreram intervenções para reparo, em 1995 na unidade 2 e em 1996 na unidade 12, onde foram depositados 980 e 950 Kg de eletrodos respectivamente. Nessa ocasião (1995), foi substituído o tradicional eletrodo revestido pelo processo de arame tubular, o que representou um ganho de produtividade dos serviços da ordem de 3 vezes em relação ao método anterior de reparo.
    • Na UHE Foz do Areia (COPEL), foram realizados testes de campo em turbinas Francis com 430 MW de potência nominal unitária, com eletrodos de AWS-E-309 Mo (Ni-Cr) e HQ- 913 (Ni-Co). Os resultados obtidos foram favoráveis ao HQ-913, como mostra a tabela 2 abaixo : Tabela 2 – Resultado de desempenho do eletrodo HQ-913 x AWS E 309 em Foz do Areia Horas de operação ( h ) AWS-E-309 – Profundidade Pit’s ( mm ) HQ-913 – Profundidade Pit’s ( mm ) 1500 1.0 0.5 3500 3.5 1.0 5800 8.0 3.0 8000 12.0 4.5
    • Com relação aos materiais usados para o reparo da erosão em turbinas hidráulicas no Brasil, existe uma tendência dos materiais AWS-E 307; AWS-E 410; AWS-E 308 e AWS-E 316, serem substituídos pelo AWS-E 309 Mo (resistência a tração 520 MPa), para o caso de ataque moderado e HQ 913/914 (resistência a tração 820 MPa), para o caso de ataque severo.
    • Pode-se observar que no Brasil a cavitação em turbinas hidráulicas é um fator relevante, que traz prejuízos e e contribui para diminuir a confiabilidade dos sistemas, o que tenderá a agravar uma vez que no país mais de 80% das turbinas instaladas tem mais de 20 anos, a necessidade de aumentar a oferta de energia contribui para que as máquinas sejam operadas com sobrecarga

    Obs.: É muito chocante para nós, pobres consumidores de energia elétrica do Brasil, tomarmos conhecimento da existência de denúncias de propinas por parte da Alstom na venda de turbinas hidráulicas, para o governo do Estado de são Paulo, vide os links, a seguir.:
    http://leopoldotristao.blogspot.com.br/2014/01/e-o-trensalao-virou-luz-salao-jorrou.html
    http://tijolaco.com.br/blog/e-o-trensalao-virou-luz-salao-jorrou-dinheiro-da-alstom-para-os-governos-tucanos-de-sp/
    http://www.maoslimpasbrasil.com.br/biblioteca/9-artigos/1237-corrupcao-empresarial-tucana-e-petista
    Acreditamos que essa relação de promiscuidade e conivência entre os parceiros acima mencionados, só ocorre em função do poder excessivo dos nossos governantes de estabelecerem quase que unilateralmente o custo da produção e a tarifa de energia elétrica, que bem querem e entendem, vide reportagem do Jornal Estadão de 22/10/2015, que publica a seguinte noticia.:
    Consumidor paga RS 10 bilhões extras na conta de luz este ano.
    Bandeiras tarifárias arrecadaram RS 9.6 bi até agosto, dos quais quase metade foram utilizados para cobrir custos das distribuidoras; empresas reclamam que tarifas não cobrem todos os custos.

    Edição do dia 04/06/2015
    05/06/2015 01h11 – Atualizado em 05/06/2015 01h22
    JORNA
    Brasil tem a energia mais cara para a indústria entre 28 países, diz Firjan
    Enquanto no Brasil, preço do megawatt/hora é de R$ 544, na Índia e Itália
    o preço está próximo R$ 500. Custos de geração também são bem maiores.

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