Foto: Pedro França/Agência Senado

Privatização da Eletrobrás pode afetar tarifa e causar crise hídrica, alertam especialistas

Especialistas do setor elétrico que participaram de audiência pública na Comissão de Desenvolvimento Regional e Turismo (CDR) afirmaram, nesta terça-feira (19), que a privatização da Eletrobrás deve aumentar a conta de luz dos brasileiros e colocar em risco a segurança hídrica de grande parte da população.

A senadora Fátima Bezerra (PT-RN) explicou que, com a privatização, o governo vai revogar a Lei 12.783/2013. A lei permitiu uma redução no valor da energia cobrado pelas geradoras, que passaram a vender a preço de custo. Esses valores foram repassados para as distribuidoras do país inteiro na forma de cotas. Por causa dessa lei, segundo Fátima Bezerra, 15% do total de energia elétrica do país é vendida, atualmente,  com um preço ¼ mais baixo do que o preço de mercado.

– Os governadores do Nordeste alertaram que a proposta de descotização da energia deverá elevar os preços aos consumidores. Os governadores acreditam que esse aumento ficaria entre 7% e 17% – disse.

O professor da Universidade Federal do Rio de Janeiro e ex-presidente da Eletrobrás, Luiz Pinguelli Rosa, ressaltou que é impossível que não haja o aumento da tarifa. Segundo ele, o investidor que vai colocar dinheiro comprando as empresas vai querer recuperar o capital e isso vai impactar na tarifa.

Segurança hídrica

A questão da segurança hídrica também foi destacada no debate. De acordo com os participantes, se o capital privado, provavelmente estrangeiro, passar a controlar a Eletrobrás, a gestão das águas também ficará em suas mãos.

– Isso inclui questões como abastecimento humano, navegação e irrigação. A privatização vai colocar em risco a segurança hídrica de grande parte da população e vai desestimular estudos e projetos para o uso múltiplo da água, o que pode comprometer o futuro de gerações – explicou Fátima Bezerra.

Na mesma linha, Nelson José Moreira, membro do Conselho de Administração da Companhia Energética de Minas Gerais (Cemig), considerou inapropriado o governo se desfazer de uma estatal brasileira e deixar todos os parques hídricos do país na mão de uma estrangeira.

Contas públicas

O professor da UFRJ, Luiz Pinguelli, explicou que a privatização no setor elétrico não resolverá o problema do déficit nas contas públicas. Segundo ele, o que se espera apurar na venda da Eletrobrás é algo em torno de R$ 20 bilhões a R$ 30 bilhões enquanto o rombo das contas públicas já chega a R$ 150 bilhões.

– Não tampa o buraco; o buraco continua aberto e vamos perder um instrumento de política energética – disse.

Luiz Pinguelli citou exemplos mundiais de empresas estatais eficientes e fez um apelo ao governo para que não faça a privatização às pressas. O ex-presidente da Eletrobrás pediu para o governo abrir uma discussão, inclusive técnica, sobre o assunto e dar um tempo para que se possa chegar a uma conclusão mais firme sobre privatizar ou não o setor elétrico.

– Nós não devemos ser avessos nem ao capital estatal e nem ao capital privado, mas não vejo razões convincentes para uma operação dessa magnitude.  Se a Eletrobrás é ineficiente é possível mudá-la. O governo indica a diretoria – disse.

Jean-Paul Prates, diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais & Energia (Cerne) e presidente do Sindicato das Empresas do Setor Energético do Rio grande do Norte (SEERN) destacou a importância da Eletrobrás para o desenvolvimento do país e ressaltou a complexidade estatutária, jurídica e regulatória da estatal que dificultariam a privatização.

Fonte: SEERN Press com informações da Agência Senado 

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Cadastramento para Leilões de Energia A-4 e A-6 tem maior oferta de eólicas

Gás natural e solar fotovoltaica são as demais fontes com grande capacidade instalada inscrita para os certames de dezembro

A Empresa de Pesquisa Energética concluiu na última quarta-feira, 13 de setembro, o processo de cadastramento de projetos de geração para os Leilões de Energia A-4 e A-6 de 2017, agendados para os dias 18 e 20 de dezembro, respectivamente. De acordo com comunicado divulgado ontem (14) a noite pela estatal, foram cadastrados 1.676 empreendimentos para o Leilão A–4, somando 47.965 MW de capacidade instalada. O cadastramento para o Leilão A-6 registrou 1.092 projetos inscritos, com potência somada de 53.424 MW. Segundo a EPE, parte significativa das usinas foi cadastrada em ambos os leilões.

A eólica foi a fonte mais cadastrada, tanto em número de projetos como em potência total. Para o A-4 foram inscritos 954 parques (26.604 MW), a grande maioria deles também para o A-6, com 953 parques (26.651 MW). A fonte solar fotovoltaica, cuja participação está restrita ao Leilão A-4, apresentou um total de 550 projetos cadastrados (18.352 MW). Da mesma forma que a solar, os 21 projetos termelétricos a gás natural cadastrados, com elevada capacidade de 21.560 MW, terão participação restrita ao A-4. As hidrelétricas somam 4 usinas (222 MW), sendo a maior delas a UHE Telêmaco Borba, no Paraná, com 118 MW.

No corte por unidades da federação, um total de 21 estados apresentou projetos cadastrados para os dois certames, sendo que a Bahia foi o que registrou a maior oferta de empreendimentos de diferentes fontes – eólicas, solar fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, térmicas a biomassa e térmicas a gás natural. Os demais estados com projetos contemplados na fase de cadastramento são Alagoas, Amapá, Ceará, Espírito Santos, Goiás, Maranhão, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Paraíba, Paraná, Pernambuco, Piauí, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Rio de Janeiro, Santa Catarina, São Paulo, Sergipe e Tocantins.

Após o processo de cadastramento, a EPE inicia a fase de habilitação técnica, na qual é analisada toda a documentação enviada pelos empreendedores para que sejam identificados aqueles que estão em condições de participar efetivamente das licitações. “Com base no cronograma atual, a análise ocorrerá até 16 de novembro, quando deverão ser emitidos os ofícios de inabilitação e iniciado o período para apresentação de eventuais recursos administrativos. As Habilitações Técnicas são emitidas cerca de 15 dias data de realização dos leilões”, informa o comunicado divulgado pela empresa de planejamento do governo federal.

A EPE ressalta que o espaço para contratação de projetos nos leilões dependerá da demanda a ser apresentada pelas distribuidoras até 10 de novembro, decorrente das estratégias de contratação das concessionárias de distribuição e que são influenciadas pelas projeções de crescimento dos mercados e pela evolução dos portfólios de contratos (oriundos de projetos já concluídos e em implementação).

O Operador Nacional do Sistema Elétrico pode iniciar estudos para definição da capacidade remanescente do sistema de transmissão, a fim de reduzir as chances de que a rede não esteja preparada para acomodar os projetos contratados.

Consultar empreendimentos cadastrados no Leilão A-4, clique aqui

Consultar empreendimentos cadastrados no Leilão A-6, clique aqui

Fonte: Canal Energia

Foto; Junior Santos

Energia eólica abastece 71% do Nordeste em setembro

No último domingo, 10 de setembro, a energia eólica bateu novos recordes de geração. O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) registrou que 71% da energia consumida no Nordeste veio das eólicas. E houve ainda um recorde horário: às 9h13, o consumo de energia proveniente da fonte atingiu o pico de 84%, que corresponde a 6.852 MW.

Ainda de acordo com o ONS, a geração eólica média diária chegou a 6.194 MW, correspondendo a 71% da demanda média.

Com informações da agência Canal Energia

Foto: Epoca Negócios

Ministério divulga nota sobre reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico

O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) apontou, em sua reunião realizada na quarta-feira (6/9), que em agosto deste ano entraram em operação comercial 265 MW de capacidade instalada de geração e 438 km de linhas de transmissão.

No total, a expansão do sistema no ano 2017, até o mês de agosto, totalizou 3.989 MW de capacidade instalada de geração, 1.577 km de linhas de transmissão de Rede Básica e conexões de usinas e 9.474 MVA de transformação na Rede Básica.

O CMSE também reiterou a possibilidade de aumento da importação internacional de energia a preços competitivos, de forma excepcional e interruptível, após avaliar as atuais condições hidrometeorológicas e de energia armazenada no SIN. O intercâmbio de energia entre o Brasil, a Argentina e o Uruguai é uma importante ação de aproveitamento dos excedentes energéticos entre os países vizinhos. O CMSE decidiu realizar reunião extraordinária em quinze dias, quando as condições do atendimento serão reavaliadas, incluindo o despacho térmico fora da ordem de mérito, considerando análise de custo x benefício de sua utilização.

Destaca-se o risco de qualquer déficit de energia em 2017 é igual a 0,1%[1] para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste considerando a configuração do sistema do PMO de setembro de 2017.

 

 

Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE)

Nota Informativa – 6 de setembro de 2017

O CMSE esteve reunido nesta quarta-feira, 6 de setembro de 2017, com o objetivo de analisar as condições de suprimento eletroenergético em todo o território nacional, e divulga, de forma preliminar, os principais pontos tratados pelo colegiado:

Avaliação do Suprimento a Manaus: O ONS apresentou estudo sobre as condições de atendimento ao Sistema Manaus, no horizonte 2018 a 2021, com enfoque para uma reavaliação do montante necessário de geração térmica local, buscando manter a confiabilidade e segurança no suprimento de energia à região. Os resultados apontaram a importância da imediata entrada em operação da primeira unidade geradora da usina térmica – UTE Mauá 3, com 187,5 MW, sendo condição necessária para que se possa atender ao critério de confiabilidade de perda dupla na Interligação 500 kV Tucuruí – Macapá – Manaus, com corte de carga controlado e evitando blecaute em Manaus, e ainda permite a descontratação da UTE São José (50 MW).

Condições Hidrometeorológicas e Energia Armazenada: O ONS informou que, com base na última reunião do Grupo de Trabalho MCTIC/MME sobre Previsão Meteorológica Estendida, a temperatura superficial do Oceano Pacífico Equatorial, na atualidade, indica uma situação de neutralidade, o que não deve interferir significativamente no regime pluviométrico nos próximos meses. As previsões recentes indicam com maior probabilidade a ocorrência de precipitações inferiores à média histórica na porção Centro-Norte do Brasil, fato que poderá provocar um atraso no início da próxima estação chuvosa. Além disso, as afluências previstas para a região Sul estão bem abaixo da média histórica, e com isso este subsistema passou a receber energia da região Sudeste/Centro-Oeste.

Diante disso, o CMSE deliberou por aprofundar a análise das condições de atendimento ao SIN, com adoção de medidas para preservação dos estoques de armazenamento, tais como o aumento da importação internacional de energia a preços competitivos, a adoção de medidas de incentivo ao uso racional de energia e a majoração das transferências de energia entre os subsistemas. Foi reiterada a garantia do suprimento, porém chamou-se a atenção para o aumento dos custos da energia associado à utilização de recursos com preço final mais elevado. O CMSE decidiu realizar reunião extraordinária em quinze dias, quando as condições do atendimento serão reavaliadas, incluindo o despacho térmico fora da ordem de mérito, considerando análise de custo x benefício de sua utilização.

Reiterou-se também a importância da implementação de soluções estruturais para o Mercado de Curto Prazo – MCP. Os membros do CMSE registraram que o funcionamento inadequado do MCP está inibindo respostas da oferta e demanda de energia, que poderiam contribuir com o equilíbrio eficiente do setor. A paralisação do MCP afeta a segurança e amplia significativamente os custos de atendimento. A consideração dos riscos associados à incerteza de recebimento de receitas no MCP afeta a precificação da energia, com resultados que se refletem no aumento do custo da energia nos próximos leilões de energia nova, a exemplo do leilão previsto para dezembro/2017, afeta o preço no Mercado Livre de Energia em prejuízo da competitividade da indústria nacional, e implica em menor receita para a União no caso de leilões de concessões não prorrogadas, como previsto para setembro/2017. O CMSE reforçou a prioridade do assunto, que está sendo coordenado pela Secretaria Executiva do MME, e que vem discutindo soluções para encaminhamento do questionamento judicial do tema.

O ONS apresentou também que, em termos de Energia Natural Afluente – ENA bruta, foram verificados no mês de agosto de 2017 os valores de 86% no Sudeste/Centro-Oeste, 51% no Sul, 31% no Nordeste e 58% no Norte, referenciados às respectivas médias de longo termo – MLT.

Ao final do mês de agosto de 2017, foi verificada Energia Armazenada – EAR de 32,5%, 56,7%, 12,5% e 51,5% nos reservatórios equivalentes dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte, respectivamente, referenciados às respectivas EAR máximas. Os valores esperados de armazenamentos equivalentes ao final do mês de setembro são: 27,0% no Sudeste/Centro-Oeste, 51,1% no Sul, 8,5% no Nordeste e 36,6% no Norte.

Análise de Risco: O risco de qualquer déficit de energia em 2017 é igual a 0,1%[1] para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste considerando a configuração do sistema do PMO de setembro de 2017.

Operação Hidráulica do Rio São Francisco: O ONS informou que foram emitidas autorizações para a redução das vazões defluentes mínimas das UHEs Sobradinho e Xingó para o valor médio diário de 550 m³/s, através da Resolução ANA nº 1.291, de 17 de julho de 2017 e da Autorização Especial IBAMA nº 12/2017. O Grupo de Acompanhamento da Operação dos Reservatórios do Rio São Francisco, coordenado pela ANA, após informação dos usuários limitantes de reduções de defluência, recomendou a redução da defluência para 580 m³/s na UHE Xingó, que foi implementada a partir do dia 31 de agosto, preservando as captações à jusante que se encontram próximo aos limites mínimos operacional. Chuvas a jusante tem mantido a vazão superior à defluência da UHE Xingó.

O ONS apresentou as simulações atualizadas de expectativa de armazenamento nas UHEs Três Marias, Sobradinho e Itaparica ao longo do período seco, utilizando os piores cenários de afluências verificados no histórico, que têm se aproximado da realidade vivenciada atualmente. Os últimos resultados apontam para o atingimento dos níveis de armazenamento, ao final do período seco, em novembro de 2017, de 5,0% na UHE Três Marias e de 1,2% na UHE Sobradinho, caso a vazão defluente de Xingó seja reduzida para 550 m³/s a partir do mês de setembro.

Com base nos resultados, o CMSE reiterou a importância de que sejam adotadas medidas necessárias para preservação dos estoques dos reservatórios das usinas hidrelétricas do Rio São Francisco, a fim de proporcionar maior segurança hídrica para a bacia até o final do período seco e para o próximo ano.

Expansão da Geração e Transmissão: A Secretaria de Energia Elétrica – SEE/MME relatou que, em agosto, entraram em operação comercial 265 MW de capacidade instalada de geração, 438,2 km de linhas de transmissão e conexões de usinas na Rede Básica e 1.200 MVA de transformação na Rede Básica. Assim, a expansão do sistema no ano 2017, até o mês de agosto, totalizou 3.989,6 MW de capacidade instalada de geração, 1.577,9 km de linhas de transmissão de Rede Básica e conexões de usinas e 9.474 MVA de transformação na Rede Básica. Destaque para a entrada em operação comercial de unidades geradoras – UGs de diversos empreendimentos eólicos, totalizando 147,9 MW, além da entrada em operação comercial da usina fotovoltaica Ituverava 1, na Bahia, com 28 MW de capacidade instalada

O CMSE, na sua competência legal, continuará monitorando, de forma permanente, as condições de abastecimento e o atendimento ao mercado de energia elétrica do País. As definições finais sobre a reunião do CMSE de hoje serão consolidadas em ata devidamente aprovada por todos os participantes do colegiado e divulgada conforme o regimento.

Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico

[1] Estes resultados são obtidos nas simulações do modelo Newave utilizando séries sintéticas, com tendência hidrológica, considerando em seus parâmetros que não há racionamento preventivo, térmicas por mérito e um patamar de déficit. Para séries históricas, o valor do risco de qualquer déficit é igual a 0,0%, para os subsistemas SE/CO e NE.

 

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Eólicas respondem por mais de 60% do abastecimento de energia do Nordeste

A estiagem que há mais de seis anos atinge a Região Nordeste, com forte impacto nas usinas da Bacia do São Francisco e afetando a geração de energia hidrelétrica, levou a fonte eólica a responder por mais de 50% da energia fornecida à região. No último dia 16 de julho, a energia eólica respondeu por 12,6% de toda a energia demandada ao Sistema Interligado Nacional (SIN). No Nordeste, um novo recorde: 64,2% da energia consumida na região, no último dia 30 de julho, foram provenientes dos ventos.

A afirmação foi feita hoje (30) pelo diretor-geral do Operador Nacional do Sistema (ONS), Luiz Eduardo Barata, ao participar da conferência e exposição Brazil Windpower 2017, que discute até amanhã (31), no Rio de Janeiro, os rumos e avanços da energia eólica. Energia eólica é aquela resultante da força dos ventos.

O diretor lembrou que até 2008 e 2009 todo o suprimento energético do Nordeste decorria de fontes hidrelétricas, provenientes das usinas da Bacia do São Francisco.

“Com a redução das chuvas e das afluências, tivemos que buscar nova fonte e foi aí que apareceu a fonte eólica. O resultado tem sido excepcional, até porque a região é acometida por ventos excepcionais e razoavelmente constantes, o que proporciona uma capacidade de geração que se situa entre as melhores do mundo”, explicou.

Para Luiz Eduardo, é exatamente em decorrência da forte estiagem na Bacia do São Francisco que hoje a energia eólica tem “importância capital para a Região Nordeste, situação que deverá continuar por muito tempo, uma vez que não vislumbramos, a curto prazo, uma mudança das característica atuais”.

Ele disse, ainda, que é possível imaginar que, no futuro, com a chegada de outras fontes de energia, como a térmica, por exemplo, o sistema poderá oferecer alternativas e responder mais rapidamente ao principal problema decorrente da forte dependência da geração eólica que, por depender dos ventos, e, portanto, ser intermitente, precisa de outras fontes que compensem as variações dos ventos.

“A geração termoelétrica de rápida resposta é uma fonte boa, assim como a hidroelétrica, só que a estiagem está travando a fonte hídrica em razão da falta de chuva na região. Com a recuperação da cascata do São Francisco, que só será possível no médio e no longo prazos, poderemos usá-la como mitigador da intermitência da fonte eólica”, afirmou.

Fornecimento de energia garantido para o Nordeste

Luiz Eduardo, no entanto, garantiu que o fornecimento da energia para o Nordeste está assegurado. Embora hoje a solução de maior garantia para a região passe pela energia eólica, há ainda, segundo disse, uma contribuição significativa da energia hidroelétrica importada do Norte e do Sudeste.

“Hoje podemos dizer que o abastecimento do Nordeste, na maior parte do tempo, está sendo garantido pelos mais de 50% da energia eólica produzida na região. Depois, entra aí nesta equação a fonte térmica, além da energia hídrica que vem do Norte e Sudeste. Mas é evidente que embora assegurado, a complexidade da operação para viabilizar o abastecimento aumentou bastante”, acentuou.

Crescimento

O diretor do ONS disse que a energia proveniente de fonte eólica já responde em torno de 6% da capacidade da matriz energética brasileira, percentual que tende a se expandir até chegar em torno de 10% a 12% em 2021. “Este percentual deverá expandir dos atuais 10 mil megawatss para algo em torno de 14 a 15 mil megawats em 2021, o que é um crescimento significativo”.

Fonte: Nielmar de Oliveira – Repórter da Agência Brasil