Apenas uma das 17 usinas de leilão emergencial entrou em operação comercial, diz CCEE

Cinco usinas não têm previsão de entrar em operação comercial e outras quatro recorreram à Aneel para iniciar operação no início de agosto

Das 17 usinas térmicas contratadas em leilão de energia emergencial realizada no ano passado, apenas uma entrou em operação comercial, informou, nesta quarta-feira (18), o presidente do conselho de administração da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), Rui Altieri. Segundo ele, a expectativa era de que todas elas estivessem operando desde o último dia 1º de maio.

Em entrevista coletiva, Altieri garantiu que as usinas emergenciais que não entraram em operação na data prevista não receberam nenhuma receita. Cinco das 17 usinas não têm previsão de entrar em operação comercial e outras quatro recorreram à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para iniciar operação no início de agosto.

O executivo afirmou que a CCEE está aguardando decisão da Aneel e as usinas emergenciais que não entrarem em operação até 1º de agosto não poderão mais operar comercialmente no âmbito do leilão, que tinha como objetivo expandir a oferta de energia na crise hídrica.

Altieri avaliou ainda que o mercado de energia não vai se recuperar rapidamente aos níveis que eram verificados antes da covid-19. O consumo de energia nos primeiros quatro meses cresceu 0,4% em comparado com igual período de 2019, afirmou o presidente do conselho da CCEE.

Em relação ao período entre janeiro e abril de 2021, a demanda por eletricidade teve alta de 1,3%. Altieri contou que as distribuidoras tiveram retração de 3,6% no consumo em dois anos.

Com isso, essas empresas ainda sofrem com a sobrecontratação de energia, ou seja, a quantidade de energia contratada em leilões está acima do que é efetivamente consumido. As distribuidoras possuem atualmente 108,3% de sobrecontratação, com perspectiva de fechar o ano com 107,7%. A queda desse volume não será expressiva como se gostaria, destacou Altieri, por questões de preços.

A redução se dará porque existe um dispositivo denominado Mecanismo de Venda de Excedentes (MVE), que permite a negociação dos excedentes de energia com outros agentes, como comercializadoras e distribuidoras que estão com contratação menor do que seus respectivos mercados – as regras do setor exigem contratação de 100% do mercado.

Sem o MVE, explicou, a sobrecontratação para este ano seria acima de 111%, salientou Altieri.

Dívida

Altieri destaco ainda que a CCEE decidiu investir na atuação junto ao Poder Judiciário para dar desfecho ao passivo de R$ 1,138 bilhão relativo ao risco hidrológico (conhecido pela sigla em inglês GSF). Ele revelou que a entidade buscou o juiz que trata da recuperação judicial da Queiroz Galvão, que possui liminar contra o risco.

Segundo Altieri, o juiz do processo afirmou que a dívida da empresa com a CCEE sobre o risco hidrológico não é abarcada pela recuperação judicial.

A Queiroz Galvão entrou com liminar por meio da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (Apine), que liderou vários outras ações, já retiradas por causa de acordo para repactuação ocorrido em 2020.

Além disso, contou Altieri em entrevista coletiva, a CCEE deliberou a favor de parcelamento de uma segunda empresa, cujo nome não foi revelado, para parcelar o débito dela, que corresponderia a cerca de 50% do total ainda em aberto.

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Eletrobras registra lucro de R$ 2,7 bilhões no primeiro trimestre

A Eletrobras registrou lucro líquido de R$ 2,7 bilhões no primeiro trimestre de 2022 (1T22). O resultado, 69% superior a igual período de 2021 (1T21), foi impactado, positivamente, pelo aumento de 12% da receita bruta, pela redução do custo de PMSO em 3,4% e pelo desempenho financeiro da companhia, com destaque para o efeito positivo da variação cambial. Por outro lado, houve registro de R$ 1.226 milhões em Provisões para Crédito de Liquidação Duvidosa, decorrente da inadimplência da distribuidora Amazonas Energia.

A Receita Operacional Líquida apresentou crescimento de 12%, influenciada pelo reajuste de contratos bilaterais e das receitas de transmissão, aumento das tarifas fixas de Angra I e II e melhor performance da UTE Candiota III. A redução da dívida líquida da companhia em 4,6% é outro ponto positivo do trimestre, mantendo a relação dívida líquida/Ebitda recorrente igual a 1, reforçando o foco da empresa em disciplina financeira e liquidez, encerrando o trimestre com um caixa consolidado de R$ 15 bilhões. As provisões para contingências no período ficaram em R$ 671 milhões, sendo R$300 milhões relacionadas ao empréstimo compulsório. 

A Eletrobras concluiu o trimestre com capacidade instalada de 50.491 MW, o equivalente a 28% da geração de energia elétrica do país, enquanto no segmento de transmissão a companhia detém cerca de 40% das linhas do Brasil.

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ONS: RESERVATÓRIOS DO NORTE COM PREVISÃO DE ALCANÇAR NÍVEL DE 100% NO FIM DE MAIO

A expectativa para a região Sul é de afluências em 187% da Média de Longo Termo

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) prevê, no boletim do Programa Mensal de Operação (PMO), na semana que vai de 14 a 20 de maio, reservatórios das usinas hidrelétricas no Norte com 100% de capacidade de armazenamento. Os prospectivos foram calculados para o dia 31 de maio. Na sequência de volumes projetados, aparece o Nordeste com 94,3%; o Sul com 82,1% e o Sudeste/Centro-Oeste com 67,2%.

O índice de afluências, ou seja, a chuva que efetivamente cai nos reservatórios das usinas, no Sul, corresponderá a 187% da Média de Longo Termo (MLT) na terceira semana do mês. Já o Norte indica que a MLT ficará em 86%. O subsistema Sudeste/Centro-Oeste terá 66% da MLT e o Nordeste com 51% da MLT.

O comportamento da carga de energia do Sistema Interligado Nacional (SIN) deve apresentar um decréscimo de 0,2% em relação ao mesmo período do ano passado. Com isso, estima-se que o Sistema Interligado Nacional (SIN) fechará o mês com 67.499 MW médios.

A região Sudeste/Centro-Oeste seguirá em alta de 0,1% e 39.146 MW médios. O subsistema Nordeste deve marcar um avanço de 2,6%, com 11.192 MW médios, enquanto o Sul sinaliza redução de 3,5% e 11.146 MW médios e o Norte de 0,2% e 6.015 MW médios, considerando o comparativo anual.

O documento aponta ainda que, pela primeira vez no ano, o Custo Marginal de Operação (CMO), em todos os quatro subsistemas do SIN, ficará equalizado. Nas regiões Norte e Nordeste, após quatro meses zerados, passam a valer R$ 40,92/MWh. Já no Sudeste/Centro-Oeste e no Sul, o incremento será de 270,45%, saindo do patamar de R$ 15,13/MWh para R$ 40,92/MWh.

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Aneel sugere redução temporária de ICMS para diminuir tarifa

O superintendente Davi Antunes Lima sugeriu em audiência sobre o reajuste da Enel CE o aproveitamento de créditos de PIS e Cofins e a redução dos subsídios

O superintendente de Gestão Tarifaria da Agência Nacional de Energia Elétrica, Davi Antunes Lima, sugeriu em audiência pública na Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados uma redução temporária do ICMS incidente sobre a fatura de energia elétrica. A flexibilização da alíquota do imposto pelos estados foi apresentada como uma das medidas de mitigação do custo das tarifas, que pode reduzir a fatura em até 5%, segundo estimativa da Aneel.

Outra proposta da Aneel para a redução da tarifa é o aproveitamento integral dos créditos de PIS e da Cofins para amortecimento dos reajustes das distribuidoras. O tema está em consulta pública, e a agência defende que 100% dos recursos que foram pagos indevidamente pelo consumidor devem ser revertidos para a modicidade tarifária. Lima lembrou que uma parte dos créditos já habilitados pela Receita Federal foram usados nos processos tarifários, mas ainda tem R$48 bilhões que podem ser aproveitados.

A terceira medida sugerida pelo superintendente é a redução de subsídios tarifários que estão dentro da Conta de Desenvolvimento Energético. Com o crescimento desse subsídios, o orçamento da CDE passou de R$ 23,9 bilhões em 2021 para R$32,3 bilhões em 2022, um aumento de 35%.

Entre as despesas que mais cresceram estão a da Conta de Consumo de Combustíveis, que aumentou R$ 4,7 bilhões, a Tarifa Social de Energia Elétrica, que cresceu R$ 2,7 bilhões, e os descontos na distribuição e na transmissão para empreendimentos de fonte incentivada, com teve aumento de R$ 1,9 bilhão. “A gente não vê nenhum sinal de redução de subsídios”, afirmou o superintendente.

Lima comparou a CDE desse ano com o custo total da rede básica de transmissão, que é de R$ 35,2 bilhões, para uma malha de 173 mil km de linhas. O servidor da Aneel foi uma convidados da audiência pública que discute nesta quinta-feira, 12 de junho, o reajuste tarifário da Enel Ceará.

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Mercado de Curto Prazo do setor elétrico movimentou R$ 1,5 bilhão em março

Montante contabilizado chegou a R$2,6 bilhões, sendo deduzidos não pagamento por liminares, inadimplência e parcelamentos

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) finalizou, nesta quarta-feira (11), as operações financeiras do Mercado de Curto Prazo (MCP) referentes a março de 2022. O processo manteve os padrões históricos de movimentação, liquidando R$ 1,5 bilhão dos R$ 2,6 bilhões contabilizados.

Do valor não pago em março, R$ 1,1 bilhão ainda está relacionado às liminares contra o pagamento do risco hidrológico (GSF, na sigla em inglês) no mercado livre. Outros R$ 12,1 milhões correspondem a parcelamentos do processo de repactuação e R$ 862 mil à inadimplência.

Liquidação do MCP em março de 2022

Os agentes que possuem decisões judiciais vigentes para não participarem do rateio da inadimplência advindas das liminares perceberam adimplência de 99,3%. Aqueles que seguem amparados por decisões que impõem o pagamento proporcional, verificaram uma adimplência de 34,2%. Os credores que não possuem liminares receberam cerca de 23,7% de seus créditos.

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Cogeração tem adição de 205 MW em 2022

Capacidade instalada da cogeração em operação comercial no Brasil representa 10,8% da matriz elétrica (182,97 GW)

Dados da Associação da Indústria de Cogeração de Energia (Cogen), com base em informações da Aneel, apontaram que a cogeração em operação comercial no Brasil teve um incremento de 205 MW no ano de 2022. Considerando a evolução de janeiro a abril deste ano foram adicionados 50MW em usinas já existentes e 155 MW em novas usinas.

De acordo com a Cogen, nos meses de março e abril, foram registrados adição de 50 MW de bagaço de cana, decorrentes da ampliação da usina Da Mata (Valparaíso – SP); 6,78 MW de óleos vegetais das novas usinas 3 Tentos Ijuí (Ijuí – RS), BBF Izidolândia (Alta Floresta D’Oeste – RO) e BBF Urucumacuã (Chupinguaia – RO); e outros 13,44 MW de resíduos de madeira, oriundos das novas usinas Bonfim (Cantá – RR) e Pau Rainha (Boa Vista – RR).

No País, a cogeração conta agora com 640 usinas, totalizando 19,78 GW de capacidade instalada, o que corresponde a 10,8% matriz elétrica brasileira (182,97 GW). Isso equivale a 1,4 vezes o total da capacidade instalada da usina hidrelétrica de Itaipu. A projeção para todo o ano de 2022 é de entrada em operação comercial de 807,18 MW. De acordo com o diretor de Tecnologia e Regulação da Cogen, Leonardo Caio Filho, a cogeração a biomassas tem sido fundamental para a segurança energética do País. “A cogeração ajuda a poupar 14 pontos percentuais do nível dos reservatórios das hidrelétricas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, que representa o principal mercado consumidor do País”.

No ranking por unidades da federação de cogeração por biomassa, o Estado de São Paulo lidera a lista com 7,5 GW instalados. Em segundo está o Mato Grosso do Sul, com 1,9 MW instalados. Na sequência vêm Minas Gerais (1,7 GW instalados), Goiás (1,4 GW instalados) e Rio de Janeiro (1,3 GW instalados), Paraná (1,2 GW instalados) e Bahia (1,1 GW instalados). Entre os cinco setores industriais que mais usam a cogeração estão o Sucroenergético (12,026 GW), Papel e Celulose (3,059 GW), Petroquímico (2,305 GW), Madeireiro (822 MW) e Alimentos e Bebidas (631 MW).

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Aneel precisa de proteção contra pressão política, dizem especialistas

Para técnicos, ameaça do Congresso de suspender reajustes mostra que é preciso separação mais clara dos papéis de legislar, planejar e regular os serviços de energia

Elbia Gannoum e Edvaldo Santana: defesa de uma separação mais clara dos papéis de legislar, planejar e regular os serviços de energia elétrica no país.

Com ameaça do Congresso Nacional de suspender reajustes na conta de luz, técnicos com experiência no setor enxergam a necessidade fazer uma separação mais clara dos papéis de legislar, planejar e regular os serviços de energia elétrica no país.

O risco de interferência em atribuições do Ministério de Minas e Energia (MME) e da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) dominou o debate, na sexta-feira, da Live do Valor, que conta com programação especial em comemoração aos 22 anos do jornal.

O ex-diretor da Aneel Edvaldo Santana afirmou que boa parte do alto custo da energia no Brasil se deve a encargos criados pelo Congresso, por meio de leis. Para ele, o encargo CDE, que reúne custos de subsídios e fechou com um orçamento de R$ 32 bilhões neste ano, “é praticamente uma ‘conta’ do Congresso”.

“O que os políticos, no lugar de pensar em fazer um projeto de decreto legislativo, têm que pensar é: o que eu faço para reduzir os meus custos [definidos em lei]”, afirmou Santana, ao se referir à iniciativa da Câmara dos Deputados de barrar os reajustes tarifários aprovados pela Aneel para diferentes distribuidoras.

Aneel precisa de proteção contra pressão política, dizem especialistas.

Segundo Santana, desde o ano passado já se sabia que as contas de luz iam “explodir” agora. “O setor elétrico tem essa vantagem. Ele é físico, e a conta é fácil de fazer. Nada do que está acontecendo agora era imprevisível, mas totalmente previsível”, destacou, lembrando que chegou a provocar um debate público em artigos publicados no Valor.

Santana atua hoje como consultor em assuntos do setor. Antes, também ocupou o posto de presidente da Associação Brasileira dos Grandes Consumidores Industriais de Energia (Abrace).

A live contou ainda com a participação da presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), Elbia Gannoum. Ela defendeu que o Congresso deve assumir apenas o papel de legislar, sem invadir atribuições de outras representações públicas.

“Às vezes, o que o consumidor paga é um custo do erro na divisão de poderes. A estrutura de governança do setor elétrico parece até adequada, em seu desenho, mas o que a gente está percebendo – ultimamente mais fortemente – é essa intervenção”, afirmou Elbia, que é economista, com passagens pelos cargos de chefe da assessoria econômica do MME e diretora da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

A executiva disse que a ameaça de barrar os reajustes – endossada pelo presidente da Câmara dos Deputados, Arthur Lira (PP-AL) – deixou “indignados” investidores e especialistas.

“Eu sempre falo com os investidores que o Brasil às vezes dá a impressão que está meio bagunçado, mas logo digo que é um país sério, que nunca quebrou um contrato. Agora, não posso mais falar isso”, disse a presidente da Abeeólica. “Ainda que ‘a coisa’ não vá pra frente, ela gerou uma desconfiança muito grande.”

Elbia ressaltou que o atropelo na regulação do setor, protagonizado pelo Congresso, terá efeitos no custo de prestação dos serviços. “É importante que cada um faça o seu papel, porque quem vai pagar a conta é o consumidor. O investidor descrente [na regulação do país] vai pedir uma taxa de retorno maior”, disse.

No debate, Elbia reivindicou o fortalecimento institucional da Aneel. Santana chegou a dizer que a agência, onde atuou também como superintendente, se tornou um “escritório avançado do Congresso”, por aceitar o que os parlamentares propõem sem uma avaliação técnica mais aprofundada e com transparência.

“Hoje, eu estou aqui e não sei quem é que faz a regulação do setor elétrico. Não sei se é a Aneel, se é o ministério ou se é o Congresso. Isso é dificílimo de saber, para quem olha de fora”, afirmou o ex-diretor da agência.

Alinhados nessa discussão, os dois especialistas usaram como exemplo de intervenção prejudicial ao setor a emenda parlamentar que obriga a contratação de 8 mil megawatts (MW) em termelétricas inflexíveis, o que já foi sancionado pelo presidente Jair Bolsonaro junto com o texto da medida provisória (MP) da privatização da Eletrobras.

É quase uma unanimidade no setor que a imposição de construir termelétricas foi erro de planejamento, com consequências para a dinâmica de operação e aumento da conta de luz ao longo dos próximos anos.

Santana afirmou que metade do aumento das tarifas em 2022 vem das despesas da crise hídrica do ano passado. Segundo ele, o governo quis evitar um desgaste político de limitar o consumo de energia. Decidiu, então, recorrer ao empréstimo bilionário para o setor, com a chancela do Congresso, e à contratação emergencial de termelétricas – duas medidas que oneram as tarifas.

“A tarifa está subindo muito agora porque o consumidor está pagando custos que alguém assumiu por ele no passado”, disse.

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Expansão na matriz elétrica foi de 200 MW em abril, com acréscimos em cinco estados

Usinas eólicas e solares equivalem a 75% dos 1.551 MW liberados para operação comercial em 2022

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) liberou em abril 199,9 megawatts (MW) em geração de energia para operação comercial. O quantitativo obtido neste ano, de 1.551 MW, equivale a 20,3% do incremento na matriz energética previsto para este ano, de 7.625,08 MW.

O incremento verificado em abril foi de 127,69 MW em usinas solares fotovoltaicas, 58,8 MW em usinas eólicas e 13,44 MW em usinas termelétricas. Houve acréscimos nos estados da Bahia, Minas Gerais, Piauí, Rio Grande do Norte e Roraima.

Doze estados de quatro regiões brasileiras expandiram sua oferta de geração de energia este ano. Destacaram-se, em ordem decrescente, a Bahia, com 427 MW; o Rio Grande do Norte, com 365,35 MW; e o Paraná, com 189,40 MW.

Capacidade instalada

Até o dia 2 de maio, a potência total instalada em operação no Brasil era de 182.974,2 MW de acordo com dados do Sistema de Informações de Geração da ANEEL, o SIGA, atualizado diariamente com dados de usinas em operação e de empreendimentos outorgados em fase de construção. Desse total em operação, 83% das usinas são impulsionadas por fontes consideradas sustentáveis, com baixa emissão de gases do efeito estufa.

Outras informações sobre o acompanhamento da expansão da oferta de geração estão disponíveis em painéis interativos neste link. Esses painéis, atualizados mensalmente, mostram a previsão para a entrada de novas unidades geradoras para os próximos anos. Eles trazem ainda um histórico da expansão da geração desde a criação da ANEEL (1997).  Além dos painéis, também está disponível a base de dados com informações de previsão e acompanhamento de obras dos empreendimentos outorgados para construção.

Mais dados sobre a geração de energia elétrica no Brasil também podem ser encontrados na área de Fiscalização da Geração dentro do sítio de Dados Abertos da ANEEL.

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Aneel não vê espaço para novos amortecimentos da tarifa

Com três anos seguidos de crise Sandoval Feitosa diz que todas as ferramentas que o regulador tinha já foram usadas

O diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica, Sandoval Feitosa, disse que a agência está à disposição para discutir e apresentar os dados aos parlamentares sobre as tarifas de energia. Ele afirmou que vê com naturalidade a discussão sobre os aumentos, mas avalia que não há espaço para mitigar os efeitos das pressões tarifárias aos consumidores como feito em anos anteriores.

De acordo com o futuro diretor geral da Aneel, o fato de estarmos em ano eleitoral não interfere nos questionamentos do legislativo acerca dos reajustes que estão sendo aplicados neste ano e que estão na casa de dois dígitos. No caso da Enel Ceará, de 24,99%.

Feitosa lembrou que esse é o terceiro ano seguido que o país tem que enfrentar uma crise que afeta diretamente o custo da energia no país. “Em 2019 tivemos a pandemia de covid-19, depois a crise hídrica com a maior seca de nossa história e agora esse conflito na Europa que exerce uma forte pressão tarifária”, destacou. “Não vemos com as ferramentas atuais que será possível realizar ajustes”, acrescentou.

Ele avaliou que o país foi um dos menos afetados pela crise tarifária no mundo. Citou que os efeitos do reperfilamento do pagamento das indenizações da RBSE, da conta covid e conta de escassez hídrica atenuaram os efeitos. Agora o portfólio de opções para minimizar o efeito da conta foi reduzido e o governo optou por não oferecer auxílio em virtude das questões fiscais.

Um ponto que poderia ser implementado é a tributária, com redução de alíquotas de ICMS que podem chegar a 34%. Mas essa é uma questão que cada governo estadual deve avaliar.

Feitosa disse que propostas para mudar esse cenário devem ser tomadas a partir do governo federal ou do Congresso Nacional. Reforçou o fato de que a Aneel é o órgão regulador e que cumpre as regras estabelecidas.

Segundo ele, o aporte de R$ 5 bilhões do processo de capitalização da Eletrobras à CDE e a única ferramenta atual que pode ajudar a reduzir a conta para o consumidor final neste momento. Outra forma está no PL 414 com a divisão do pagamento do bônus de outorga. A proposta atual é de 50% para o Tesouro Nacional e a outra metade para a CDE. Segundo ele, esse índice poderia ser, eventualmente, alterado para ajudar mais ainda.

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Reservatórios estão cheios e têm que ser preservados, diz ANA

Nova presidente da agência quer valor da água mais bem refletido nos custos da geração de energia

Verônica Sánchez: “Na maior parte dos reservatórios, temos o maior armazenamento em dez anos para o fim de abril”

A nova diretora-presidente da Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico (ANA), Verônica Sánchez, defende uma gestão mais conservadora dos reservatórios e a abertura de discussões com o setor elétrico para precificar mais adequadamente o uso da água na geração de energia.

Em entrevista ao Valor, ela apresentou os resultados do plano de contingência adotado pela ANA entre 1º de dezembro de 2021 e 30 de abril de 2022, aproveitando o período de chuvas para recuperar os reservatórios das principais hidrelétricas do país.

Durante esse período, houve uma série de restrições operativas para a vazão máxima de saída das represas. Isso significa que, em caráter excepcional, foram definidos limites mais rígidos de “liberação” de água pelas usinas.

Nos sete reservatórios de regularização incluídos no plano da agência, o volume útil subiu para 65% ou mais. Sobradinho, localizado no rio São Francisco e considerado a grande caixa d’água da região Nordeste, atingiu sua capacidade máxima e começou a verter. Furnas terminou com 85%.

“Na maior parte dos reservatórios, temos o maior armazenamento dos últimos dez anos para o fim de abril. Isso traz conforto para o período seco deste e dos próximos anos”, afirma Verônica.

Ela fez questão de ponderar que, exceto na bacia do São Francisco, a afluência esteve na média ou até um pouco abaixo da média histórica (considerando as últimas nove décadas) durante os cinco meses da temporada de chuvas. “O que realmente fez diferença foram as regras operativas.

”Diante do novo quadro, Verônica enxerga “o momento mais adequado” para a abertura de uma discussão sobre o valor da água. Nessa reavaliação geral, entende que é preciso levar em conta o impacto de reservatórios vazios para outras atividades econômicas, como o funcionamento de hidrovias para o transporte de cargas, pesca, turismo e atividades de lazer em torno dos lagos.

“Nos modelos que rodam para valorar a geração de energia, para saber qual é a fonte mais barata na busca por modicidade tarifária, [a hidrelétrica] é a primeira que gera porque o valor da água é quase zero. Mas, quando você acrescenta os custos de não ter água para outros setores, esse valor não é mais zero”, argumenta.

Recém-empossada na ANA, ela pretende levar esses pontos para o Ministério de Minas e Energia (MME), o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). “Vamos verificar se é mais barato e saber qual é o impacto, quanto custa para outras atividades. É algo que gostaríamos de trazer para o modelo operativo do setor elétrico. Assim, teríamos um equilíbrio maior e evitaríamos, no futuro, a necessidade de novos planos de contingência para encher os reservatórios.

Verônica defende que chegou o momento de fazer os ajustes necessários. “É um momento de conforto. Com reservatórios cheios, agora, dá para a gente conversar sem sobressaltos.

”A nova presidente da ANA avalia que uma maior valorização da água não precisa ser definida necessariamente com a imposição de um custo adicional, bastaria fazer com que as usinas preservem mais água nos reservatórios.

“É até um papel da agência, como um moderador de conflitos sobre uso da água, dizer: ‘olha, vamos operar os reservatórios de maneira mais equilibrada porque vai ser bom para todo mundo’. Isso garante os múltiplos usos e também que o setor tenha a sua disposição uma ‘bateria’ para operar o sistema com mais tranquilidade”, afirmou.

A ideia de usar os reservatórios das hidrelétricas como “baterias” a serviço do sistema é defendida por especialistas, diante da possibilidade de obter maior segurança na operação do sistema. Tanto as hidrelétricas quanto as térmicas – estas com custo mais elevado – conseguem estabilizar o fluxo de energia compensando o comportamento da geração eólica e fotovoltaica (solar), consideradas fontes intermitentes.

“Podemos acionar primeiro as outras fontes que têm um custo interessante. A água a gente usa quando realmente achar que precisa”, afirmou Verônica.

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