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O conselho de administração da Petrobras decidiu nesta quarta (29) que as vendas de ativos com contratos já assinados e à espera do fechamento (closing) serão respeitadas e mantidas, apurou o Estadão/Broadcast (sistema de notícias em tempo real do Grupo Estado). A decisão vai em linha com o que o presidente da estatal, Jean Paul Prates, já havia dito na semana passada.

O colegiado considerou cada um dos processos de venda desses ativos como "ato jurídico perfeito", que não precisariam ser revisitados pela nova diretoria executiva - que assumiu seus cargos ontem.

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Mais cedo, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, enviou ofícios para a diretoria executiva da Petrobras e para o conselho solicitando que todas as vendas de ativos, inclusive as assinadas, fossem reavaliadas pela nova diretoria e o assunto devolvido ao conselho para apreciação.

As informações são do jornal O Estado de S. Paulo.

Após um apagão no Amapá, o Ministério de Minas e Energia propôs a instalação de uma nova subestação de energia e a construção de uma linha de transmissão para reforçar o sistema elétrico e evitar um novo blecaute. No mês passado, 14 dos 16 municípios do Estado ficaram quase quatro dias sem energia e outros vinte dias com racionamento após uma explosão na subestação Macapá.

De acordo com o secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do MME, Paulo Cesar Magalhães Domingues, a previsão é que os estudos necessários para a licitação sejam concluídos até abril de 2021. Nesse cronograma, a previsão é que os leilões sejam realizados em dezembro do ano que vem.

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A intenção é construir uma segunda subestação na Capital do Estado, Macapá. Em relação à linha de transmissão, Domingues explicou que há duas possibilidade em estudos: conectar ao Sistema Interligado Nacional (SIN), ou seja, com todo o setor elétrico do País, ou com as usinas que geram energia para abastecer o Estado.

As propostas são baseadas em um estudo elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). "O ministério solicitou à Empresa de Pesquisa Energética EPE para fazer um estudo de identificação de alternativa para ampliar a confiabilidade ao suprimento de Macapá e as demais localidades ligadas à Capital", explicou o secretário.

Ele ressaltou que as soluções não estão sendo estudadas apenas para o Amapá, mas para todos os Estados que apresentam maior complexidade para o fornecimento de energia elétrica.

O fornecimento de energia elétrica no Estado do Amapá foi 100% restabelecido nesta terça-feira (24) com a energização do segundo transformador na subestação Macapá, informou na manhã desta terça (24) o Ministério de Minas e Energia (MME).

A energização do equipamento, essencial para a normalização do fornecimento de energia ao Estado, estava prevista para ocorrer até quinta-feira (26) mas na segunda-feira (23) o diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), André Pepitone, sinalizou que essa operação poderia ser antecipada.

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Já o MME indicou, na noite de segunda, que o equipamento seria submetido a testes.

A Linhas de Macapá Transmissora de Energia (LTME) também divulgou comunicado informando que restabeleceu a carga de energia em dois transformadores na sua subestação na madrugada desta terça-feira.

"A LMTE está integralmente mobilizada desde o acidente e trabalhou incansavelmente em conjunto com os demais órgãos governamentais para que a carga voltasse a 100% antes do prazo máximo estabelecido (26/11). A companhia reforça que se solidariza com todos os amapaenses e informa que seguirá empenhada a minimizar os impactos e em transportar energia segura para o estado do Amapá", afirmou a empresa, em nota.

O secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia, Paulo Pedrosa, reiterou que o processo de privatização da Eletrobras será realizado neste ano. Segundo ele, a aprovação, pelo Conselho de Administração, deve ocorrer no início do segundo semestre, e o pagamento da outorga de R$ 12,2 bilhões à União pode ocorrer, no limite, no último dia útil do ano, em 28 de dezembro.

"A privatização da Eletrobras vai ocorrer no momento em que a União oferecer um pacote de alternativas e a Eletrobras, por meio de seu conselho, com voto dos minoritários, para não haver abuso de poder econômico, topar e aceitar esse contrato com a União", afirmou, em audiência pública na Comissão de Infraestrutura do Senado.

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"Então a Eletrobras assinará o contrato com a União e, a partir daí, vai fazer a emissão para captar recursos e pagar a União. Esse pagamento pode acontecer até 28 de dezembro, último dia útil para fazer o crédito na conta da União. Agora, a alteração da contratação pode acontecer no início do segundo semestre."

Segundo o secretário-executivo, o novo contrato que a União vai ofertar à Eletrobras terá condições como a mudança no prazo e na correção do pagamento da indenização das transmissoras (RBSE), o regime de produção independente, que inclui a gestão do risco do negócio, e o compromisso de que a empresa será uma corporação e que nenhum acionista poderá ter mais de 10% do controle. Além disso, é possível incluir obrigações futuras, como um prazo para a migração para o Novo Mercado.

"Uma vez que o contrato seja aceito e aprovado, a operação será feita, e a partir daí são questões operacionais corriqueiras do mundo empresarial, como a emissão, captação de recursos e pagamento para o governo", afirmou.

Pedrosa disse ainda que é possível aprovar a privatização da Eletrobras e o novo marco do setor elétrico neste ano. O projeto do novo modelo foi enviado à Casa Civil pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e agora está na fase de discussões e ajustes, mas não foi mencionado na lista de prioridades da agenda econômica do governo na segunda-feira, 19. É possível que ele seja encampado por algum deputado via projetos engavetados, que já tramitam na Casa e que possam receber um novo substitutivo.

"São duas pernas de uma mesma caminhada em direção a algo novo, ao futuro. São projetos que dependem de maioria simples, que precisam de 257 congressistas para abrir votação e depois ter um voto a mais. É situação que politicamente muito mais simples. Todas as pesquisas que temos no Congresso e na sociedade apontam que o tema está maduro. Hoje a sociedade entende que o modelo anterior está esgotado e que a privatização é favorável", disse.

O secretário-executivo disse não acreditar que a criação de uma Comissão Parlamentar de Inquérito (CPI) sobre a Eletrobras possa atrasar os planos do governo. Ele ressaltou que o Congresso poderá fazer mudanças no projeto de lei de privatização. "O Congresso tem representatividade política para fazer decisões de natureza política, por exemplo, atender mais o projeto do São Francisco e menos a União e o consumidor", disse, a respeito da divisão dos benefícios da privatização.

"O projeto terá aperfeiçoamentos. O deputado José Carlos Aleluia (DEM-BA), relator do projeto, tem diálogo com o setor e a Região Nordeste. Tenho confiança de que avançaremos e vamos preservar o essencial, que é a natureza do projeto", afirmou.

Sobre a CPI, ele disse que o processo de enfrentamento é natural e também ocorreu durante a licitação das usinas hidrelétricas que pertenciam à Cemig, leiloadas no ano passado. "Houve enorme enfrentamento, mas avançamos e prosperamos. O governo está determinado, seguro e a equipe está unida", disse.

Após o anúncio de que o governo federal irá manter o horário de verão da mesma forma como vem ocorrendo nos últimos anos, a internet continuou em ebulição por conta do tema. Muitas pessoas festejaram a decisão que adiantará os ponteiros do relógio em uma hora a partir do próximo dia 15 de outubro de 2017, e durará até 17 de fevereiro do ano que vem.

Outras, no entanto, ficaram inconformadas pelo fato de o governo ter dado "esperança" a quem sonhava com o fim da medida, criada visando economia de energia nas regiões Sul, Sudeste e Centro-oeste do País.

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Estudos realizados pelo Ministério de Minas e Energia apontam, no entanto, que o horário de verão não proporciona economia de energia, conforme adiantou o Broadcast (serviço de notícias em tempo real do Grupo Estado) em junho. Isso se deve principalmente à popularização dos aparelhos de ar condicionado, item que consome muita energia.

O pico de demanda atualmente ocorre no início da tarde, entre 14 horas e 15 horas, quando a temperatura está mais alta.

No passado, o "vilão" da conta de luz era o chuveiro elétrico e o momento de maior demanda ocorria entre o fim da tarde e o início da noite, entre 17 horas e 20 horas.

Embora o preço do petróleo esteja jogando contra, o País tem a seu favor nesta 14ª Rodada de Licitações regras mais flexíveis. As exigências de aquisição de equipamentos e serviços nacionais, por exemplo, ficaram mais brandas. Em vez de cumprir porcentuais mínimos de aquisição local para cada item contratado, as petroleiras, a partir de agora, vão ter de comprovar o cumprimento no conjunto de cada fase - na exploração e no desenvolvimento da produção.

Além disso, os porcentuais mínimos de conteúdo local foram bastante reduzidos. Nos blocos marítimos, os mais promissores, variavam de 37% a 65%, em média, no leilão anterior. Agora, vão de 18% a 40%. Assim, é esperada a participação das grandes petroleiras, que, em protesto, não participaram da 13.ª Rodada.

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"Em um ano, avançamos muito no ambiente regulatório. O edital trouxe novas regras de conteúdo local. O Repetro (regime aduaneiro especial para a importação de equipamentos) está para ser aprovado no Congresso. Houve mudanças nos royalties, reduzidos para as áreas de mais risco. O contrato de concessão da 14.ª Rodada evoluiu muito. Tudo isso faz com que a chance de sucesso seja maior", avalia Antonio Guimarães, secretário-executivo de Exploração e Produção do Instituto Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (IBP), que reúne as grandes petroleiras.

O consultor David Zylbersztajn está otimista com a licitação e vê um "cardápio variado" na oferta do governo, o que pode atrair todos os tipos de empresa. Ex-diretor-geral da ANP, Zylbersztajn tem sido procurado por empresas interessadas no leilão. Ao contrário de 2015, quando recomendava prudência, agora dá sinal verde para investimentos no setor. "Desta vez, o processo é mais transparente e mais fácil de ser entendido", diz. As informações são do jornal O Estado de S. Paulo.

Com a adoção de regras mais flexíveis para as petroleiras, o governo Michel Temer conseguiu atrair 32 empresas em seu primeiro leilão de áreas de petróleo e gás natural, a 14ª Rodada de Licitações. Desse grupo, seis nunca participaram de um leilão no Brasil. Entre elas, há uma companhia da Malásia, uma da Alemanha e outra da Índia. As outras três estreantes são brasileiras. A expectativa do Ministério de Minas e Energia (MME) e de agentes do mercado é que a concorrência seja melhor que a anterior, de 2015.

No leilão, que será realizado na quarta-feira, serão oferecidos 287 blocos, reunidos em 29 setores de 9 bacias sedimentares. Para levar uma área, as petroleiras têm de apresentar a melhor oferta de bônus de assinatura, um pedágio pago à União pelo direito de explorar e produzir petróleo e gás nas bacias brasileiras. Os bônus mínimos variam de R$ 5,34 milhões a R$ 31,47 milhões para os blocos marítimos, os mais promissores. Para as áreas terrestres, vão de R$ 30,8 mil a R$ 712,5 mil.

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Segundo o diretor da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Waldyr Barroso, no leilão, "as áreas ofertadas estão localizadas em bacias de elevado potencial, de novas fronteiras e bacias maduras". As bacias marítimas de Campos, Santos, Espírito Santo e Sergipe-Alagoas são as mais tradicionais e também para onde estão direcionadas as maiores apostas das petroleiras.

"As ofertas dessas áreas têm o objetivo de recompor e ampliar as reservas e a produção brasileira de petróleo e gás natural e de atender a crescente demanda interna", disse Barroso.

Na Bacia de Campos, especialmente, há a perspectiva de descoberta na região de pré-sal. Estudos feitos pela agência reguladora demonstram estruturas parecidas com as de áreas da Bacia de Santos, onde estão as principais promessas de produção, como a área de Libra. Na audiência pública de apresentação do leilão ao mercado, técnicos da ANP informaram que, na Bacia de Campos, o bloco mais promissor é o 346, localizado a 3 mil metros de profundidade, "que chama atenção pela extensão e proeminência", de acordo com a agência.

O bloco está localizado fora do polígono do pré-sal, território em que toda descoberta deve ser compartilhada com a União, sob o regime de partilha. Por isso, embora a promessa seja de descoberta no pré-sal, foi incluído na 14.ª Rodada, de concessão e não de partilha. No passado, ainda no governo de Dilma Rousseff, a área chegou a ser incluída em leilões, mas foi retirada em seguida por ordem da ex-presidente, que pretendia reservá-la à Petrobras, segundo fontes.

Já as áreas de maior risco estão localizadas nas Bacias do Paraná, Parnaíba e Pelotas. Nesses casos, o governo busca ampliar o conhecimento geológico da região, que hoje é praticamente inexistente. Um especialista do mercado, que não quis se identificar, afirmou, no entanto, que a insegurança do investimento na Bacia de Pelotas é grande, porque ali o licenciamento ambiental tende a ser mais complexo.

Um dos desafios da 14ª Rodada de Licitações é o preço do petróleo. Está na casa dos US$ 50 por barril, menos da metade do que chegou a valer em 2014. As informações são do jornal O Estado de S. Paulo.

A aprovação no Congresso da lei que desobriga a Petrobras a atuar em todos os campos do pré-sal e da PEC 241, sobre o teto dos gastos, foi bem recebida pelo mercado, que identificou esses movimentos como uma melhora na condição do País, avaliou o ministro interino de Minas e Energia, Paulo Pedrosa.

"O governo está tendo a capacidade de enfrentar temas que não são simpáticos, mas que apontam para um País melhor no futuro, isso que está interrompendo aquela trajetória de queda. Não foi o impeachment, não foi a interinidade, talvez este seja historicamente o momento em que o Brasil começou (a virada)... O momento em que o Congresso apoia o governo em temas não simpáticos, mas que são importantes para o futuro", disse.

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De acordo com ele, o governo tem observado, durante a viagem da comitiva presidencial que busca vender o Brasil no exterior, que houve uma mudança no clima geral em relação ao País. Pedrosa salientou que "a disposição é gigantesca" para investimentos no setor de óleo e gás e lembrou que o governo está desenvolvendo uma agenda com medidas para buscar maior competitividade do Brasil na atração de investimentos no setor, e citou as discussões sobre a política de conteúdo local e o Repetro. "Temos que ser competitivos frente outros países que estão disputando mercado conosco. A costa da África, que é espelho do Brasil geologicamente, também é atrativa", disse.

Pedrosa também salientou as perspectivas positivas para investimentos no setor de mineração. "O País tem um potencial mineral extraordinário e você vê a presença global de grande mineradoras pequena em relação ao nosso potencial e decrescente ao longo do tempo (...) Mas o mundo começa a olhar para oportunidade mineral no Brasil", disse.

O ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, revogou oito portarias editadas por seus antecessores. As duas mais recentes, de abril deste ano e agosto de 2015, foram assinadas pelos então ministros da pasta Marco Antônio Martins Almeida e Eduardo Braga. Esse dois atos, por exemplo, tratam de delegação de competências. Um outro de 2012 também refere-se à delegação de atividade.

A portaria de abril delega atribuições relacionadas ao Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (Reidi) e definição de garantia física de energia e de potência de empreendimento de geração ao Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do MME. A de agosto do ano passado delega competência ao secretário executivo para atuar como ordenador de despesa na gestão orçamentária e financeira dos recursos alocados à Secretaria Executiva do Ministério.

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Os atos revogados por Coelho Filho constam de portaria publicada no Diário Oficial da União (DOU) desta terça-feira, 17. Os atos anulados são: Portaria MME 95, de 18 de junho de 2004; Portaria MME 425, de 8 de setembro de 2005; Portaria MME 566, de 21 de dezembro de 2005; Portaria MME 250, de 25 de abril de 2012; Portaria MME 477, de 15 de agosto de 2012; Portaria MME 588, de 29 de outubro de 2014; Portaria MME 375, de 4 de agosto de 2015; e Portaria MME 136, de 28 de abril de 2016.

Três dias após a aprovação da admissibilidade do processo de impeachment ser aprovada na Câmara, o ministro de Minas de Energia (MME), Eduardo Braga, anunciou nesta quarta-feira, 20, que entregou o cargo à presidente Dilma Rousseff. O ministro deve entregar uma carta ainda nesta quarta à Presidência, mas, segundo ele, Dilma já teria aceitado a sua demissão.

"Acabei de conversar com Dilma e avaliamos que é hora de entregar o ministério. Fizemos um balanço e chegamos à conclusão de que vencemos os desafios aqui", afirmou. "Ainda há outros desafios a serem vencidos no setor elétrico, há desafios como a sobrecontratação de eletricidade, a energia livre de Belo Monte e as questões da Eletrobras", completou.

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Para Braga, ele ajudaria mais o Brasil dando espaço para que um técnico assuma agora a pasta. "Estou precisando ir para casa resolver questões pessoais, entreguei o cargo, estou saindo da conversa", respondeu. "Saio com a sensação de que fizemos muito após chegarmos aqui em crise hidrológica. Tivemos crise de fornecimento de energia e crise de tarifas. Vivemos momento dramático e vencemos as dificuldades", acrescentou.

Agora demissionário, Braga disse esperar que o ministério mantenha uma linha de diálogo para encontrar soluções para o setor elétrico. "Estamos tratando de poder dar oportunidade para os programas do setor continuarem. Estarei no Senado trabalhando para que setor seja alavanca para desenvolvimento e não um problema para o crescimento do País", avaliou.

Sobre a sucessão no MME, Braga disse que há técnicos preparados para assumir a sua cadeira no próprio ministério, para além do atual secretário-executivo da pasta, Luiz Eduardo Barata. "Acho que Dilma vai tomar decisões, e dei a minha sugestão do que eu achava que deveria ser. Sugeri que Dilma aproveite Barata talvez em outra posição", completou.

A capacidade instalada do parque gerador de energia elétrica nacional atingiu 139.498 MW em novembro, de acordo com o Ministério de Minas e Energia (MME). Nos últimos 12 meses, houve expansão de 6.822 MW, com destaque para a adição de 2.484 MW de geração eólica. A fonte eólica já reponde por 6.848 MW da capacidade instalada no País, ou 4,9% do parque gerador nacional, segundo dados do Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro.

No mesmo documento, o MME destaca que a região Nordeste registrou recorde de demanda no dia 25 de novembro, às 15h35. Na oportunidade, a marca alcançou 12.382 MW.

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No decorrer de novembro, o parque gerador nacional foi ampliado em 646,55 MW. Além disso, houve adição de 635 km de linhas de transmissão e 4.542,0 MVA de transformação na Rede Básica.

"No ano de 2015 até aquele mês (novembro), a expansão do sistema totalizou 5.070,84 MW de capacidade instalada de geração, 2.737,5 km de linhas de transmissão de Rede Básica e 14.472,0 MVA de transformação na Rede Básica", informou o MME nesta terça-feira (5).

O Ministério de Minas e Energia (MME) informa no Diário Oficial da União (DOU) que aprovou o Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE 2024) e que o documento está disponível em seu site.

A portaria também determina que a Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do MME dê sequência ao processo de aperfeiçoamento dos critérios, metodologias e procedimentos referentes ao plano. Este PDE reúne dados de estudos sobre a expansão da demanda e da oferta de energia obtida de várias fontes no País no período de 2015 a 2024. Clique aqui e conheça a íntegra do documento.

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Com uma expectativa de economia de R$ 7 bilhões em quatro meses, o Horário de Verão começa à 0h do próximo domingo (18), quando os relógios nas Regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste deverão ser adiantados em uma hora. De acordo com o Ministério de Minas e Energia (MME), a mudança de horário até a meia-noite do dia 21 de fevereiro de 2016 nesses nove Estados mais o Distrito Federal reduzirá a demanda em aproximadamente 2.610 megawatts (MW).

O horário diferenciado de Verão tem sido adotado no País desde o fim de 1931, com apenas alguns intervalos sem aplicação. Nos últimos dez anos, a medida tem possibilitado uma redução média de 4,5% na demanda por energia no horário de pico e de 0,5% no total do Sistema Interligado Nacional (SIN). Essa economia é equivalente ao consumo mensal do Distrito Federal, que tem 2,8 milhões de habitantes.

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"Dezenas de países no mundo adotam o Horário de Verão com o objetivo de se obter uma economia na ponta. Com o aumento da claridade, pode-se ter uma redução do consumo", afirmou o secretário-executivo do MME, Luiz Eduardo Barata. "Realmente é um benefício para o País e para o setor elétrico, porque isso significa uma economia nos investimentos em novas fontes de geração. Deixaremos de gastar R$ 7 bilhões", completou.

De acordo com ele, a previsão de economia feita pelo governo já leva em consideração a redução de consumo de energia decorrente da redução da atividade econômica no País em 2015. Barata avaliou também que a medida não tem importância maior este ano devido à estiagem e a baixa dos reservatórios das usinas hidrelétricas. "Os benefícios da medida são importantes, mas poderíamos operar o sistema sem o Horário de Verão", completou.

Para o ministério, além da economia proporcionada pela redução de demanda no horário de ponta, o Horário de Verão possibilita uma maior segurança operacional da rede de transmissão, com maior flexibilidade para a realização de manutenções. A mudança de horário também possibilitaria a redução de cortes de carga em situações de emergência durante esse período.

O Horário de Verão é mais eficaz nos Estados mais distantes da Linha do Equador, onde há uma diferença mais significativa na luminosidade durante a estação. Por isso, a medida não é mais aplicada nas Regiões Norte e Nordeste do País. Segundo o MME, nas vezes em que esses Estados adotaram o horário diferenciado, a economia de energia não foi significativa.

O secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia (MME), Altino Ventura Filho, disse nesta segunda-feira (10) que está confirmado para amanhã o lançamento do Plano Nacional de Energia Elétrica pela presidente da República, Dilma Rousseff (PT). Segundo ele, o plano reflete "a necessidade de o Brasil criar a 'energia do amanhã', com a construção de usinas e linhas de transmissão para atender bem um mercado que cresce a taxas razoáveis".

"Essa expansão se faz pelos leilões de energia. Temos um programa que está em expansão no sistema, fruto dos leilões já realizados, e de expansão com novas usinas que deverão ser licitadas em leilões neste ano e em 2016, como a hidrelétrica de São Luiz de Tapajós (PA)", afirmou a jornalistas. Ventura Filho deu as declarações antes de sua participação na audiência pública na Assembleia Legislativa de Minas Gerais (ALMG) sobre o desenvolvimento e o uso da energia solar fotovoltaica, a proposta de implantação da agência estadual de energia elétrica e o aumento da conta de energia dos irrigantes do Estado. O secretário, porém, não deu detalhes qual matriz energética será considerada no plano, embora tenha citado, além da hidrelétrica, a eólica e a solar.

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Ventura Filho negou que o setor esteja passando por uma crise e que a decisão de desligar as térmicas em um período de seca e de nível baixo dos reservatórios não foi arriscada. "O sistema elétrico hoje apresenta condição de segurança energética muito grande. Nós tivemos a decisão de desligar as térmicas, que terá reflexo no curto prazo, com preços menores. Fora das bacias São Francisco e Paraná, estamos com condições hidrológicas razoáveis - o Sul está com bastante energia. A segurança energética está garantida e esse plano vai sustentar isso", declarou.

Ainda segundo ele, há informações hidrológicas que permitem avaliar com "segurança" o atendimento do sistema até o período seco. "Nós temos estoque de água nos nossos reservatórios, temos parque gerador bom. E a partir de dezembro estaremos no período chuvoso. E mesmo que não seja tão favorável em nível de precipitação, o atendimento de 2016 também está garantido", declarou. Ele destacou ainda que, em 2014, o Brasil instalou 7 mil megawatts a mais no sistema; em 2015, serão mais 6 mil megawatts e, em 2016, a previsão é de inclusão de 10 mil megawatts, com a entrada da energia gerada na usina hidrelétrica de Belo Monte, no Rio Xingu (PA).

Sobre preços, o secretário comentou que por conta dos desligamentos das usinas térmicas, a tendência é que os custos de geração caiam e as tarifas ao consumidor também. "E se atendermos o mercado com (energia) eólica e solar também teremos custos mais acessíveis ao consumidor", disse.

Sobre a criação da Agência Reguladora de Energia Elétrica do Estado de Minas Gerais, Ventura Filho declarou que reflete a importância da dimensão do País, que é grande. "A questão da energia elétrica é federal, mas é muito importante descentralizar para que essas agências regionais reflitam a peculiaridade de cada região do País. É um trabalho que deverá ser feito integrado à Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), para que os resultados sejam realmente positivos", falou.

O consumo brasileiro de gás natural atingiu em 2014 a marca de 100 milhões de metros cúbicos por dia, até então inédita no País. O volume representa uma expansão de 11,6% em relação ao ano anterior, conforme dados publicados nesta semana pelo Ministério de Minas e Energia (MME).

O resultado foi impulsionado principalmente pelo consumo da categoria composta pelas termelétricas e por consumidores livres, o qual teve expansão de 22,8% na comparação anual e atingiu 12,60 milhões de m?/d. A venda de gás para as distribuidoras, principal destino do produto no Brasil, cresceu 9,7% e atingiu 73,40 milhões de metros cúbicos por dia. A categoria de consumo de gás por instalações industriais apresentou variação positiva de 12,3%, para 14,01 milhões de metros cúbicos por dia.

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Para atender ao aumento da demanda, o Brasil importou 13,9% mais gás natural. A compra de produto oriundo da Bolívia e da Argentina, além do gás natural liquefeito (GNL) atingiu 52,93 milhões de metros cúbicos por dia. Nesta categoria, o principal destaque ficou por conta da expansão de 36,8% da importação de GNL.

A produção nacional, por sua vez, atingiu 87,38 milhões de metros cúbicos por dia, um avanço de 13,2% em relação a 2013. A maior parte do insumo, contudo, foi utilizada para reinjeção nos poços produtores. Foram destinados 15,73 milhões de metros cúbicos por dia para tal finalidade, volume 47,8% superior ao do ano anterior. Outra grande parte do gás produzido, no total de 11,46 milhões de metros cúbicos por dia (+5,6% sobre 2013), foi destinada para consumo nas próprias unidades de exploração e produção.

A oferta efetiva de gás nacional ao mercado brasileiro ficou em 48,30 milhões de metros cúbicos por dia, abaixo das 51,71 milhões de metros cúbicos por dia de produto importado que atendeu a demanda local. Com isso, a participação do gás brasileiro no mercado ficou em 48,3%, abaixo dos 49,5% do ano anterior. Entre 2011 e 2012, a participação do produto nacional no mercado era superior a 50%.

O Rio de Janeiro continua sendo o principal responsável pela produção nacional, com 30,40 milhões de metros cúbicos por dia em 2014 - alta de 10,9% sobre 2013. Os principais destaques do ano passado, contudo, foram os estados de São Paulo e Maranhão. A produção paulista atingiu 11,41 milhões de metros cúbicos por dia, alta de 49,3% sobre o ano anterior. No Maranhão, a produção cresceu 38,6% e atingiu 5,39 milhões de metros cúbicos por dia.

O Ministério de Minas e Energia divulgou, nesta sexta-feira (20), dados preliminares da economia de energia durante o horário de verão. A alteração dos relógios nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste foi iniciada em 19 de outubro e volta ao normal da madrugada do sábado (21) para o domingo (22).

A redução estimada da demanda, no horário de pico (entre 18h e 21h), foi de até 1.970 megawatts no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, o que equivale ao dobro da demanda de uma cidade como Brasília. Já no subsistema Sul, a economia foi de 625 megawatts, correspondendo a uma redução total de cerca de 4,5%.

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A previsão de ganhos com redução do consumo total de energia é de cerca de 195 MW medidos no subsistema SE/CO, que equivale ao consumo mensal da cidade de Brasília, e 55 MW médios no subsistema Sul, equivalente ao consumo mensal de Florianópolis. A redução total de 250 MW corresponde a um percentual estimado de 0,5%, nos dois subsistemas. Além disso, estima-se que tenha havido um ganho de armazenamento de energia nas hidrelétricas de cerca de 0,4% no sistema SE/CO e 1,1% no sistema Sul.

De acordo com o ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, apesar dos problemas do setor no país, as metas do horário de verão form alcançadas. “Os números preliminares confirmam aquilo que estava previsto. Uma economia em torno de 4,5% na ponta de carga e uma economia energética da ordem de 0,5% durante o período de horário de verão”, disse. O balanço final deve sair na próxima semana.

O principal objetivo do horário de verão é aproveitar melhor a luz solar durante o período do verão, além de estimular o uso mais consciente da energia elétrica. Entre os meses de outubro e fevereiro, os dias têm maior duração nas regiões subtropicais, por causa da posição da Terra em relação ao Sol. Com o adiantamento de uma hora nos relógios, há uma redução na demanda máxima de energia elétrica durante o período de ponta de carga (período em que ocorre a maior demanda) do sistema elétrico brasileiro.

É importante salientar também os ganhos expressivos na confiabilidade da operação do Sistema Elétrico Brasileiro, uma vez que a redução no carregamento dos Sistemas de Transmissão (Linhas de Transmissão e Transformadores) proporciona melhor controle de tensão, uma maior flexibilidade operativa para realização de manutenções, além da redução no corte de carga em situações de emergência do sistema.

Atualmente, o horário brasileiro de verão é regulamentado pelo Decreto nº 8.112.

O ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, descartou o risco de apagão nos próximos três meses, mas disse que o governo prepara um programa de eficiência energética a ser lançado nesse prazo. A adoção das ações, que não foram detalhadas, coincidirão com o início do período seco no País, que vai de maio a outubro.

"Vamos lançar um programa de eficiência energética que com certeza vai ter um impacto muito positivo. Estamos trabalhando nisso e esperamos que nos próximos 60 a 90 dias tenhamos um conjunto de ações", disse na sede do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), onde se reúne neste momento com representantes da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para discutir as medidas.

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Apesar da previsão do ONS de que chova menos que a média em fevereiro, Braga descartou que ocorra um apagão enquanto esse plano está sendo discutido. "Sinceramente não vejo risco", afirmou, destacando que hoje o sistema passou pelo horário de pico, sua maior preocupação, com 5 mil MW de folga no sistema interligado. A folga no sistema nacional não impediu o apagão no Sudeste e Centro-Oeste no último dia 19.

Questionado sobre qual seria o limite do governo para decretar um racionamento, Braga disse que isso depende das condições hidrológicas, mas destacou que ainda há várias manobras disponíveis no sistema para assegurar o abastecimento. Mais cedo, o diretor geral do ONS, Hermes Chipp, afirmou que margem de manobras sem chuvas é pequena.

Além de medidas como a importação de energia da Argentina e de acionamento de Itaipu, o governo está testando uma nova rede de transmissão de energia no Rio Madeira. Segundo Braga, até fevereiro o segundo bipolo do Rio Madeira estará 100% testado e poderá ser incorporado ao sistema.

"Não é apenas a questão do ritmo hidrológico. É um conjunto de ações que somadas farão um balanço que recomendarão a ação necessária para que o Brasil possa ter conhecimento dos próximos passos", disse.

Na manhã desta sexta-feira (30), o ministro participou da reunião do conselho do ONS, que reúne empresas dos segmentos de distribuição, geração e transmissão. Segundo ele, o governo cobrou das companhias a solução de questões como o atraso em obras e ouviu reivindicações. "O diálogo está reaberto", disse.

Desde a quinta-feira, 22, especialistas do setor elétrico estão atrás de uma explicação para a declaração do ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, que mencionou que seria preciso adotar medidas de racionamento caso o "limite prudencial de 10% nos nossos reservatórios" fosse atingido.

O jornal "O Estado de S. Paulo" conversou com três especialistas em energia. Nenhum soube explicar o que foi mencionado pelo ministro. No próprio MME, a declaração de Braga ainda não foi entendida. Ao falar do limite de 10%, o ministro chegou a dizer que esse parâmetro é estabelecido pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (Cepel), ligado à Eletrobras.

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Questionado sobre o assunto, o Cepel informou que os técnicos que poderiam dar uma explicação sobre o assunto estavam "em trânsito" e que, por isso, não tinha como comentar.

É mais do que usual no setor elétrico ter usinas funcionando com menos de 10% de seus reservatórios. Essa foi a realidade de diversas hidrelétricas ao longo do ano passado. Um exemplo é a usina de Três Marias, por exemplo, que continuou a funcionar no Rio São Francisco, mesmo com cerca de 3% da capacidade total de seu reservatório.

O funcionamento das hidrelétricas está associado à capacidade de vazão dos rios. Se há abundância de água, gera-se na capacidade plena. Conforme esse volume de água cai, a usina desliga parte de suas turbinas, para não comprometer equipamentos. A paralisação total de uma planta, no entanto, é rara.

A reportagem pediu uma explicação mais detalhada ao MME sobre a afirmação de Eduardo Braga. Até o momento, não houve resposta. Eduardo Braga esteve reunido hoje com outros ministros na Casa Civil, para tratar da crise hídrica que afeta o País.

Apesar de não acontecer desde 2010, a importação de energia elétrica da Argentina pelo Brasil esta semana foi classificada nesta noite de quinta-feira (22) como "rotineira" pelo ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga. Segundo ele, a opção por trazer eletricidade do país vizinho não decorreu de falta de suprimento nacional, mas pela incapacidade de se trazer para o Sudeste a energia que sobrava no Nordeste.

"O Brasil tem um acordo com a Argentina desde 2006. É uma operação normal, que sequer é tratada como compra de energia, mas como compensação", argumentou o ministro. "Trata-se de uma operação rotineira, não é extraordinária ou excepcional", completou.

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O Broadcast, serviço de notícias em tempo real da Agência Estado, revelou que, entre terça-feira e ontem, foram importados cerca de 2 mil MW de energia para suportar a escalada do consumo no horário de pico. A última vez que o País havia comprado energia do exterior foi em dezembro de 2010 - a energia serviu para cobrir problemas pontuais de geração, sobretudo na Região Sul. Segundo relatório do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), na terça-feira, foram importados, em média, 165 MW durante todo o dia, sendo 998 MW no pico de consumo, às 14h48. Ontem, o volume de importação foi semelhante ao do dia anterior, afirmou um técnico do governo.

Braga admitiu não ter sido informado da importação de energia no momento em que as operações aconteceram e garantiu que não falta eletricidade ao Brasil. "Ontem havia uma sobra de 2,5 GW no Nordeste que, por limitações de transmissão, não tínhamos como trazer para o Sudeste. No total temos energia mais do que suficiente, mas para alguns lugares precisamos remanejar o suprimento", afirmou.

Duas semanas atrás, houve uma reunião tensa no Ministério de Minas e Energia (MME). Em um encontro com o secretário executivo, Márcio Zimmermann, diretores da Eletronorte e da Alupar, sócias em um projeto de transmissão de energia de R$ 1,1 bilhão, disseram que analisavam a possibilidade de devolver o contrato bilionário ao governo porque não tinham autorização para iniciar a obra, mais de três anos desde o seu leilão.

Durante a conversa, que foi acompanhada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), os empresários fizeram um último apelo ao governo para resolver o imbróglio. Caso contrário, não restaria outra saída, a não ser jogar a toalha e entregar a concessão.

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O drama descrito em detalhes à cúpula do setor elétrico tratava do projeto de linha de transmissão previsto para ligar as capitais do Amazonas e de Roraima. A malha de 721 km, entre Manaus e Boa Vista, é a reta final de um sonho antigo do planejamento elétrico: ver o Brasil conectado por uma única rede de energia, o chamado Sistema Interligado Nacional (SIN). Com a linha, Roraima, o único Estado do País que ainda não foi plugado ao sistema, não terá mais de queimar diariamente milhares de litros de óleo diesel em usinas térmicas, nem depender da precária importação de energia da Venezuela para suprir o consumo da população. Acontece que o projeto virou mito.

Levantamento feito pelo Estado nas últimas semanas revela que o projeto que deveria simbolizar uma conquista para o setor elétrico transformou-se em um emaranhado de conflitos indígenas, confusão institucional e desperdício de dinheiro público.

A Transnorte Energia, consórcio formado pela Eletronorte e a Alupar, venceu o leilão da Aneel em setembro de 2011. Em janeiro de 2012, foi assinada a concessão, com a promessa de colocar a linha para funcionar em janeiro de 2015. A dois meses desse prazo acabar, o projeto não tem nem sequer licença prévia ambiental. Isso significa que nem mesmo sua viabilidade foi confirmada. Nada foi feito até hoje, nem há previsão de que a situação mude.

Traçado. O nó de toda a polêmica está no traçado escolhido para a linha. Dos 721 km da malha, 121 km passam dentro da terra indígena waimiri atroari, uma área de 26 mil km quadrados, maior que o Estado de Sergipe. Na terra indígena, espalhados em 31 aldeias, vivem 1.600 índios que não querem nem saber de linhas sobre as suas cabeças.

A troca de acusações é total. Ninguém assume a responsabilidade pela lambança. O consórcio alega que venceu o leilão para construir uma linha que teve o traçado previamente definido pelo governo. A Funai diz que o consórcio apresentou um relatório indígena que inviabiliza o próprio projeto e que outros traçados devem ser estudados. O Ibama declara que o único traçado viável é justamente o que foi a leilão e que outras três opções já estudadas exigiriam a abertura de estradas e canteiros de obra em "uma das regiões mais preservadas do Brasil". O indigenista ligado aos waimiris atroaris, Porfírio Carvalho, diz que os índios não gostam do projeto, mas nega que a culpa seja deles. O MME não diz nada.

"Infelizmente, esses atrasos decorrem de ações dos próprios órgãos do governo, que extrapolam a competência e a capacidade de atuação. É a União contra a União", diz Fabio Lopes Alves, diretor administrativo financeiro da Transnorte.

A tentativa mais recente de viabilizar a obra tem a participação do Departamento Nacional de Infraestrutura de Transportes (Dnit). O traçado atualmente previsto corre paralelamente à BR-174, que liga Manaus à Boa Vista e que, portanto, já passa pela terra indígena há mais de 30 anos. O acordo com o Dnit permitiria aproximar mais as torres da estrada. Em vez da distância de 500 metros, como se prevê, a rede seria instalada dentro da "faixa de domínio" do Dnit, a 40 metros do asfalto.

Compensação. A Funai aguarda ainda uma explicação do consórcio sobre como poderiam ser mitigados ou compensados os 27 impactos negativos e irreversíveis que a obra traria aos índios, conforme aponta o estudo contratado pelo consórcio. "A linha, uma vez pronta, tem impacto zero. Uma torre não se move, não vai até a aldeia, não dá choque", diz Williams Carvalho Pereiro, diretor técnico do consórcio. "Temos feito tudo o que é possível para superar essa situação. O que vemos é que o Estado nem sequer pode garantir a viabilidade de seus empreendimentos."

Em meio a tanta confusão, a Justiça Federal no Amazonas acatou uma ação do Ministério Público Federal que pode enterrar de vez o projeto. No início deste mês, declarou a anulação do leilão. A Transnorte e a Aneel informaram que ainda não foram notificadas, mas que devem recorrer da decisão. As informações são do jornal O Estado de S. Paulo.

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