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No dia 1.º de janeiro deste ano, a única usina térmica do País alimentada pelo gás do pré-sal deveria ter começado a entregar energia. Era isso, pelo menos, que estava previsto no contrato firmado com a termoelétrica Marlim Azul, um projeto de R$ 2,5 bilhões construído em Macaé, no litoral do Rio.

Para tirar a usina do papel, a Mitsubishi Hitachi criou um consórcio com o Pátria Investimentos e a Shell - a empresa Marlim Azul Energia -, e iniciou as obras em julho de 2020. O BNDES também entrou no negócio, financiando R$ 2 bilhões (80% do total).

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Com capacidade para gerar 565 megawatts com uma única turbina, o suficiente para atender a mais de 2 milhões de domicílios, a usina foi a primeira - e única até hoje - a vencer um leilão para explorar o gás do pré-sal brasileiro.

Tudo corria dentro do cronograma até que, segundo a empresa, surgiu a pandemia da covid-19. Nas contas da empresa, a pandemia prejudicou o cronograma da obra em 206 dias, incluindo nesse balanço desde ordens estaduais e municipais de fechamento das cidades até os lockdowns internacionais, que teriam comprometido seus fornecedores de equipamentos.

Por causa desse atraso, o compromisso de iniciar a geração a partir de 1.º de janeiro foi, agora, alterado para 25 de julho. Ainda em maio do ano passado, a empresa bateu na porta da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para pedir que o prazo de 206 dias fosse estendido, sob o argumento de que a pandemia tinha comprometido os planos. Ocorre que nenhum dos argumentos convenceu a área técnica da agência, que não concedeu nenhum dia de adiamento.

Com a negativa da área técnica, a empresa reagiu, apresentou novos argumentos em dezembro de 2022 e pediu a revisão dos atos. Na semana passada, o material foi encaminhado para nova análise técnica. A decisão final sobre o assunto cabe à diretoria colegiada da Aneel, que não comenta o caso pelo fato de estar em tramitação.

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

O abastecimento de termoelétricas na Região Norte custará R$ 7,5 bilhões aos consumidores de todo o País em 2020. O valor é 19% maior do que o volume pago neste ano, de R$ 6,3 bilhões, segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), e têm crescido exponencialmente ano após ano - em 2018, eram R$ 5,8 bilhões.

Esse valor é usado para pagar o combustível utilizado por usinas a diesel e óleo nas regiões desconectadas do Sistema Interligado Nacional (SIN).

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O subsídio para as regiões isoladas foi criado como uma tentativa de fazer justiça social. O custo da energia gerada por essas usinas em Estados como Roraima, por exemplo, gira em torno de R$ 800 por megawatt-hora (MWh), enquanto que a energia gerada em usinas das Regiões Sul e Sudeste, por exemplo, é de R$ 306, em média, de acordo com a Associação Brasileira de Grandes Consumidores (Abrace). Se esse custo fosse integralmente pago apenas pelos consumidores locais, a conta de luz teria um valor inviável, ainda mais considerando que a maioria da população que vive nas áreas isoladas é de baixa renda.

Mas uma série de fatores fez com que esse subsídio, que era de R$ 4 bilhões em 2013, quase dobrasse em sete anos. Um deles foi o próprio avanço do preço do combustível. Para se ter uma ideia, o diesel vendido em distribuidoras da Região Norte - uma referência para o custo do diesel não automotivo, usado pelas usinas - custava R$ 2,15 por litro em novembro de 2013, valor que passou a R$ 3,53 por litro em novembro deste ano, segundo dados da Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP).

Outra razão é a mudança na legislação estadual do governo do Amazonas, que criou a substituição tributária para o gás - antecipando o recolhimento de ICMS para as usinas. Esse custo é repassado ao preço da energia e não pode ser compensado. A estimativa é que isso tenha elevado a arrecadação do Amazonas em R$ 400 milhões, custo que também é repassado para a conta de luz de todo o País.

O custo de abastecimento da Região Norte incluiu ainda as perdas não técnicas das distribuidoras - mais conhecidos como "gatos". Uma parcela das ligações de energia ilegais é repassada para as tarifas de todo o País, assim como o combustível comprado em dobro para compensar os roubos realizados por quadrilhas nos barcos que navegam nos rios.

Até mesmo investimentos feitos para reduzir o custo do abastecimento da região acabaram gerando mais despesas. É o caso do gasoduto Urucu- Coari -Manaus, construído para reduzir o custo das usinas da região, substituindo o óleo e o diesel por gás. O custo projetado inicialmente pela Cigás para construir os ramais, de R$ 97,2 milhões em 2008, subiu para R$ 176,7 milhões em 2011.

Depois de um processo de fiscalização e anos de idas e vindas, a Aneel aprovou o valor de R$ 134,5 milhões como reembolso para o custo desses ramais. O repasse, agora, será feito de forma retroativa, em parcelas mensais de cerca de R$ 5 milhões até 2025.

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

O Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) aprovou, sem restrições, a aquisição de 100% das ações da Ferrari Termoelétrica pela Tractebel Energias Complementares Participações. A decisão está em despacho da Superintendência-Geral do órgão publicado na edição desta segunda-feira, 20, do Diário Oficial da União (DOU).

A Ferrari Termoelétrica detém todos os ativos da Central Geradora Termelétrica UTE Ferrari, localizada em Pirassununga (SP). O empreendimento conta atualmente com capacidade instalada de 65,5 MW e capacidade comercial de 23,2 MW médios.

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Segundo explica documento do Cade, com o fechamento da operação, Ferrari Termoelétrica e sua antiga controladora Ferrari Agroindústria formarão consórcio para desenvolver um projeto de cogeração de energia elétrica e a vapor d'água a partir da operação, manutenção e exploração da UTE Ferrari, integrada à Usina de Açúcar e Álcool da Ferrari Agroindústria, utilizando como combustível resultante do processamento da cana-de-açúcar.

"A operação permitirá que a Ferrari Termoelétrica invista R$ 85 milhões na modernização e ampliação da UTE Ferrari, a fim de ampliar sua capacidade instalada para 80,5 MW e elevar sua capacidade comercial para 35,6 MW médios. Além disso, aumentará a oferta da Tractebel de energia elétrica, possibilitando a ampliação de seus negócios e a celebração de novos contratos de comercialização de energia elétrica", diz o texto do Cade.

"A operação não é capaz de gerar preocupações concorrenciais, pois resultará em concentração horizontal mínima entre as atividades das requerentes no âmbito do Sistema Integrado Nacional, especialmente em seu subsistema regional Sudeste/Centro-Oeste", argumenta o órgão.

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