Mês: março 2021

Entenda os impactos ambientais da Belo Monte e como o acordo com o Ibama afeta o setor energético – e sua conta de luz

Ganhou destaque nos jornais do último dia 8 de fevereiro a informação de que o Ibama chegou a um acordo com Belo Monte sobre o fluxo de água que a usina deve liberar para o rio Xingu, no Pará. A notícia merece atenção não só pela magnitude dos atores e fatores envolvidos, mas também por suas consequências.

O caso ganhou as manchetes em janeiro depois de o Ibama ter exigido que a Norte Energia, responsável pelo empreendimento, aumentasse a vazão de água para mitigar os impactos ambientais da usina hidrelétrica de Belo Monte. Essa medida, no entanto, acarretou efeitos negativos na capacidade de produção de energia.

Por conta disso, o Ministério de Minas e Energia e representantes do setor elétrico também entraram na discussão para contestar a decisão do órgão ambiental. E a situação se arrastou por dias até ser resolvida com o termo de compromisso assinado no início de fevereiro.

Mas, afinal, o que vai mudar com esse acordo? Quais serão as consequências para o ecossistema do Xingu? Como isso impactará nos preços da conta de luz de lares e empresas?

Essas são as respostas que você encontrará neste artigo. Mas, para isso, é essencial voltar um pouco no tempo e saber como estava a situação antes do acordo.

Como a Belo Monte operava antes do acordo com o Ibama?

O processo de licenciamento ambiental da usina de Belo Monte esteve envolto em polêmicas desde os primórdios do projeto, ainda na década de 1980. Seus críticos sempre ressaltaram não apenas os efeitos negativos ao meio ambiente, mas também os impactos sociais na população local que depende do rio Xingu.

Após muita discussão, o Ibama concedeu, em junho de 2011, a licença de instalação à Norte Energia. Quase cinco anos depois, em maio de 2016, Belo Monte foi oficialmente inaugurada como a quarta maior hidrelétrica do mundo em potência instalada, com 11.233 megawatts.

Atualmente, a usina opera com base em dois hidrogramas para determinar a quantidade de água que liberará no trecho de vazão reduzida da Volta Grande do Xingu e quanto usará para alimentar suas turbinas. Os chamados hidrogramas A e B preveem vazões distintas de acordo com a época do ano, como podemos ver no gráfico abaixo:

Como você deve ter percebido, esse gráfico também inclui o hidrograma exigido pelo Ibama, com números bem superiores aos da Norte Energia. E isso nos ajuda a entender porque o órgão ambiental decidiu contestar a quantidade de água que estava sendo liberada para o Xingu.

Por que o Ibama interferiu nas operações de Belo Monte?

Em janeiro deste ano, a Norte Energia tinha programado liberar 1.100 metros cúbicos de água por segundo em um trecho de vazão reduzida do rio Xingu. O Ibama, no entanto, exigiu que a liberação fosse de 3.100 m³/s para tentar mitigar os impactos sociais e ambientais da usina hidrelétrica de Belo Monte na região.

No final daquele mês, o órgão ambiental determinou outro aumento na liberação para esse mesmo trecho do rio no período entre 1 a 7 de fevereiro. Enquanto a usina pretendia operar com vazão de 1,6 mil m³/s, o Ibama determinou que esta fosse da ordem de 10,9 mil m³/s.

A Norte Energia chegou a apresentar um estudo complementar para justificar a adoção do chamado hidrograma B para essa época do ano. Porém, o documento foi rejeitado pelo órgão ambiental.

De acordo com relatórios do Ibama, tanto o hidrograma A quanto o B estão causando danos em um trecho de 130 quilômetros de extensão chamado Volta Grande do Xingu. Alguns exemplos dos impactos ambientais e sociais são:

• Falta de garantia de migração de espécies para áreas alagadas;
• Mudanças ecológicas nas espécies capturadas e no modo de vida dos indígenas;
• Vazões insuficientes para inundar planícies aluviais, comprometendo a alimentação dos peixes;
• Necessidade de tratamento da água para consumo.

Para propor um hidrograma sete vezes superior à Norte Energia, o Ibama lembrou que mesmo os 10,9 mil m³/s não chegariam perto da média histórica da vazão natural em fevereiro, de cerca de 14 mil m³/s. Mesmo assim, essa decisão acionou um alerta em todo o setor elétrico brasileiro.

Os efeitos do aumento da vazão de Belo Monte no setor elétrico

Assim que a determinação do Ibama foi divulgada, tanto o Ministério de Minas e Energia quanto membros do setor elétrico entraram no circuito para contestá-la. A alegação foi que o aumento da vazão acarretaria efeitos pesados na capacidade de geração de Belo Monte.

Em um post anterior do blog, nós detalhamos o impacto dos níveis dos reservatórios no preço da energia. O gráfico abaixo mostra como seria a diferença de geração entre os hidrogramas A e B de Belo Monte e o hidrograma proposto pelo Ibama:

Com a redução do volume, a solução seria compensar a defasagem com outros tipos de geração de energia, como as usinas térmicas. No entanto, estas, além de caras, são mais poluentes e também causam impactos ambientais.

De acordo com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), o custo dessa aquisição, considerando apenas janeiro e fevereiro, seria de cerca de R$ 1,3 bilhão. Esse valor deverá ser dividido entre todos os consumidores na conta de luz.

A restrição de geração em Belo Monte, junto a outros fatores como a alta do do dólar e do IGPM e a baixa quantidade de chuvas, fez o diretor-geral da Aneel, André Pepitone, prever um quadro desanimador:

“Estamos buscando medidas para conter a escalada tarifária. Mas cada setor tem que ajudar um pouco. As nossas áreas técnicas já fazem estimativas e sinalizam que, se nada for feito, o reajuste em 2021, média Brasil, está na casa dos 13%.”

Enquanto a ameaça de um aumento considerável na conta de luz de todos os consumidores aumentava, enfim chegou a notícia que tantos esperavam: Belo Monte e Ibama finalmente haviam selado um acordo.

Como será a operação de Belo Monte após o acordo com o Ibama?

Em um fato relevante divulgado no dia 8 de fevereiro, a Norte Energia informou da assinatura de um termo de compromisso com o Ibama. Esse documento estabelece que a empresa irá operar o hidrograma B durante todo o ano de 2021, tal qual o preconizado no licenciamento ambiental da usina de Belo Monte.

Para operar nessas condições, a Norte Energia precisou aceitar medidas adicionais estabelecidas pelo Ibama. Para minimizar os impactos no trecho de vazão reduzida, a empresa terá que aplicar R$ 157 milhões em programas e ações ao longo dos próximos três anos.

De acordo com uma nota do Ibama, a Norte Energia se comprometeu a:

• Executar o projeto experimental de alimentação e reprodução da fauna afetada;
• Desenvolver pesquisas e monitoramento das espécies;
• Recompor a cobertura vegetal impactada;
• Realizar ações de reparação para as comunidades humanas locais.

Com a Norte Energia se comprometendo com o meio ambiente e o desenvolvimento sustentável da região, o acordo foi muito bem recebido pelo setor. De acordo com cálculos do mercado, caso as restrições fossem mantidas, a usina teria que arcar com um custo adicional de R$ 4 bilhões a R$ 10 bilhões.

O compromisso selado entre Belo Monte e Ibama também é uma boa notícia para todos os consumidores do país. Afinal, além de afastar o temor de problemas com déficit de energia, também representa um alívio no cálculo da conta de luz.

Para continuar por dentro dos acontecimentos do setor energético brasileiro e do Mercado Livre de Energia, continue acompanhando nosso blog. E, se quiser acesso a relatórios e estudos mais detalhados, fale agora mesmo com um especialista da Esfera Energia!

Imagem da capa: Divulgação Belo Monte

Aconteceu em Fevereiro: Mudanças para a modernização do Setor e expectativa de gastos por motivo de Garantia Energética

O mês de Fevereiro foi marcado por incertezas em relação à volatilidade dos preços da energia, devido aos acontecimentos relacionados à Usina de Belo Monte e ao Ibama.

Entenda o caso completo da Usina de Belo Monte e o Ibama.

Durante o mês também tivemos boas notícias com a aprovação da MP 998, que em Março foi aprovada também pela presidência e publicada como Lei 14.120.

Confira o que muda com a Lei 14.120, antiga MP 998. 

Ainda em Fevereiro observamos a recuperação parcial dos reservatórios das regiões Sudeste/Centro-Oeste e Sul, porém para a primeira, ainda permanece em níveis críticos, fechando o mês em um dos piores do histórico.

Confira abaixo os principais acompanhamentos do setor com a nossa análise.

Acompanhamento da Carga

Fevereiro iniciou com patamares elevados de carga em decorrência das altas temperaturas da primeira semana do mês, que inclusive foi a semana de maior carga dos últimos 48 meses.

Já para a segunda semana, a redução da temperatura foi responsável pela queda de cerca de 5 GWm da carga semanal, seguida pela semana do Carnaval (semana 8).

Interessante notar que a incidência do Carnaval apresentou um impacto na carga inferior ao observado nos anos de 2019 e 2020 (semanas 10 e 9, respectivamente).

Acompanhamento dos Reservatórios

Fevereiro foi marcado também pela recuperação parcial dos reservatórios dos submercados Sudeste/Centro Oeste e Sul.

O reservatório Sudeste fechou o mês em 29,7%, apresentando uma elevação de 6,5% em relação ao mês anterior. 

Já o reservatório Sul apresentou um fechamento de 63,7% em fevereiro, desse modo representando uma recuperação de 10,9% frente ao mês de Janeiro, justificada pela melhora das afluências iniciada no final de janeiro, que permaneceu em bons níveis até a primeira semana de fevereiro.

Expectativa de Gastos por Garantia Energética

O último trimestre de 2020 foi marcado por meses de chuvas bem abaixo da média histórica, o que culminou em níveis de armazenamento críticos, principalmente para os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul.

Para conter tal deplecionamento e obter uma melhora de tais níveis, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) autorizou o despacho de usinas térmicas fora da ordem de mérito e a aquisição de energia de outros países, como Argentina, Paraguai e Uruguai.

Consequentemente, todo esse volume de energia acarreta em encargos e todos os consumidores são impactados.

A expectativa de gastos para o mês de fevereiro é de R$ 925 milhões, uma redução de aproximadamente 43%, quando comparado com o mês anterior.

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A MP 998 foi aprovada como Lei 14.120. O que muda?

No mês de Fevereiro o Senado aprovou a Medida Provisória 998, poucos dias antes do seu vencimento, após pedidos do Ministério de Minas e Energia (MME). Agora, no início de Março, a MP 998 foi aprovada pela presidência e publicada como Lei 14.120.

Considerada a “MP dos Consumidores”, a MP 998 visa conter os reajustes das tarifas de energia elétrica nos próximos anos, além de prever a retirada gradual dos subsídios para usinas de geração de energias renováveis, como solares e eólicas. Ela também traz pontos importantes para a usina nuclear de Angra 3.

Reunimos os pontos mais importantes da Lei 14.120, que trata os temas originados pela MP 998, e vamos explicar o que muda afinal. Confira.

Destinação de verbas para a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)

Anualmente as empresas de energia devem aplicar recursos em projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e em Eficiência Energética (EE).

A Lei prevê a destinação de até 30% desses recursos para a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) entre 2021 e 2025 que atualmente é custeada por todos os consumidores brasileiros e é utilizada para financiar incentivos e políticas públicas, como os descontos em energia para os clientes de baixa renda.

As empresas também poderão aplicar os recursos utilizados em projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) em tecnologias para armazenamento de energias limpas.

Exploração da Usina Nuclear de Angra 3

A usina nuclear de Angra 3 é um projeto existente há mais de 30 anos, que começou a ser construída em 1984. Em 2015  teve as suas obras paralisadas devido a denúncias de corrupção e desvios de dinheiro.

A Lei permite a exploração da usina nuclear de Angra 3 sob regime de autorização do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), de competência exclusiva de uma empresa estatal, e a celebração do contrato de comercialização da usina na modalidade reserva de capacidade. Caberá ao CNPE conceder a outorga de autorização por até 50 anos e prorrogáveis por mais 20 anos.

O contrato atual de energia da usina será extinto e, no novo contrato, o preço da energia deverá ser aprovado pelo CNPE após estudo da Eletronuclear e BNDES. Também deverá ser considerado parecer da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) em relação ao impacto aos consumidores, a viabilidade econômica do empreendimento e seu financiamento, além de observados também os princípios de modicidade e viabilidade tarifária.

Retirada gradual dos subsídios para usinas de geração de energias renováveis

Atualmente as usinas de fontes renováveis (eólicas, solares, biomassa e PCHs) têm o benefício de descontos na tarifa de transmissão e distribuição de energia (TUST e TUSD).

A Lei prevê que esse subsídio seja retirado gradualmente, entretanto, os novos empreendimentos que não terão mais direito ao desconto poderão participar de mecanismos que considerem os benefícios ambientais. Caberá ao Poder Executivo, em até 12 meses da publicação da Lei, definir essas diretrizes. No texto original da MP eram considerados apenas os benefícios ambientais relacionados à baixa emissão de gases causadores do efeito estufa. 

Para os empreendimentos existentes continua a valer o percentual de desconto estabelecido na outorga até o fim de sua vigência. Com relação aos novos empreendimentos, apenas os que solicitarem a autorização ou a ampliação da sua capacidade de geração, até 12 meses após a publicação da Lei, e iniciarem a operação de todas as unidades geradoras em 48 meses (contado da data da outorga) terão direito ao percentual de desconto. Passado esse período as novas outorgas não terão mais direito a tal benefício.

Durante a análise da Câmara, o texto da MP 998 foi alterado para restabelecer os subsídios para pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) por um período adicional. Desta forma, a Lei 14.120  mantém o desconto de 50% por cinco anos adicionais e de 25% para outros cinco anos, contados a partir da data de publicação da lei, mas não poderão ser transferidos a terceiros.

Contratação de Reserva de Capacidade

A Lei inclui a possibilidade de licitação para a contratação de usina reserva para gerar energia se necessário, quando o sistema apresentar falta de potência. Os custos serão rateados entre todos os consumidores de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN), sejam eles livres ou cativos, na proporção do seu consumo líquido (deduzido de eventual geração). A possibilidade de contratação proporciona segurança energética para todo o SIN.

Desligamento da CCEE

No Brasil é necessário que todos os consumidores do Mercado Livre de Energia sejam agentes da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), o que acarreta em diversas obrigações, prazos e pagamentos.

A Lei inclui a hipótese de desligamento dos agentes da CCEE em caso de solicitação do agente ou descumprimento de obrigação em relação à CCEE. Esse desligamento causará a suspensão do fornecimento de energia das unidades consumidoras.

Incentivar a modalidade de Comercializador Varejista

Como forma de aliar segurança à modernização do Setor Elétrico, a Lei estabelece que a comercialização no Mercado Livre de Energia poderá ser realizada mediante a comercialização varejista (gerador varejista ou comercializador varejista), conforme regulamento da Aneel, caracterizada pela representação das pessoas físicas ou jurídicas  sem a necessidade de aderir à CCEE e prevê a possibilidade de suspensão do fornecimento de energia elétrica das unidades consumidoras, sob responsabilidade do varejista, caso o consumidor não cumpra com as suas obrigações.

Gestão da Contratação das Distribuidoras

Estabelece a possibilidade de ser instituído mecanismo competitivo de descontratação ou redução, seja ela total ou parcial, da energia elétrica contratada proveniente dos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR).

O montante de energia descontratado ou reduzido não repassará os percentuais de desconto na TUSD/TUST.

Os consumidores serão responsáveis pelas suas contas

O texto da Lei estabelece que consumidores que atualmente atuam no Mercado Cativo que migrarem para o Mercado Livre de Energia permanecerão responsáveis pelos seus pagamentos remanescentes da Conta-Covid. Ela foi criada para equalizar financeiramente as empresas durante o momento de crise, amortecendo o aumento da tarifa para o próximo ciclo ao diluir o empréstimo aos consumidores em 5 anos.

Alívio para os consumidores de energia do Norte

Atualmente os consumidores do Acre e Rondônia possuem uma parte da fatura de energia como se estivessem localizados nas regiões Sudeste e Centro-Oeste. O texto prevê mudança no critério de recolhimento do encargo da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) que passará a ser regional. Assim, os consumidores do Acre e de Rondônia passarão a ter a mesma cobrança dos demais consumidores da região Norte.

Prevê também um alívio para os consumidores de energia dos estados do Norte, que não precisarão mais pagar pelos empréstimos fornecidos às distribuidoras na época em que essas estavam sob controle da União, antes da privatização.

Além disso, a Reserva Global de Reversão (RGR), um encargo cobrado na conta de luz, financiará o valor dos bens das distribuidoras ainda não reconhecidos pela Aneel, evitando que o custo recaia sobre o consumidor.

O que as mudanças da Lei 14.120, oferecem aos consumidores?

A Lei 14.120 tem o objetivo de trazer benefícios aos consumidores e garantir a redução de tarifas em todo país, em especial na região Norte, onde o custo com energia elétrica é ainda mais elevado. Essa redução do custo da tarifa, no médio e longo prazo, acontecerá a partir da fundamentação e eliminação de encargos que afetam diretamente a conta de luz de todos os consumidores.

Além disso, pretende oferecer mais racionalidade ao setor elétrico, analisando os subsídios oferecidos às fontes de energia incentivadas que acarretam em altos custos.

Com a conversão da MP em Lei podemos esperar por decretos e portarias que a complementarão para finalmente entrar em vigor e, assim, observarmos os verdadeiros impactos de todas essas mudanças.

A Esfera Energia conta com uma equipe que monitora e coordena todas as atividades regulatórias, como consultas públicas, alterações nas legislações setoriais e outras variáveis com o objetivo de representar os interesses dos clientes no Mercado Livre de Energia.Nosso objetivo é potencializar os ganhos ou reparar possíveis perdas de cada cliente.

Para saber mais, fale com um de nossos especialistas!