Eletrobras vai investir R$ 8,3 bi em modernização

Eletrobras (Foto: Getty Images)

O envelhecimento de uma hidrelétrica, com desgaste das turbinas e de equipamentos instalados, afeta diretamente a sua eficiência. Ao longo da sua operação, as unidades passam a ficar mais tempo indisponíveis para fazer manutenção, afetando o volume de geração.

Nos últimos anos, segundo dados da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o índice de disponibilidade das hidrelétricas entre 59 MW e 699 MW diminuiu, e um dos motivos pode ser o efeito do tempo nos equipamentos.

Além da repotenciação, que envolve aumento de capacidade instalada, esse problema pode ser resolvido com projetos de modernização que melhoram a operação da usina.

“Apesar de não aumentar a potência, a modernização eleva a eficiência e faz a usina gerar mais tempo, o que é bom para o sistema”, diz o presidente da divisão Hydro da GE Renewable Energy da América Latina, Cláudio Trejger.

Segundo ele, a tecnologia atual também pode melhorar o desempenho das usinas, com soluções que monitoram e permitem a operação remota.

A Eletrobras (ELET3ELET6), por exemplo, tem um programa de R$ 8,3 bilhões, entre 2021 e 2025, que inclui a compra de equipamentos mais atuais e a modernização e digitalização das usinas.

Os projetos incluem grandes unidades do grupo, como Paulo Afonso IV, Sobradinho, Xingó, Marimbondo, Itumbiara e Tucuruí. Em nota, a estatal afirmou que o objetivo é minimizar os riscos de interrupções na operação das hidrelétricas.

Outra que aposta na modernização é a AES Tietê (AESB3). Das 9 unidades da empresa, apenas três ainda não concluíram o processo.

“Ao longo do tempo, a turbina vai produzindo menos e perdendo eficiência. Com as melhorias, a usina passa a ter menos falhas e acaba gerando mais”, diz o diretor de Operações da AES Brasil, Anderson Oliveira. Segundo ele, as novas tecnologias reduzem custos e aumentam a disponibilidade da usina. “As novas turbinas têm sensores que monitoram vazamentos, vibração e tensão.”

Mudanças

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Em nota, o Ministério de Minas e Energia afirma que, de acordo com o Plano Decenal de Energia, a expectativa é que a expansão hidrelétrica alcance 4,3 mil MW até 2030 com a modernização das usinas existentes.

“Contudo, para isso ocorrer, é preciso evoluir a atual forma de remuneração de atributos das hidrelétricas, como a capacidade”, diz o ministério, destacando que é preciso aprimoramentos metodológicos e de desenho do mercado de acordo com os trabalhos do Comitê de Implementação da Modernização.

“A reavaliação do potencial dessas usinas pode ser uma oportunidade para a indústria de hidreletricidade do País”, diz o ministério.

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Pedro Parente diz que ministro Bento Albuquerque tem diagnóstico correto sobre crise hídrica

O ex-ministro da Casa Civil do governo Fernando Henrique Cardoso e responsável pela condução do “Ministério do Apagão”, Pedro Parente, avaliou nesta segunda-feira 31, que o diagnóstico do governo em relação à atual crise hídrica está correto, mas será preciso atenção à hidrologia nos próximos meses.

Em curta mensagem após encontro com o Ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, Parente – hoje presidente do Conselho da BRF (BRFS3) -, afirmou que não tem acompanhado o setor elétrico de perto, mas que considerou correta a avaliação feita pelo ministro.

“A hidrologia será um fator decisivo nos próximos meses, especialmente até novembro. O time do ministro Bento Albuquerque tem um diagnóstico correto da seriedade do momento e tem traçadas medidas para enfrentar o cenário”, disse em nota.

Parente deixou a Casa Civil durante o governo Fernando Henrique para assumir o “Ministério do Apagão”, como ficou conhecido o grupo que tirou do Ministério de Minas e Energia, na época, o poder de decisões para administrar a crise hídrica, que levou o País a apagões sistemáticos entre 2001 e 2002, e ao aumento das contas de luz para inibir a demanda.

O encontro de Parede e Albuquerque acendeu ainda mais as suspeitas de que está havendo um agravamento da crise hídrica, apesar do governo afastar o risco de racionamento.

Os reservatórios das hidrelétricas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste estão a cada dia mais baixos, perdendo praticamente 0,1 ponto porcentual de água por dia nas últimas semanas. Neste domingo, 30, a medição do Operador Nacional do Sistema (ONS) indicava 32,2% do nível total, contra 32,5% há cinco dias, e ante 55% há um ano. O subsistema representa 70% da geração hídrica do País.

Agora, com a maior crise hídrica em 91 anos, e os reservatórios das hidrelétricas, principalmente no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, abaixo do previsto, o governo vem adotando uma série de medidas para evitar um possível racionamento de energia elétrica no País.

O primeiro passo foi o acionamento de usinas termelétricas para compensar a redução da geração de energia das usinas hidrelétricas, o que encarece a conta de luz e fez a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) acionar a bandeira vermelha patamar 2 em junho, adicionado R$ 6,243 para cada 100 kWh consumidos.

Mais medidas estão previstas, como acordos com indústrias para redução da produção nos horários de pico e importação de energia da Argentina e Uruguai, além de outras que estariam sendo planejadas. O maior problema, avaliam especialistas, seria a confirmação de um crescimento econômico no segundo semestre, período em que se prevê maior aperto no abastecimento de energia. A importação de países vizinhos também é dúvida, já que começa o inverno nesses países e aumenta a demanda por gás para aquecimento.

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As hidrelétricas brasileiras estão sendo afetadas há anos pelas mudanças climáticas, que reduziram as chuvas e, por consequência, a preservação do nível dos reservatórios. O uso de térmicas ajuda a poupar a água acumulada, mas sem chuva tendem a chegar muito vazios no final do período seco, em novembro.

Ao contrário do racionamento de 2001, porém, o Brasil hoje conta com maior diversidade de fontes (eólica, solar, biomassa) e interligação por quase todo o País, o que facilita o uso de energia de regiões que estão com reservatórios mais abastecidos, como Sul e Norte, para suprir os estados das regiões Sudeste e Centro-Oeste.

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Quais ações de elétricas mais perdem e quais mais ganham em meio à crise hídrica?

SÃO PAULO – Nas últimas semanas, o noticiário sobre a crise hídrica ganhou força, gerando ainda mais temores sobre a economia e sobre o mercado nos últimos dias. Na última sexta-feira (28), o governo emitiu um alerta de emergência hídrica para o período de junho a setembro deste ano em cinco Estados brasileiros: Minas Gerais, Goiás, Mato Grosso do Sul, São Paulo e Paraná.

O alerta reforça as preocupações com o baixo nível dos reservatórios do país, que segundo dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) está em 44% da média histórica, o  que se compara com 60% em maio de 2020, momento em que a situação já estava preocupante.

Conforme destaca em relatório a XP, o cenário de níveis de reservatórios relativamente baixos vem se arrastando ao longo dos últimos anos. No entanto, a situação se agravou neste ano devido a soma de dois principais fatores: (i) as chuvas entre setembro do ano passado e abril deste ano terem ficado muito abaixo da média prevista para o período, revelando-se a pior afluência dos últimos 91 anos; e (ii) o aumento da demanda de energia resultante da maior flexibilização das medidas de isolamento social e retomada da atividade econômica.

A expectativa ainda é de piora no nível dos reservatórios nos próximos meses, já que o fim de abril marca o fim do período úmido no Sudeste e Centro-Oeste. Sazonalmente, já se espera que o armazenamento de águas se reduza entre maio e outubro, enquanto que a recuperação do nível é esperada para iniciar em outubro, com o início do período chuvoso.

Apesar do cenário bastante preocupante, analistas de mercado não veem risco de apagão, mas com riscos para a inflação.

De acordo com Carolina Carneiro e Rafael Nagano, analistas do Credit Suisse, o La Niña, fenômeno que leva a uma diminuição de chuvas nas regiões Sudeste e Sul, com as temperaturas elevadas e o clima seco, já estava presente desde setembro de 2020. Daqui para frente, provavelmente, haverá um movimento de normalização. Assim, apontam os analistas, pode haver alguma melhora de hidrologia mesmo com a chegada do inverno.

Além disso, o sistema brasileiro hoje está muito mais bem preparado do que em 2014, quando houve risco de escassez e racionamento de água ou de energia, como aconteceu em 2001. O Credit Suisse aponta que a capacidade total instalada cresceu a um ritmo mais rápido do que o consumo desde 2014, de 31% versus avanço de 4% do consumo.

Já a participação a geração de energia vindo das hidrelétricas caiu de 67% em 2014 para 62% em 2021, puxado por uma maior participação da energia eólica (10% atualmente versus 4% em 2014) e outras renováveis. Atualmente, há mais capacidade vinda de energia térmica (42,9 gigawatts versus 37,8 GW em 2014). Além disso, o sistema elétrico brasileiro está muito mais conectado atualmente (150,503 quilômetros 110,620 km em 2014).

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Assim, no geral, analistas como do Credit e do Itaú BBA destacaram não verem motivos para pânico. Carolina e Nagano, do Credit, apontam que o gargalo parece estar muito mais em termos de custos do que na oferta. “Estamos usando atualmente 10 GW das térmicas, número bem abaixo dos 20 GW disponíveis. Apesar da situação não ser favorável, nossa leitura está na linha de que o sistema está preparado”, apontam.

Desta forma, a expectativa é mais sobre o impacto para a inflação do que um risco de apagão em si. O Itaú BBA, por exemplo, aponta que as tarifas de energia provavelmente ficarão sob pressão por mais tempo. “Prevemos uma bandeira tarifária vermelha para o resto do ano, que vai colocar pressão sobre a inflação. Observe que a Aneel limitou os aumentos tarifários a 10% em 2021, diferindo parte das altas necessárias para o próximo ano. Portanto, esperamos aumentos acima da inflação nas tarifas de energia em 2022”, avaliam os analistas do BBA.

Nesse cenários algumas companhias muito baseadas em energia hidrelétrica para operar devem ser pressionadas, enquanto outras que possuem outras matrizes de energia devem ser beneficiadas, apontam analistas.

Segundo análises do Credit Suisse, Bradesco BBI e XP, as ações mais impactadas pela crise hídrica são a AES Brasil (AESB3) e a Cesp (CESP6), que estão localizadas em regiões mais afetadas pelo atual déficit hídrico (estado de São Paulo).

Sobre a Cesp, o BBI aponta a companhia como ainda mais impactada, uma vez que é totalmente exposta à energia hidrelétrica, enquanto a AES Brasil tem cerca de 40% do lucro antes juros, impostos, depreciações e amortizações (Ebitda) proveniente da geração eólica.

Para a Engie (EGIE3), o cenário é mais ambíguo. A companhia, aponta o BBI, tem 30% da capacidade de geração térmica / eólica , além de ter um negócio de transporte de gás e de transmissão greenfield. A XP ressalta que a Engie possui grande parte dos seus ativos em localizações com condições hidrológicas estão mais confortáveis em comparação a São Paulo.

O BBI ressalta que concessionárias integradas como Cemig (CMIG4), Copel (CPLE6) e Light (LIGT3) também podem ser impactadas.

Conforme aponta a XP, sem dúvidas, o segmento de geração é o mais afetado pelo cenário hidrológico adverso, especialmente os nomes que possuem maior participação hídrica no seu portfólio. Com o ONS autorizando o despacho de usinas termelétricas para garantir a segurança energética do país, a geração das usinas hidrelétricas é reduzida com objetivo de desacelerar o esgotamento dos reservatórios durante o período seco. Com isso, as geradoras podem precisar comprar energia no mercado de curto prazo , para honrar com seus contratos. No entanto, a compra dessa energia ocorre em um momento em que a mesma tem preços elevados como resultado do acionamento das usinas termelétricas, que, por sua vez, são mais caras.

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Nos resultados do primeiro trimestre de 2021, tanto a Cesp quanto a AES Brasil tiveram uma redução na produção de energia elétrica de 21% e 22% na base anual, respectivamente, devido às diretrizes de despacho praticadas pelo ONS. Isso ilustra que o impacto do déficit hídrico já é uma realidade para algumas geradoras, principalmente as localizadas em regiões mais afetadas pela escassez hidrológica.

Já em relação ao segmento de distribuição, as companhias são afetadas em um segundo estágio da escassez hídrica, a partir do momento em que há um racionamento de energia (que, como mencionado, não é o cenário base da XP). Com o racionamento, os volumes de energia vendidos são reduzidos, o que impacta nas receitas das distribuidoras, a exemplo do que ocorreu em dezembro de 2014.

O BBI avalia que, quanto às distribuidoras, neste cenário, a preocupação é que o despacho térmico maior do que o esperado gerará custos de compra de energia mais elevados. “Embora esses custos sejam totalmente repassados aos consumidores
finais, as distribuidoras podem enfrentar pressão de capital de giro, tendo que esperar até seu próximo ajuste tarifário anual (em média, 6/12 meses de distância) para repassar / recuperar quaisquer custos mais elevados (mas tendo que pagá-los a partir do momento em que o ONS iniciar o despacho das térmicas). Notavelmente, em casos anteriores, para mitigar tais problemas de capital de giro, o regulador permitiu revisões tarifárias extraordinárias. O outro risco de ‘cauda’ para as distribuidoras é que os consumidores finais veriam tarifas de eletricidade ainda mais altas quando o Brasil ainda não se recuperasse totalmente da crise da Covid. Isso poderia levar ao aumento das contas a receber e perdas de eletricidade em algumas concessões”, apontam os analistas.

Por fim, a XP destaca que o segmento menos impactado deverá ser o de transmissão, por suas receitas serem totalmente reguladas, ou seja, tanto tarifas quanto volumes não serem vinculadas à demanda de energia.

Confira a exposição do risco hídrico por segmento do setor elétrico (segundo análise da XP): 

*Fonte: XP Investimentos

Porém, apesar de esperar uma pressão nos resultados de curto prazo das empresas com maior exposição ao risco hídrico, AES Brasil e Cesp, a analista Maíra Maldonado, da XP, manteve a recomendação de compra para as ações de ambas as companhias, com preços alvos de R$ 36 por ação para CESP6 e de R$ 18 por ação para AESB3.

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A analista destaca duas razões para isso: (i) baixa visibilidade do risco se prolongar no logo prazo, dado que o nível total de contratação do portfólio das empresas diminui ao longo dos anos; e (ii) por continuar enxergando um risco-retorno atrativo nos preços atuais, lembrando que parte do risco de curto prazo parece ter sido precificado pelo mercado (até o fechamento da véspera, as ações da AES Brasil caíram 14,1% e CESP6 tiveram baixa de 9,4% no acumulado do ano versus alta de 5,5% no Ibovespa).

Já entre os vencedores relativos devem ser as geradoras Omega (OMGE3), focada em energia eólica, e Eneva (ENEV3), com exposição à energia térmica. “Eneva e Omega devem se beneficiar do ambiente atual, dada a sua exposição zero ou quase zero à energia hidrelétrica”, apontam os analistas do Itaú BBA.

No caso da Eletrobras (ELET3;ELET6), o BBI aponta que cerca de 50% de sua capacidade total firme é vendida a distribuidoras no sistema de cotas, a tarifas muito baixas, mas que repassa integralmente o risco do GSF (medida de risco hídrico) aos consumidores finais (sem incluir a receita da “RBSE” a receber).

Quem também se beneficia relativamente com o cenário de crise hídrica é a Aeris Energy (AERI3), que subiu mais de 13% nos últimos três pregões. A companhia é uma das maiores produtoras de pás eólicas independentes do mundo.

Empresas de saneamento

O Credit Suisse também apontou o cenário para as empresas de saneamento. Sabesp (SBSP3) e Copasa (CSMG3), na avaliação dos analistas, estão mais preparadas para o cenário atual depois da crise hídrica de 2014, não apenas aumentando a oferta, mas também melhorando a flexibilidade entre os reservatórios.

“Somando-se a isso, ambas as empresas têm observado crescimento limitado do consumo desde a crise, com população mais consciente do uso da água e da mudança de hábitos de consumo”, apontam Carolina e Nagano.

Já para a Sanepar (SAPR11), a empresa tem enfrentado limitação de oferta desde 2020 e os clientes na região metropolitana de Curitiba estão sofrendo com o rodízio de abastecimento por mais de um ano. Mesmo assim, o Paraná segue em emergência de crise hídrica; contudo, os reservatórios estão se recuperando dos níveis baixos vistos em 2020.

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Governo alerta para a pior seca em 111 anos

O governo deve emitir alerta de emergência hídrica para o período de junho a setembro em cinco Estados brasileiros – Minas Gerais, Goiás, Mato Grosso do Sul, São Paulo e Paraná. Todos estão na bacia do Rio Paraná, onde se concentra parte da produção agropecuária e grandes hidrelétricas. Na região, a situação é classificada como “severa” e a previsão é de pouco volume de chuvas para o período.

É o primeiro alerta dessa natureza em 111 anos de serviços meteorológicos do País. A medida corrobora as declarações do presidente Jair Bolsonaro e do ministro das Minas e Energia, Bento Albuquerque, de que o Brasil enfrenta a maior crise hídrica dos últimos tempos.

O alerta, obtido pelo Broadcast/Estadão, será divulgado de forma conjunta hoje pelo Sistema Nacional de Meteorologia (SNM), órgãos federais ligados à meteorologia, a Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico (ANA) e o Centro Nacional de Monitoramento e Alerta de Desastres Naturais (Cemaden). No documento, as instituições reforçam que a emergência hídrica é associada à escassez de precipitação na região hidrográfica e a previsão de que o cenário persista até setembro.

De acordo com o SNM, o déficit de precipitação na bacia do Paraná está provavelmente relacionado à influência de dois fenômenos atmosféricos de grande escala. O primeiro é La Niña, de outubro de 2020 a março de 2021. O fenômeno traz resfriamento das águas do Oceano Pacífico, diminui a temperatura da superfície do mar, altera o padrão de circulação global e, entre as características do período, reduziu chuvas no sul do Brasil. O segundo é a Oscilação Antártica (OA), responsável por alterar o padrão de pressão atmosférica na região. Desde outubro de 2020 a OA tem atuado para impedir que sistemas causadores de chuvas se desloquem sobre as regiões continentais da América do Sul.

A situação de escassez hídrica, no entanto, é anterior. Segundo levantamento feito pelos órgãos pela análise de chuvas entre outubro de 2019 e abril de 2021 na bacia do Paraná, apenas em dezembro de 2019, agosto de 2020 e janeiro de 2021 as precipitações ficaram acima da média. “Durante a maior parte do período houve predomínio de déficit de precipitação, principalmente a partir de fevereiro de 2021. Essa característica se mantém no mês atual, com acumulado parcial de 27 milímetros para a bacia, ou seja, abaixo do acumulado climatológico que é de 98 milímetros”, informa o texto do alerta.

O SNM alerta que o índice de precipitação na maior parte da bacia hidrográfica apresenta-se moderado a extremo, considerando os últimos 6 e 12 meses, bem como em uma análise de um período mais longo, dos últimos 48 meses. Ou seja, a situação atual de déficit de precipitação é severa, alerta.

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Ibama barra nova usina na Amazônia

Ibama (Shutterstock)

O maior projeto hidrelétrico do governo Bolsonaro, previsto para ser erguido numa área de extrema sensibilidade ambiental na Amazônia, teve seus estudos rejeitados pelo Ibama, após serem submetidos a uma análise técnica do órgão. Depois de avaliar cada informação sobre a usina Tabajara, que barraria as águas do rio Ji-Paraná e inundaria uma área superior a 100 quilômetros quadrados, na fronteira de Rondônia com o Amazonas, os analistas concluíram que os dados “não sustentam uma decisão favorável de viabilidade do empreendimento”.

O Estadão teve acesso a um parecer técnico concluído no mês passado, que fez uma varredura no projeto que faz parte do Programa de Parcerias e Investimentos (PPI) do governo. Esse programa lista os empreendimentos prioritários de infraestrutura no País. Os estudos foram encaminhados no ano passado pelas estatais Furnas e Eletronorte, do Grupo Eletrobrás, com objetivo de obter a licença prévia da usina. A autorização é obrigatória para que o projeto possa ser leiloado pelo governo.

A Tabajara não é uma usina qualquer no planejamento decenal de expansão energética. Trata-se, hoje, do maior projeto hidrelétrico entre os sete previstos para entrarem em operação até 2030, com custo estimado em mais de R$ 5 bilhões. Ocorre que, depois de 2,1 mil horas de trabalho, analistas ambientais concluíram que há uma série de “fragilidades, inconsistências, informalidade científica e ausência de informações” sobre o empreendimento que, se for levado adiante, vai inundar 100 quilômetros quadrados de floresta, em uma região cercada por unidades de conservação, espécies raras e terras indígenas.

Caso o governo queira prosseguir com o projeto, afirmaram os analistas, será preciso fazer uma série de levantamentos e ajustes, para que os estudos sejam, então, avaliados mais uma vez.

Com capacidade total de 400 megawatts (MW) de geração, a usina abasteceria uma cidade de 1,4 milhão de habitantes, como Porto Alegre (RS). Não é muita energia, se esta for comparada à geração de projetos erguidos nos últimos anos na Amazônia, como Belo Monte, Jirau e Santo Antônio. O potencial de estrago da usina Tabajara, porém, faz frente a qualquer grande hidrelétrica.

Em sua nota técnica, o Ibama chama a atenção para que os responsáveis pelo projeto analisem outros tipos de empreendimentos que podem entregar o mesmo volume de energia, como eólicas e solares.

Apesar do potencial máximo de 400 MW, a geração média que a usina teria anualmente seria de 235 MW, devido às oscilações naturais do rio. “Tais plantas alternativas poderiam ser instaladas em outras regiões do País, afetando áreas territoriais bem menores, com pior qualidade ambiental, localizadas próximas a centros consumidores de energia”, afirmaram os técnicos. “Neste contexto, é fundamental que o proponente ofereça justificativas criteriosas que possam demonstrar a relevância deste projeto frente aos impactos ambientais esperados.”

A usina Tabajara é estudada desde a década de 1980 e já foi alvo de várias tentativas de licenciamento, mas nunca conseguir avançar, por causa de sua alta complexidade ambiental. A região de Machadinho d’Oeste, em Rondônia, é uma das áreas da Amazônia que mais sofrem com o desmatamento irregular e ocupações ilegais de terra.

Resposta

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Por nota, o grupo responsável pelo desenvolvimento dos estudos – Furnas, Eletronorte, Projetos e Consultoria e Engenharia PCE e JGP Consultoria e Participações – disse que a usina “terá um reservatório pequeno que não modificará as vazões naturais do rio” e afirmaram que “os estudos dessa etapa estão em desenvolvimento desde 2014 e foram elaborados seguindo estritamente o estabelecido no Termo de Referência emitido pelo Ibama”.

Segundo as empresas, os estudos apresentados “buscaram sanar os questionamentos da equipe do Ibama e fornecer os elementos necessários à análise” da viabilidade do projeto. “Mesmo com as complementações apresentadas, o Ibama emitiu parecer técnico onde manifesta a necessidade de novas complementações e outros estudos, documento esse que está em fase de análise e será objeto de alinhamento com o Ibama”, declarou.

Questionado sobre o assunto, o Ministério de Minas e Energia (MME) não comentou a conclusão do Ibama. A respeito de outras alternativas de geração, a pasta afirmou que as fontes eólica e solar têm aumentado a participação na matriz elétrica. As informações são do jornal O Estado de S. Paulo.

Vale diz buscar solução para impasse com hidrelétrica atingida por lama da Samarco

(Divulgação)

SÃO PAULO (Reuters) – A Vale (VALE3) informou na madrugada desta quarta-feira que está empenhada em solucionar as questões relativas à aplicação do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) ao Consórcio Candonga, operador da Usina Hidrelétrica Risoleta Neves, no qual a mineradora é sócia.

O comunicado foi feito após reportagem do jornal O Estado de S.Paulo afirmar que a Vale decidiu devolver 500 milhões de reais que teria recebido apesar de a hidrelétrica ter interrompido a geração em função do desastre da Samarco, joint venture da própria Vale com a BHP.

Uma reunião foi realizada na véspera com representantes da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para discutir a paralisação da usina, que foi atingida pela lama do rompimento da barragem da Samarco em 2015, e está paralisada desde então, gerando custos ao sistema elétrico.

A Vale disse que o Consórcio Candonga acionou o MRE, um sistema de compartilhamento de riscos de geração entre todas hidrelétricas do Brasil, que funciona como um condomínio, “considerando a melhor informação disponível à época acerca da retomada das operações na usina Risoleta Neves”.

“Todavia, considerando o prolongamento do prazo para o retorno das atividades na usina, a Vale empenhará todos os esforços para equacionar a questão junto à Aneel e demais órgãos envolvidos”, disse a companhia em comunicado ao mercado.

Questionada pela Reuters especificamente sobre a devolução dos 500 milhões de reais, a Vale não comentou.

Em dezembro, a Reuters informou com base em documentos que os investimentos em reparação da usina afetada pelo desastre da Samarco podem superar o custo de construção do empreendimento.

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ONS confirma situação crítica dos reservatórios das principais hidrelétricas do país

O nível dos reservatórios das principais hidrelétricas do País está entre os mais baixos da série histórica, informou nesta terça-feira, 1º, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). O órgão, que é responsável por monitorar o fornecimento de energia em todo o País, divulgou nota um dia após a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) decidir retomar o sistema de bandeiras tarifárias, com acionamento da bandeira vermelha patamar dois, o mais caro, e depois que o presidente Jair Bolsonaro afirmou, em suas redes sociais, que o País corre o risco de ter apagões devido aos “níveis baixíssimos” dos reservatórios.

De acordo com o ONS, os reservatórios do Sudeste e Centro-Oeste estão com 17,7% da capacidade, inferior aos 18,9% registrados em 2019. “Nos últimos anos, o País passou por uma escassez hídrica que não permitiu a total recuperação dos níveis dos reservatórios”, disse o ONS.

Neste momento, o armazenamento só está superior aos 15,8% verificados em 2014. No mês seguinte, em 19 janeiro de 2015, o Brasil sofreu um apagão em 11 Estados devido a picos de consumo associados ao forte calor. Na época, o governo insistiu que o sistema era robusto.

Segundo o ONS, as afluências (quantidade de água que chega aos reservatórios das hidrelétricas) no Sudeste/Centro-Oeste registraram o terceiro pior resultado da série histórica entre maio e novembro deste ano – época em que se caracteriza o período seco.

Mesmo para dezembro, quando tradicionalmente começa o período úmido, as chuvas estão muito abaixo da média. Para esta semana, até sexta-feira, 4, o ONS prevê afluências médias de 37% da média histórica.

Para fazer frente a esse cenário, o ONS informou que, desde 17 de outubro, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), órgão presidido pelo Ministério de Minas e Energia (MME), já determinou o acionamento de termelétricas, a importação de energia da Argentina e Uruguai e a flexibilização de restrições das usinas de Itaipu, Ilha Solteira e da bacia do Rio São Francisco

“Os pleitos relacionados à flexibilização de restrições relativas às usinas de Ilha Solteira e da bacia do Rio São Francisco ainda serão avaliados pela Agência Nacional de Águas (ANA)”, informou o ONS. Nos dois casos, as bacias têm uso misto e por isso precisam de aval da ANA.

Sobre os próximos meses, o ONS informou que ainda é preciso aguardar para tomar novas medidas. “Para os próximos meses, é preciso esperar e avaliar como o período úmido, que começa agora e vai até abril, irá se comportar para definir as estratégias de operação”.

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