Aneel autoriza aumento da conta de energia elétrica para cidades do Sul do país

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) autorizou nesta terça-feira (23) reajuste médio de 38,10% nas tarifas da Certel Energia, que atende a 47 municípios do Rio Grande do Sul. Os novos valores entram em vigor na sexta-feira (26), para os mais de 180 clientes da empresa. Para os consumidores residenciais, a alta média será de 38,74%. Já para a indústria a elevação média será de 37,05%. 

Foi aprovado ainda reajuste médio de 24,75% para a Cooperativa de Distribuição de Energia – Creluz-D, que atende a 36 municípios na região Norte do Rio Grande do Sul. Os novos valores entram em vigor no dia 30 de junho.  No caso dos consumidores residenciais, a alta média autorizada é de 24,79%. Para a indústria, o aumento médio poderá ficar em 24,60%.A agência também autorizou elevação média de 16,54% nas tarifas da Companhia Força e Luz do Oeste – CFLO, que atende a 55 mil clientes em Guarapuava (PR). A alta média para os consumidores residenciais será de 14,75%, e para a indústria, de 19,02%. Os reajustes passam a valer no dia 29 de junho.Os índices aprovados nesta terça se referem ao reajuste tarifário a que as distribuidoras têm direito e que é avaliado todos os anos pela Aneel. Em 2015, porém, devido ao forte aumento das despesas no setor elétrico, a agência também promoveu uma revisão extraordinária das tarifas, que começou a valer em março.EletrocarA Aneel autorizou nesta terça redução nas tarifas aplicadas pela Centrais Elétricas de Carazinho – Eletrocar, que atua em sete municípios da Região Norte do Rio Grande do Sul. A diminuição média será de 5,53%. Para os clientes residenciais, a queda será de 1,86%. A redução maior ocorrerá na indústria, de 7,9%. A alteração, que começa a valer no dia 29 de junho, afeta 35.702 clientes, nos municípios de Carazinho, Chapada, Coqueiros do Sul, Santo Antonio do Planalto, Almirante Tamandaré do Sul,  Colorado e Selbach.

Energia elétrica mais cara

Os índices aprovados pela Aneel funcionam como um teto, ou seja, o limite para o reajuste que a distribuidora pode aplicar. A empresa tem autonomia para repassar aos consumidores um percentual menor.Em 2015, porém, a agência vem autorizando reajustes altos devido ao encarecimento da energia no país nos últimos meses, provocado pela queda no nível dos reservatórios das principais hidrelétricas do país e o uso mais intenso de termelétricas (usinas que geram eletricidade pela queima de combustíveis como óleo e gás).O ajuste fiscal feito pelo governo Dilma Rousseff com o objetivo de reequilibrar suas contas também contribui para os aumentos mais fortes nas contas de luz em 2015. Isso porque o governo decidiu repassar aos consumidores todos os custos com os programas e ações no setor elétrico, entre eles o subsídio à conta de luz de famílias de baixa renda e o pagamento de indenizações a empresas. Em anos anteriores, o Tesouro assumiu parte dessa fatura, o que contribuiu para alivias as altas nas tarifas.Para consumidores do Sul, Sudeste e Centro-Oeste, as contas de luz vão subir mais em 2015 porque a lei prevê que a maior parte desse custo extra seja bancada por essas três regiões.As distribuidoras não lucram com a revenda de energia fornecida pelos geradores (usinas), mas sim com o serviço de levá-la até os consumidores. Entretanto, podem repassar para as tarifas todo o custo com a compra dessa energia.

A quatro meses do fim do prazo estabelecido para instalação de energia por meio do programa Luz para Todos, do governo federal, 10.852 mil famílias da zona rural do Tocantins continuam sem energia elétrica, segundo dados do Ministério de Minas e Energia. Há quatro anos, eles receberam a notícia de que a energia elétrica será instalada até o fim de 2014.

Em Mateiros, região leste do estado, um poste de energia foi colocado a 100 metros da casa do produtor Arnô Ribeiro de Souza, apesar disso, ele continua a viver sem luz. “Tem uns tempos aí, fizeram o projeto e saiu para umas pessoas e outras não. Nós mesmo que moramos mais perto da rede não ganhamos energia.” Alguns moradores compraram os fios, mas sem luz, eles estão sendo usados para estender roupas.

A dona de casa Cláudia Rodrigues de Alencar mora a dois quilômetros e meio de Palmas e a lamparina faz parte do dia a dia. “Feijão a gente cozinha só aquele tanto para comer naquele dia, porque se deixar pro outro dia estraga, porque não tem geladeira, não tem energia.”

Alegando falta de recursos, em 2012, a Celitns - concessionária de energia do Tocantins - pediu para estender o prazo para implantação da rede de energia do Programa Luz para todos, até 2027. A solicitação foi negada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

O defensor público estadual, Arthur Luiz de Pádua conta que em maio deste ano, as Defensorias Públicas da União e do Estado entraram na justiça para que o governo federal e a Eletronorte assumam o serviço do Luz para Todos no Tocantins. “Os serviços foram iniciados e não foram concluídos. A prova da ineficiência já está devidamente constatada neste processo judicial."

Por nota, a Celtins afirma que os dados da ação judicial são de 2012 e não estão atualizados. Segundo a concessionária, faltam atender oito mil famílias no estado.

Enquanto o problema não é resolvido, o ajudante de pedreiro, Fábio dos Santos Oliveira continua vivendo às escuras. “Eu não me sinto cidadão. Eu fico me perguntado o motivo da gente estar tão perto da cidade e sem energia.”

O Ministério de Minas e Energia informa por nota que o repasse de R$ 85 mi, referente ao novo contrato firmado com a Celtins está condicionado à regularização fiscal da empresa. A concessionária afirma que todas as pendências já foram resolvidas. Já a assessoria de imprensa da Justiça Federal no estado ressalta que não tem data prevista para analisar o pedido de liminar da Defensoria Pública.

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) decidiu encerrar a audiência pública nº 68/2012 sem um encaminho normativo. A audiência tratou da definição de parâmetros regulatórios associados à aprovação de projetos básicos de hidrelétricas não despachadas centralizadamente. "Ainda que a proposta (AP68) contemple parte do problema dos parâmetros de eficiência eletroenergética, não compreende a totalidade dos estudos definidos do potencial hidrelétrico que corresponde ao cerne do processo em questão", disse o diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino, na última terça-feira (29/7), durante reunião ordinária.

O desfecho foi considerado positivo pela Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa (Abragel), mas não quanto à manifestação do diretor-geral, Romeu Rufino, que declarou permancer "a preocupação com o fato de que grande parte as usinas não despachas centralizadamente gera sistematicamente abaixo de sua garantia física. Diante desta constatação, a Aneel não pode ficar inerte, devendo buscar medidas para a convergência entre garantia física e a capacidade de geração das usinas".

"Nós discordamos radicalmente dessa afirmação”, disse Charles Lenzi, presidente da Abragel. “Dados de geração da própria Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) mostram que, em termos de fontes renováveis, as PCHS são as que apresentam, na média dos últimos treze meses, o melhor fator de capacidade."

Segundo, Lezi o encaminhamento da Aneel teve um ponto positivo, na medida que atende a um dos pleitos da associação: simplificar os procedimentos de análise de projetos básicos de pequenas centrais hidrelétricas. Entretanto, a Aneel deu sinais de que continuará buscando um regulamento mais rigoroso no que se refere aos parâmetros técnicos que levam ao cálculo da garantia física.

A AP68 "tabelava" uma série de parâmetros técnicos relacionados à definição da garantia física de empreendimentos hidrelétricos. No entendimento dos agentes, porém, tal padronização penalizaria os melhores projetos, podendo, inclusive, comprometer a viabilidade econômica de algumas usinas. Além disso, a unificação dos parâmetros proposto na audiência pública desestimularia esforços em eficiência e aumento de produtividade das usinas. "O que a gente entende, em termos de pequenas centrais, é que cada projeto é único e precisa ser analisado como tal", disse Lenzi.

Diante dos argumentos, a Aneel decidiu encerrar a AP68, mas sugeriu uma mudança nas regras que envolvem a garantia física. "Considero que alongar a responsabilidade do agente titular do projeto básico, em caso de eventual produção energética aquém das expectativas, é uma alternativa a ser avaliada nesse processo", disse Rufino. "Como o agente é responsável pelas informações que submete à Aneel, ele também deve arcar com a responsabilidade da não confirmação da produção energética do projeto", completou.

Para ele, a geração abaixo do esperado não deve ser suportada integramente pelo Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), onerando terceiros e prejudicando o planejamento. "Deve ser alocado ao responsável pelo empreendimento. O agente deve avaliar os efeitos das informações pertinentes ao projeto básico." De acordo com o diretor-geral da Aneel, o desafio do novo ato normativo será buscar o equilíbrio entre o resultado a garantia física e a geração de energia.

A garantia física é a energia efetiva que uma usina é capaz de gerar em condições normais de afluências. Ela serve como fiador na hora do agente buscar financiamento para os seus projetos, bem como baliza o equilíbrio econômico e financeiro do empreendimento. Quando uma usina gera abaixo (e é participante do MRE) outros agentes compensam aquela falta de geração.

Lenzi afirmou que vai procurar a diretoria da Aneel para debater o assunto e ter um pouco mais de entendimento a respeito dessa preocupação. "Vamos apresentar nossos argumentos", finalizou.

Pacientes do Hospital do Dirceu II, na Zona Sudeste, sofreram com a falta de energia por quase  48 horas. Segundo a direção do hospital, como o transformador da unidade queimou e não havia como trocar por um novo em pleno fim de semana, foi preciso alugar um gerador de energia. Com isso o fornecimento de eletricidade está regularizado desde as 13h deste domingo (3).

“A direção do hospital do bairro Dirceu Arcoverde II informa que a falta de energia naquela unidade de saúde aconteceu na noite de sexta-feira, 01, e imediatamente o gerador do hospital foi colocado em funcionamento para garantir energia elétrica no centro cirúrgico e enfermarias. A direção do hospital informa que apenas quatro pacientes foram transferidos para outros hospitais”, disse a por meio de nota à imprensa.

Ainda de acordo com a FHT, a Eletrobras só enviou uma equipe para averiguar a situação quase 24 horas após o fato. "A Eletrobras foi contactada imediatamente, mas só compareceu ao local às 16 horas de sábado quando constatou a queima do transformador. A direção do hospital lamenta que a Eletrobrás só tenha deslocado equipe ao hospital com quase 24 horas após o chamado", relata o texto.

"Como a Eletrobrás não faz conserto de transformador particular e não havia como adquirir um novo equipamento por ser final de semana, a solução foi alugar um gerador que está em funcionamento desde as 13 horas deste domingo. Na manhã desta segunda-feira, 4, será instalado um novo transformador no hospital do Dirceu", finalizou a nota.

Um apagão deixou cerca de 200 mil pessoas sem luz durante a noite de sexta-feira (1º) em Maringá, no norte do Paraná, de acordo com a Companhia Paranaense de Energia (Copel). Os bairros mais afetados foram os da zona norte da cidade.

Conforme a empresa, a queda de energia foi causada pela explosão de um disjuntor em uma das maiores estações de abastecimento do município, no Jardim Alvorada, por volta das 20h. Mais de 95 mil unidades consumidoras ficaram sem abastecimento.

A luz começou a ser reestabelecida por volta das 22h da sexta-feira, segundo a Copel. No começo da manhã deste sábado (2), todas as unidades afetadas já recebiam energia normalmente, diz a companhia.

O alto custo da energia no Brasil e incertezas sobre o abastecimento desse insumo ameaçam tornar-se mais um freio para a economia, alertam analistas

De acordo com Adriano Pires, do CDIE (Centro Brasileiro de Infraestrutura), é difícil quantificar com precisão o impacto dessa combinação sobre o PIB, "mas ele certamente será significativo, principalmente na indústria".

— Já temos até empresas inadimplentes, que ameaçam fechar as portas por não estarem preparadas para esse aumento em seus custos de energia.

A seca e o baixo nível dos reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste fizeram o preço da energia elétrica no mercado de curto prazo — o PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) — bater seu valor máximo (permitido por lei) de R$ 822 o megawatt hora (MWh) no primeiro semestre (caindo para algo em torno de R$ 700 nas últimas semanas).

Em parte, isso ocorre porque, sem chuvas, é preciso acionar usinas termelétricas, cujo custo de operação é maior.

Para se ter uma ideia, em períodos de chuvas regulares, dentro da média histórica, o preço da energia nesse mercado costuma ficar abaixo dos R$ 100 o MWh. Há três anos, rondava os R$ 30.

Em meio a uma alta tão acentuada, começaram a vir à tona notícias de empresas eletrointensivas que, para amenizar as perdas causadas pela desaceleração econômica e demanda fraca, estão vendendo seu excedente de energia no mercado de curto prazo — e lucrando mais do que se estivessem produzindo

Venda de energia

"Em geral, são empresas que usam muita energia, como produtoras de alumínio, ferroligas e cloro-soda", explica Ildo Sauer, diretor do Instituto de Energia e Ambiente da USP.

— Algumas são sócias em usinas ou têm contratos antigos de compra de energia, que lhes garantem um suprimento do insumo a preços mais baixos.

Além disso, o alto custo no mercado de curto prazo também estaria afetando a negociação de contratos de médio e longo prazo, como explica Leontina Pinto, diretora da consultoria Engenho e ex-pesquisadora do Cepel (Centro de Pesquisa de Energia Elétrica).

Segundo Pinto, um cenário de "incertezas" sobre o suprimento energético estaria levando muitas empresas a revisar seus planos de investimentos.

— Para começar, com a alta do preço a curto prazo, ninguém vende a longo prazo — então não há energia para quem quer manter a produção (...) Além disso, com a ameaça de racionamento, muitas indústrias optaram por não esperar o possível 'apagão' e já decidiram reduzir a sua produção no País, substituindo-a por importações ou remanejando a produção para o exterior — o que é um duro golpe na indústria, e pode ter consequências muito severas para a economia.

Opiniões divergentes

O tema, porém, é controverso. Para Walter de Vitto, da consultoria Tendências, por exemplo, não surpreende que o alto preço da energia estimule as empresas a cortar o consumo.

— De certa forma, esse é um mecanismo de autorregulação do setor: com menos consumo, os preços tendem a cair.

Segundo De Vitto, apesar do atraso na construção de algumas usinas, estão sendo tomadas ações adequadas para a expansão do sistema elétrico e os custos altos de energia são um problema essencialmente conjuntural.

O nível dos reservatórios das usinas do Sudeste/Centro-Oeste, que concentram 70% da capacidade de armazenamento do País, hoje está em 35%, contra 62% de julho do ano passado.

"O problema é que esse mecanismo de ajuste do consumo ao preço só existe no mercado livre, que atende grandes consumidores", opina de Vitto.

— No [mercado&91; regulado, a distribuidora está bancando esse aumento de custo e só vai repassar as perdas para os consumidores na revisão das tarifas.

Mercado

No Brasil, os grandes consumidores compram energia elétrica das geradoras no chamado mercado livre, não regulado pelo governo e nos quais as condições dos contratos são definidas livremente.

Já as distribuidoras que abastecem residências, comércios, pequenas indústrias e serviços adquirem o insumo no mercado cativo (ou regulado), em leilões nos quais as condições de preço são determinadas pela Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica).

Os contratos desses dois mercados são registrados na CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), que mede a energia efetivamente produzida e consumida por cada agente do sistema elétrico.

Quem consumiu mais do que contratou paga a diferença pelo PLD no chamado mercado de curto prazo. E quem consumiu menos, recebe pelo mesmo preço, cujo cálculo considera a disponibilidade de água para a produção de energia (ver esquema abaixo).

"Como algumas distribuidoras não tinham contratado toda a energia utilizada, acabaram com uma conta bilionária com a alta do PLD", explica de Vitto.

Em abril, o governo intermediou um empréstimo de R$ 11,2 bilhões para ajudar as distribuidoras e agora articula outro de R$ 6,5 bilhões.

— Tais custos terão de ser repassados para os consumidores, por isso em 2015 prevemos um aumento da tarifa de energia elétrica de 20% a 25%, que representaria um impacto de 0,54 a 0,68 ponto percentual na inflação.

'Peça de ficção'

O Ministério de Minas e Energia nega que seja necessário um reajuste de tal magnitude para acomodar as perdas das distribuidoras — só admite um aumento de 2,6% em 2015.

Segundo Márcio Zimmermann, secretário-executivo do ministério, "é peça de ficção falar em crise energética no Brasil" e a prova da "saúde" do sistema seria a atração de um grande volume de investimentos para sua expansão.

O ministério também não vê risco de racionamento - ou problema na venda de energia por empresas eletrointensivas.

— Se elas não usam a energia contratada podem vendê-la — essas são as regras do jogo.

A Abrace (Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia) concorda com esse ponto de vista e nega que haja empresas parando de produzir para vender energia.

"Isso não faria sentido do ponto de vista estratégico — mas se por um motivo ou outro sobra energia, é direito das empresas vender esse insumo", diz Camila Schoti, coordenadora de energia da Abrace. A associação, porém, reclama dos efeitos do alto preço da eletricidade sobre a competitividade da indústria nacional.

"Países como França e Canadá têm políticas bem-sucedidas de redução do custo desse insumo para a indústria", exemplifica Schoti.

— A falta de chuvas de fato é uma questão conjuntural, mas seria importante adotar estratégias de longo prazo que reduzissem os encargos para as empresas nessa área.

Solução

Não está claro até que ponto um aumento do volume de chuvas representaria uma solução definitiva para a questão.

Para Sauer, por exemplo, a hidrologia atípica apenas expôs problemas estruturais do atual sistema elétrico brasileiro.

Ele opina que o governo teria errado, por exemplo, ao tentar impor uma redução de tarifas, sem garantir uma queda nos custos das distribuidoras. "O sistema deveria ser planejado de modo a não depender de mais ou menos chuva", diz.

— O país tem recursos eólicos e hidráulicos suficientes para dobrar seu consumo de energia, mas para isso são necessários investimentos e uma gestão mais racional do sistema.

Já para de Vitto, o sistema parece ser relativamente adequado às necessidades energéticas brasileiras.

— O que essa crise conjuntural está mostrando é que talvez seja interessante um colchão financeiro para amenizar a variação de preços.

A crise do setor elétrico deverá representar um custo de R$ 66 bilhões para o Brasil, sendo que a grande maioria desse montante será paga pelo consumidor na conta de luz. O cálculo consta de relatório feito pelos analistas do banco JP Morgan, Marcos Severine e Henrique Peretti. No documento, eles preveem que a tarifa de energia poderia subir até 29% no ano que vem.

Segundo os analistas, só o custo da energia térmica custará R$ 28,9 bilhões. Desde o ano passado, com menos chuvas e queda no nível dos reservatório, todas as térmicas - desde as mais baratas até as mais caras - estão sendo obrigadas a operar de forma ininterrupta para poupar água. Na quarta-feira, por exemplo, as térmicas representavam 24,81% da geração nacional e as hidrelétricas, 56,28%. Em tempos de reservatório cheio, as hídricas podem gerar cerca de 90% da energia consumida no País.

No último cálculo feito pelo JP Morgan há dois meses, Severine e Peretti apontavam para um custo de R$ 55 bilhões neste ano no setor elétrico. Mas, no meio do caminho, a exposição dos geradores no mercado de curto prazo aumentou e pode representar R$ 25,1 bilhões (a previsão inicial era R$ 14 bilhões).

O problema surgiu com a redução do consumo e manutenção da geração termoelétrica nos últimos meses. Na prática, isso significou menos geração das hidrelétricas, que entregaram quantidade inferior ao previsto nos contratos. Os geradores querem um tratamento especial, a exemplo do dado às distribuidoras. Mas, por enquanto, o governo federal afirma que essas perdas são risco do negócio dos produtores.

Para completar a conta, ainda há a exposição involuntária das distribuidoras que ficaram sem contrato para garantir 100% do mercado, que somaria R$ 11,8 bilhões.

Todos esses custos, uma hora ou outra, serão repassados para o bolso do consumidor brasileiro. Pelo documento, só de repasses que não foram feitos este ano são 18,5% que teriam de entrar na tarifa em 2015. Junta-se a isso subsídios concedidos pelo governo federal em 2013, empréstimo feito pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) que começa a ser pago no ano que vem e repasses da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). No final, a conta poderia subir até 29%.

O Ministério de Minas e Energia, no entanto, garante que o aumento ficará abaixo de dois dígitos e que será escalonado ao longo dos próximos anos. Por outro lado, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), responsável pela análise e autorização dos reajustes anuais das distribuidoras, já havia previsto que só o empréstimo para socorrer as distribuidoras acrescentaria 8 pontos porcentuais no aumento das tarifas em 2015 e 2016. O ministério conta com o retorno de algumas usinas (de empresas que não aceitaram renovar a concessão) para reduzir o impacto na tarifa.

O Conselho Monetário Nacional (CMN) autorizou nesta quinta-feira (31) a alocação de mais R$ 30 bilhões dentro do chamado Programa de Sustentação dos Investimentos (PSI) - que viabiliza empréstimos para o setor produtivo realizar investimentos com juros subsidiados pela Secretaria do Tesouro Nacional.

De acordo com o secretário-adjunto de Política Econômica do Ministério da Fazenda, João Rabelo, a decisão faz parte de "um esforço total" para estimular os investimentos e, com isso, o nível de atividade da economia. "Estamos trabalhando forte para continuar o processo de ativação da economia", declarou ele.

Questionado sobre a preocupação com a inflação, o secretário informou que a medida vai na mesma direção da liberação de R$ 45 bilhões para os bancos emprestarem anunciada na semana passada pelo Banco Central. "O BC acabou de anunciar mais R$ 45 bilhões. Esse é assunto é do BC [inflação&91;, mas o governo está o tempo todo preocupado com a inflação", afirmou.

A maior parte do PSI é operacionalizado por meio do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). "Na maior parte das linhas, já estava chegando perto da exaustão [fim do limite disponível para empréstimos&91;", explicou Rabelo, do Ministério da Fazenda.

Linhas que terão mais recursos
A linha de crédito que terá maior liberação de recursos, dentro dos R$ 30 bilhões anunciados nesta quinta-feira pelo governo federal, é a de ônibus e caminhões, para pessoas jurídicas. Neste caso, o limite para empréstimo subiu em R$ 11 bilhões. A linha destinada a compra de bens de capital (máquinas e equipamentos para produção) de micro e pequenas empresas, por sua vez, terá mais R$ 4,6 bilhões.

A linha geral para aquisição de bens de capital recebeu autorização para R$ 3,52 bilhões em novos financiamentos e a linha de crédito para máquinas agrícolas teve um reforço de R$ 3,4 bilhões. Os empréstimos para Inovação e Produção (Proengenharia) ganharam uma autorização de mais R$ 1 bilhão, enquanto que a linha de inovação terá mais R$ 4 bilhões disponiveis. A linha de inovação tecnológia do Finep, por sua vez, terá mais R$ 2 bilhões.

O Conselho Monetário Nacional é presidido pelo ministro da Fazenda, Guido Mantega. Também participam das decisões do colegiado o presidente do Banco Central, Alexandre Tombini, e a ministra do Planejamento, Orçamento e Gestão, Miriam Belchior.

Energia elétrica
O CMN também aprovou resolução hoje autorizando o aumento do limite de crédito que pode ser buscado pelas geradoras e distribuidoras de energia elétrica estatais no sistema financeiro em mais R$ 300 milhões, para R$ 2,53 bilhões, informou Rabelo, do Ministério da Fazenda. "Elas podem pegar em qualquer banco. Já estourou o limite anterior [de crédito&91;", declarou ele.

As operações autorizadas estão dentro do Programa de Geração e Transmissão de Energia Elétrica, que prevê ações buscando garantir a segurança do suprimento de energia a partir de uma matriz energética baseada em fontes renováveis e limpas, e que está inserido no Programa de Aceleração do Crescimento (PAC).

Segundo ele, a expectativa é que haja uso “acentuado” das termelétricas nos próximos meses e até o próximo ano. O ONS prevê que os reservatórios das usinas das regiões Sudeste e Centro-Oeste (a principal fornecedora de energia ao Sistema Interligado Nacional) devem fechar julho em nível de 33% de energia armazenada, chegando a 18,5% em novembro deste ano, caso as previsões meteorológicas se confirmem.

De acordo com Sérgio Costa, diretor da Trade Energy, essa situação faz com que a região Sudeste importe energia da região Sul do País.

— Para se ter uma ideia, na última terça-feira (29), de toda a energia produzida pela região Sul, 23,5% foi exportado para o Sudeste. Isso vem acontecendo há vários meses.

O especialista afirma ainda que os reservatórios das hidrelétricas do Nordeste também estão bastante baixos. Ele adverte ainda que o uso sistemático das usinas termelétricas é perigoso, já que “elas não deveriam estar operando de forma constante por tanto tempo”.

— Elas são necessárias para dar um suporte às hidrelétricas, mas são mais caras.

O vice-presidente da Abraceel (Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia), Paulo Cesar Tavares, afirma que a situação dos reservatórios é uma das crises que o setor elétrico vive hoje. A outra crise é econômico-financeira e, segundo Tavares, teve início em 2012 com a medida provisória 579.

— O que vemos hoje é a maior explosão de preços e os caixas das distribuidoras estão quebrados. Se somar todos os subsídios dados em 2013 com os subsídios e custos das distribuidoras em 2014, os gastos chegam a aproximadamente R$ 56 bilhões. Sendo que cerca de R$ 35,5 bi das distribuidoras vão ser repassados para os consumidores em forma de tarifa e os outros R$ 21 bi serão pagos pelos contribuintes em forma de impostos.

Entre segunda (28) e terça (29) os responsáveis das Prefeituras de Bauro, Piracicaba, Ribeirão Preto e São José do Rio Preto lançou o Projeto de Gestão Energética Municipal, que será desenvolvido em parceria com a CPFL Energia. O projeto tem como objetivo promover o uso racional e eficiente de energia junto às comunidades, órgãos públicos e iniciativa privada, contribuindo para a diminuição do desperdício e a preservação dos recursos naturais.

O GEM é voltado para organização e planejamento das diferentes atividades que fazem uso da energia elétrica, sendo possível gerir contas e contratos e identificar áreas com potencial de melhoria da eficiência, sem a perda da qualidade do serviço ofertado.

O projeto prevê a criação de uma Ugem (Unidade de Gestão Energética Municipal) dentro da prefeitura e o papel da CPFL é capacitar o município no uso do software SIEM Web (Sistema de Informação Energética Municipal da Eletrobrás Procel) para planejamento do uso da energia elétrica com base na metodologia de elaboração da Plamge (Planos Municipais de Gestão de Energia Elétrica) e mensuração de resultados.

O gerente de relacionamento da CPFL, Devanir Montovani Júnior, explicou que atualmente a energia está entre as maiores despesas das prefeituras, e qualquer ação que otimize o consumo deve ser bem vinda.

“Entre 60% e 70% do consumo de energia elétrica de um município vem da iluminação pública e atualmente estamos passando por um momento difícil, com reservatórios vazios por conta da crise hídrica. A implantação do projeto na cidade veio em boa hora.”

Júnior disse que a implantação do GEM não tem custo para os municípios que decidem aderir, pois o projeto faz parte do Programa de Eficiência Energética, que incentiva o consumo consciente de energia desde 1998.

“A economia que é gerada em um projeto será usada em outro, permitindo a diminuição do desperdício e preservação dos recursos naturais.”

O gerente destacou ainda que o treinamento das equipes vai auxiliar e fortalecer o processo de conhecimento do consumo de energia da administração.

“Vai facilitar a coleta de dados e a organização de planos para a redução do consumo. Teremos uma usina digital na cidade”, afirmou.