Canal Energia
Meio ambiente predomina em projetos de P&D 2009 de Furnas Eficiência energética e gestão de bacias de reservatórios também estão entre os temas.
Prospecção pública acontece até o próximo dia 18 de setembro
Da Agência CanalEnergia, PeD 28/08/2009
Furnas abriu prospecção pública de propostas para projetos de Pesquisa & Desenvolvimento para o programa de 2009. Até o próximo dia 18 de setembro, as instituições de pesquisa interessadas poderão analisar as 37 demandas e enviar propostas à companhia. De acordo com o gerente da assessoria de suporte à Pesquisa & Desenvolvimento de Furnas, Renato Norbert, a temática predominante dos projetos para este ano envolve meio ambiente com nove demandas. Seis projetos tratam de eficiência energética e cinco demandas estão relacionadas à gestão de bacias de reservatórios.Esta é a primeira vez que Furnas realiza prospecção pública de projetos de P&D pela internet. "Anteriormente os profissionais da companhia faziam independentemente contato com instituições de pesquisa, o projeto era analisado pelo comitê de Furnas e, se fosse aprovado, era submetido à Aneel no bloco de projetos", disse Norbert. A mudança, ainda segundo o executivo, foi uma recomendação da auditoria da companhia.Diferentemente do que ocorreu nos ciclos anteriores, Furnas encontra dificuldades para identificar o valor de investimento para os projetos deste ano devido a atrasos de projetos de outros ciclos. "Os projetos do ciclo 2006/2007 ainda não iniciaram. Então, uma grande quantidade de projetos vai começar em setembro e só quando a gente souber efetivamente quais serão iniciados teremos esse valor. Aí é que a gente vai ter uma noção exata de quanto teremos para o programa de 2009", explicou Norbert.Com o atraso na aprovação de programas de ciclos anteriores, uma das conseqüências destacadas pelo executivo é que as equipes das faculdades se desfazem, o que adia ainda mais a execução dos projetos. Anualmente, Furnas tem investido entre R$ 20 milhões e R$ 25 milhões anualmente em projetos de P&D. Os atrasos, no entanto, não vão interferir na execução de projetos de 2009, uma vez que poderão ser feitos mesmo que os dos programas de períodos anteriores não tenham sido executados ainda. "Eventualmente, pode haver projetos do ciclo 2006/2007 que venham a iniciar pouco antes, junto ou até depois do programa de 2009. É uma consideração estranha, mas quanto menos projetos forem executados nos ciclos anteriores mais dinheiro teremos para executar nesse ano".Diferentemente das normas do manual de P&D de 2006 da Aneel, cujo programa anual era aprovado em bloco pela Aneel, o documento de 2008 prevê que os projetos sejam analisados individualmente e a avaliação inicial de cada projeto para verificar se se caracteriza como atividade de P&D será optativa. Para Renato Norbert, o manual atual é mais "realista"."Quando havia os ciclos, a Aneel datava o início de todos os projetos, que deveriam ser executados a partir daquela data. Se atrasasse, teríamos que justificar esse atraso. O manual atual é mais realista porque o projeto só inicia quando efetivamente a empresa informa e encaminha a proposta à agência. A quantidade de ofícios que a gente troca hoje com a Aneel justificando atraso de projetos vai diminuir muito, porque esses projetos serão melhor administrados. A mudança na regra foi muito positiva", disse. Furnas espera que os projetos de 2009 comecem a ser encaminhados à Aneel no final deste ano ou no início de 2010.Ciclos anteriores - De acordo com despacho publicado no Diário Oficial da União no último dia 9 de julho, os programas do ciclo 2006/2007 devem ser iniciados em setembro. Já o programa de 2008 já tem um projeto iniciado, que trata da gestão de P&D. Envolve, entre outras questões, gastos que as equipes têm pra promover o P&D na empresa, participação em congressos e seminários na área.Além disso, Furnas tem aprovados dois projetos estratégicos pela Aneel, que são aqueles cujo subtema é de grande relevância para o setor elétrico e exige um esforço conjunto e coordenado de várias empresas e entidades executoras. Um deles chama-se "Alternativas não convencionais para transmissão de energia elétrica por longas distâncias". O projeto, que tem a Eletronorte como proponente e Furnas como uma das cooperadas, já está na fase de negociação e assinatura de contrato. A previsão é que o projeto seja iniciado em novembro deste ano. O investimento que Furnas utilizará é da ordem de R$ 355 mil no primeiro ano e R$ 190 mil no segundo ano.Outro projeto tem como tema o monitoramento da emissão de gases de efeito estufa em reservatórios de usinas hidrelétricas. Por ter caído em exigência na Aneel, o projeto será submetido pela segunda vez à agência na próxima sedia 31 de agosto. A proponente também é a Eletronorte e as cooperadas são Furnas e Chesf e o Cepel é o coordenador tecnico. Serão investidos cerca de R$ 5,5 milhões no primeiro ano e R$ 3,5 milhões no segundo.
segunda-feira, 31 de agosto de 2009
Agência Brasil
Governo vai manter sistema de participação especial para estados produtores de petróleo
Carolina Pimentel - Repórter da Agência Brasil
Brasília - Depois de cinco horas de reunião com governadores do Sudeste, o presidente Luiz Inácio Lula da Silva decidiu manter o atual sistema de participações especiais para os estados produtores de petróleo, atendendo à reivindicação dos governadores do Rio de Janeiro, Sérgio Cabral, de São Paulo, José Serra, e do Espírito Santo, Paulo Hartung. Esse modelo será mantido até o governo enviar um novo projeto de lei sobre o assunto ao Congresso Nacional.De acordo com o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, o único a falar após o jantar no Palácio da Alvorada, ficou acertado que o projeto de lei com o marco regulatório do pré-sal terá "ligeiras mudanças" em relação aos royalties e manterá o sistema de participações especiais, o que não estava previsto na proposta inicial do governo federal. Com essa decisão, os estados produtores receberão uma fatia maior dos recursos com a exploração do pré-sal."Introduziremos um dispositivo na lei dizendo que, até que o governo federal envie uma nova mensagem, ficará em vigor a lei atual", explicou Lobão. Pela Constituição, estados e municípios próximos aos campos são beneficiados por serem afetados pela exploração do petróleo, que demanda mais investimentos em infraestrutura e traz danos ambientais. O Rio de Janeiro, o Espírito Santo e São Paulo concentram as maiores reservas de petróleo da camada pré-sal e os governadores têm criticado a proposta do governo de partilha dos royalties.Atualmente, 50% dos royalties e participações especiais vão para a União. Os estados produtores ficam com 40% e os municípios com 10%.Perguntado se a decisão de manter o sistema atual não contraria a proposta do governo de partilhar os royalties entre a União, estados e municípios, inclusive os não produtores de petróleo, Lobão negou e disse que há mecanismos legais para o governo ter tomado essa atitude. O ministro afirmou que os governadores estarão no lançamento oficial do marco regulatório hoje (31).Nenhum dos três governadores falou com a imprensa após o jantar.
Carolina Pimentel - Repórter da Agência Brasil
Brasília - Depois de cinco horas de reunião com governadores do Sudeste, o presidente Luiz Inácio Lula da Silva decidiu manter o atual sistema de participações especiais para os estados produtores de petróleo, atendendo à reivindicação dos governadores do Rio de Janeiro, Sérgio Cabral, de São Paulo, José Serra, e do Espírito Santo, Paulo Hartung. Esse modelo será mantido até o governo enviar um novo projeto de lei sobre o assunto ao Congresso Nacional.De acordo com o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, o único a falar após o jantar no Palácio da Alvorada, ficou acertado que o projeto de lei com o marco regulatório do pré-sal terá "ligeiras mudanças" em relação aos royalties e manterá o sistema de participações especiais, o que não estava previsto na proposta inicial do governo federal. Com essa decisão, os estados produtores receberão uma fatia maior dos recursos com a exploração do pré-sal."Introduziremos um dispositivo na lei dizendo que, até que o governo federal envie uma nova mensagem, ficará em vigor a lei atual", explicou Lobão. Pela Constituição, estados e municípios próximos aos campos são beneficiados por serem afetados pela exploração do petróleo, que demanda mais investimentos em infraestrutura e traz danos ambientais. O Rio de Janeiro, o Espírito Santo e São Paulo concentram as maiores reservas de petróleo da camada pré-sal e os governadores têm criticado a proposta do governo de partilha dos royalties.Atualmente, 50% dos royalties e participações especiais vão para a União. Os estados produtores ficam com 40% e os municípios com 10%.Perguntado se a decisão de manter o sistema atual não contraria a proposta do governo de partilhar os royalties entre a União, estados e municípios, inclusive os não produtores de petróleo, Lobão negou e disse que há mecanismos legais para o governo ter tomado essa atitude. O ministro afirmou que os governadores estarão no lançamento oficial do marco regulatório hoje (31).Nenhum dos três governadores falou com a imprensa após o jantar.
Agência Brasil
Estatal para administrar petróleo da camada pré-sal se chamará Petrosal
Carolina Pimentel - Repórter da Agência Brasil
Brasília - O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, informou hoje (31) que a estatal que administrará a exploração de petróleo da camada pré-sal se chamará Petrosal.Ele participou de jantar no Palácio da Alvorada com o presidente Luiz Inácio Lula da Silva e os governadores do Rio de Janeiro, Sérgio Cabral, de São Paulo, José Serra, e do Espírito Santo, Paulo Hartung, para discutir os royalties da exploração da área.
Carolina Pimentel - Repórter da Agência Brasil
Brasília - O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, informou hoje (31) que a estatal que administrará a exploração de petróleo da camada pré-sal se chamará Petrosal.Ele participou de jantar no Palácio da Alvorada com o presidente Luiz Inácio Lula da Silva e os governadores do Rio de Janeiro, Sérgio Cabral, de São Paulo, José Serra, e do Espírito Santo, Paulo Hartung, para discutir os royalties da exploração da área.
sexta-feira, 28 de agosto de 2009
Energia
Folha de São Paulo
Leilão de energia nova movimenta R$ 228 milhões
da Folha Online, no Rio
Duas usinas fecharam venda de energia no leilão de energia nova A-3/2009 (que visa a contratação de energia a ser entregue em 2012) nesta quinta-feira a oito distribuidoras, segundo a EPE (Empresa de Pesquisa Energética). Foram negociados 11 MW (megawatts) médios ou 1,57 milhão de MWh (megawatts-hora) pela PCH (Pequena Central Hidrelétrica) Rio Bonito -- 1 MW médio -- e pela usina termelétrica movida a biomassa de cana-de-açúcar Codora, que leiloou 10 MW médios.. Ao todo foram transacionados 1,577 GWh (gigawatt-hora), por um valor total de R$ 228 milhões. A PCH Rio Bonito vendeu energia no preço-teto de R$ 144,60 o MWh. Já os 10 MW médios da UTE Codora foram negociados por R$ 144,60 o MWh, abaixo do preço inicial de R$ 146 o MWh. O presidente da EPE, Mauricio Tolmasquim, destacou que os leilões feitos nos últimos anos já garantiram a contratação de quase toda a demanda de energia prevista para 2012 pelas empresas de distribuição, que atendem o mercado cativo. A energia prevista para 2012 foi vendida nos leilões A-5/2007 e no certame realizado hoje. Foram contratados 2,323 MW médios, volume 140 MW médios inferior à demanda total colocada para contratação nos dois eventos. A EPE prevê que a diferença será complementada com a entrada em operação, já em 2012, das primeiras máquinas da usina hidrelétrica de Santo Antônio, que está sendo erguida no rio Madeira.
Leilão de energia nova movimenta R$ 228 milhões
da Folha Online, no Rio
Duas usinas fecharam venda de energia no leilão de energia nova A-3/2009 (que visa a contratação de energia a ser entregue em 2012) nesta quinta-feira a oito distribuidoras, segundo a EPE (Empresa de Pesquisa Energética). Foram negociados 11 MW (megawatts) médios ou 1,57 milhão de MWh (megawatts-hora) pela PCH (Pequena Central Hidrelétrica) Rio Bonito -- 1 MW médio -- e pela usina termelétrica movida a biomassa de cana-de-açúcar Codora, que leiloou 10 MW médios.. Ao todo foram transacionados 1,577 GWh (gigawatt-hora), por um valor total de R$ 228 milhões. A PCH Rio Bonito vendeu energia no preço-teto de R$ 144,60 o MWh. Já os 10 MW médios da UTE Codora foram negociados por R$ 144,60 o MWh, abaixo do preço inicial de R$ 146 o MWh. O presidente da EPE, Mauricio Tolmasquim, destacou que os leilões feitos nos últimos anos já garantiram a contratação de quase toda a demanda de energia prevista para 2012 pelas empresas de distribuição, que atendem o mercado cativo. A energia prevista para 2012 foi vendida nos leilões A-5/2007 e no certame realizado hoje. Foram contratados 2,323 MW médios, volume 140 MW médios inferior à demanda total colocada para contratação nos dois eventos. A EPE prevê que a diferença será complementada com a entrada em operação, já em 2012, das primeiras máquinas da usina hidrelétrica de Santo Antônio, que está sendo erguida no rio Madeira.
Canal Energia
Concessões: MME espera nova reunião do CNPE para apresentar conclusões Perspectiva é que a reunião para apresentar relatório ocorra ainda em setembro, segundo Josias Matos de Araújo
Alexandre Canazio, da Agência CanalEnergia,
de São Paulo, Mercado Livre
27/08/2009
O Ministério de Minas e Energia aguarda a próxima reunião do Conselho Nacional de Política Energética para apresentar o relatório sobre a situação das concessões com vencimento até 2015. A perspectiva é que a reunião ocorra ainda em setembro. "A decisão do conselho irá se apropriar da modicidade tarifária", disse Josias Matos de Araújo, secretário de Energia Elétrica do MME. O tema foi debatido na última quarta-feira, 26, no Fórum Abdib-CanalEnergia: Reversão de Ativos e Renovação de Concessões.Araújo afirmou que o governo tem intenção de "fazer o mais rápido possível" as modificações necessárias. Mauricio Tolmasquim, presidente da Empresa de Pesquisa Energética, afirmou que será preciso modificar aspectos nas leis sobre concessões, mas afastou nudanças na Constituição Federal.acordo com Araújo, serão apresentados ao governo os prós e contras das possibilidades em questão. Estão em jogo, a prorrogação das concessões, a reversão dos ativos com posterior licitação e até uma solução híbrida, ou seja, licitando parte e prorrogando outros ativos está em estudos, afirmou Araújo, que acompanhou o leilão A-3 nesta quinta-feira, 27 de agosto, na sede da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.
Alexandre Canazio, da Agência CanalEnergia,
de São Paulo, Mercado Livre
27/08/2009
O Ministério de Minas e Energia aguarda a próxima reunião do Conselho Nacional de Política Energética para apresentar o relatório sobre a situação das concessões com vencimento até 2015. A perspectiva é que a reunião ocorra ainda em setembro. "A decisão do conselho irá se apropriar da modicidade tarifária", disse Josias Matos de Araújo, secretário de Energia Elétrica do MME. O tema foi debatido na última quarta-feira, 26, no Fórum Abdib-CanalEnergia: Reversão de Ativos e Renovação de Concessões.Araújo afirmou que o governo tem intenção de "fazer o mais rápido possível" as modificações necessárias. Mauricio Tolmasquim, presidente da Empresa de Pesquisa Energética, afirmou que será preciso modificar aspectos nas leis sobre concessões, mas afastou nudanças na Constituição Federal.acordo com Araújo, serão apresentados ao governo os prós e contras das possibilidades em questão. Estão em jogo, a prorrogação das concessões, a reversão dos ativos com posterior licitação e até uma solução híbrida, ou seja, licitando parte e prorrogando outros ativos está em estudos, afirmou Araújo, que acompanhou o leilão A-3 nesta quinta-feira, 27 de agosto, na sede da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.
quinta-feira, 27 de agosto de 2009
Energia
Portal Agência Câmara, 27/08/09
Especialistas apontam lucro elevado de distribuidoras de energia
Em audiência realizada por CPI, consultor informa que tarifas de luz do País são bem superiores às do Canadá, onde o modelo energético é semelhante ao brasileiro. O coordenador do Programa de Pós-Graduação em Energia da Universidade de São Paulo (USP), Ildo Luís Sauer, apresentou nesta terça-feira à Comissão Parlamentar de Inquérito (CPI) das Tarifas de Energia Elétrica um estudo segundo o qual as distribuidoras tiveram lucro de até 103% sobre o seu patrimônio líquido entre 2007 e 2008. Esse foi o caso da Aes Tietê. Em média, a rentabilidade das empresas do setor ficou em 26% no período, contra 8% das geradoras, na sua maioria estatais.Já o consultor na área de energia Roberto D'Araújo apresentou um estudo comparativo entre as tarifas de energia praticadas no Brasil, no Canadá e nos Estados Unidos. Segundo ele, o modelo canadense é muito semelhante ao brasileiro, baseado em hidrelétricas. Ainda assim, no Brasil as tarifas podem ser bem superiores às canadenses. Mesmo se forem desconsiderados impostos e encargos, os preços no País ficam, em média, em R$ 322 o megawatt/hora; no Canadá, eles são de pouco mais de R$ 200. De acordo com D'Araújo, enquanto em 1996 a renda média do brasileiro comprava o equivalente a quase 7 mil quilowatts, hoje, apesar da recuperação do poder econômico da população, é possível adquirir somente um pouco mais de 3 mil quilowatts. Origem Na opinião dos especialistas, a origem dos problemas do setor elétrico está no modelo adotado no Brasil, que se originou na época das privatizações, mas teve as suas principais características mantidas pelo atual governo.O coordenador do Programa de Planejamento Energético da Coppe/UFRJ, Luiz Pinguelli Rosa, lembrou que, para viabilizar a privatização, houve uma decisão governamental de diminuir a participação das hidrelétricas no mercado brasileiro. Segundo ele, estimular a concorrência entre hidrelétricas "é dificílimo". "A ideia, então, foi diminuir sua participação no mercado para permitir a privatização", acrescentou.Com base nessa concepção de livre concorrência, foi criado um modelo que previa a chamada "descontratação". As estatais foram proibidas de vender energia livremente no mercado, para permitir a entrada de estrangeiros, e a comercialização passou a ser centralizada. Hoje, ela é feita pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), por meio de leilões.Na opinião de Pinguelli, "a descontratação foi um absurdo", porque substituiu energia barata e limpa - a hídrica - por outra, em geral cara e poluente, de origem térmica. Para ele, esse sistema deve ser alterado, pois caso contrário o País perderá as vantagens de contar com o maior potencial hidrelétrico do mundo.Conforme dados de Roberto D'Araújo, o Brasil tem recursos hídricos da ordem de 8.233 quilômetros cúbicos por ano, quase o dobro do segundo colocado, a Rússia, com 4.507 quilômetros cúbicos. Apesar disso, nos leilões novos, para venda de energia produzida a partir de 2005, 63% da matriz são de origem térmica, segundo informações de Ildo Sauer.Cálculo A inclusão das térmicas deveu-se também à necessidade de dar mais segurança ao sistema energético, após o apagão de 2001. Porém, no modelo atual existe mais um complicador que contribuiu para a elevação das tarifas a partir de 1996, quando foi adotado. A partir de então, o preço da energia não é mais decido nem por critérios de mercado nem com base nos custos de geração.Como explicou D'Araújo, "o leilão não é vencido pela usina com menor preço de geração, e assim uma térmica com megawatt/hora de R$ 600 pode ganhar". O que é calculado, como esclareceu o especialista, é o chamado índice de custo-benefício, com base em um modelo computacional. Nessa metodologia, entram fatores puramente matemáticos, como a possibilidade de escassez de água, que levaria à necessidade de acionar usinas termoelétricas, por exemplo.Esse cálculo, no entanto, vale apenas para o chamado mercado cativo, que atende aos consumidores residenciais e comerciais. Os grandes consumidores industriais têm a opção de comprar energia no mercado livre, diretamente das geradoras.Esse aspecto também foi criticado pelos especialistas. De acordo com Sauer, trata-se de "uma caixa preta", pois essas transações não são regulamentadas. Como as grandes indústrias, em tese, compram a energia excedente do sistema, podem pagar por ela, segundo o professor, até 20% do custo de geração.A conta é paga por todos os consumidores, conforme disse o especialista. Sauer estima que o excedente econômico transferido das geradoras para os compradores livres com as vendas abaixo do custo, desde 2003, foi de cerca de R$ 15 bilhões. "Isso é o que a CPI tem de investigar, pois esses dados não estão disponíveis", finalizou.
Especialistas apontam lucro elevado de distribuidoras de energia
Em audiência realizada por CPI, consultor informa que tarifas de luz do País são bem superiores às do Canadá, onde o modelo energético é semelhante ao brasileiro. O coordenador do Programa de Pós-Graduação em Energia da Universidade de São Paulo (USP), Ildo Luís Sauer, apresentou nesta terça-feira à Comissão Parlamentar de Inquérito (CPI) das Tarifas de Energia Elétrica um estudo segundo o qual as distribuidoras tiveram lucro de até 103% sobre o seu patrimônio líquido entre 2007 e 2008. Esse foi o caso da Aes Tietê. Em média, a rentabilidade das empresas do setor ficou em 26% no período, contra 8% das geradoras, na sua maioria estatais.Já o consultor na área de energia Roberto D'Araújo apresentou um estudo comparativo entre as tarifas de energia praticadas no Brasil, no Canadá e nos Estados Unidos. Segundo ele, o modelo canadense é muito semelhante ao brasileiro, baseado em hidrelétricas. Ainda assim, no Brasil as tarifas podem ser bem superiores às canadenses. Mesmo se forem desconsiderados impostos e encargos, os preços no País ficam, em média, em R$ 322 o megawatt/hora; no Canadá, eles são de pouco mais de R$ 200. De acordo com D'Araújo, enquanto em 1996 a renda média do brasileiro comprava o equivalente a quase 7 mil quilowatts, hoje, apesar da recuperação do poder econômico da população, é possível adquirir somente um pouco mais de 3 mil quilowatts. Origem Na opinião dos especialistas, a origem dos problemas do setor elétrico está no modelo adotado no Brasil, que se originou na época das privatizações, mas teve as suas principais características mantidas pelo atual governo.O coordenador do Programa de Planejamento Energético da Coppe/UFRJ, Luiz Pinguelli Rosa, lembrou que, para viabilizar a privatização, houve uma decisão governamental de diminuir a participação das hidrelétricas no mercado brasileiro. Segundo ele, estimular a concorrência entre hidrelétricas "é dificílimo". "A ideia, então, foi diminuir sua participação no mercado para permitir a privatização", acrescentou.Com base nessa concepção de livre concorrência, foi criado um modelo que previa a chamada "descontratação". As estatais foram proibidas de vender energia livremente no mercado, para permitir a entrada de estrangeiros, e a comercialização passou a ser centralizada. Hoje, ela é feita pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), por meio de leilões.Na opinião de Pinguelli, "a descontratação foi um absurdo", porque substituiu energia barata e limpa - a hídrica - por outra, em geral cara e poluente, de origem térmica. Para ele, esse sistema deve ser alterado, pois caso contrário o País perderá as vantagens de contar com o maior potencial hidrelétrico do mundo.Conforme dados de Roberto D'Araújo, o Brasil tem recursos hídricos da ordem de 8.233 quilômetros cúbicos por ano, quase o dobro do segundo colocado, a Rússia, com 4.507 quilômetros cúbicos. Apesar disso, nos leilões novos, para venda de energia produzida a partir de 2005, 63% da matriz são de origem térmica, segundo informações de Ildo Sauer.Cálculo A inclusão das térmicas deveu-se também à necessidade de dar mais segurança ao sistema energético, após o apagão de 2001. Porém, no modelo atual existe mais um complicador que contribuiu para a elevação das tarifas a partir de 1996, quando foi adotado. A partir de então, o preço da energia não é mais decido nem por critérios de mercado nem com base nos custos de geração.Como explicou D'Araújo, "o leilão não é vencido pela usina com menor preço de geração, e assim uma térmica com megawatt/hora de R$ 600 pode ganhar". O que é calculado, como esclareceu o especialista, é o chamado índice de custo-benefício, com base em um modelo computacional. Nessa metodologia, entram fatores puramente matemáticos, como a possibilidade de escassez de água, que levaria à necessidade de acionar usinas termoelétricas, por exemplo.Esse cálculo, no entanto, vale apenas para o chamado mercado cativo, que atende aos consumidores residenciais e comerciais. Os grandes consumidores industriais têm a opção de comprar energia no mercado livre, diretamente das geradoras.Esse aspecto também foi criticado pelos especialistas. De acordo com Sauer, trata-se de "uma caixa preta", pois essas transações não são regulamentadas. Como as grandes indústrias, em tese, compram a energia excedente do sistema, podem pagar por ela, segundo o professor, até 20% do custo de geração.A conta é paga por todos os consumidores, conforme disse o especialista. Sauer estima que o excedente econômico transferido das geradoras para os compradores livres com as vendas abaixo do custo, desde 2003, foi de cerca de R$ 15 bilhões. "Isso é o que a CPI tem de investigar, pois esses dados não estão disponíveis", finalizou.
Canal Energia
Setor elétrico aposta na prorrogação de concessões, mas consenso é distante Reversão de ativos e posterior licitação até encontra apoio, mas com cautela, por conta de indenizações e possível desvio de recursos para expansão da ofertaAlexandre Canazio, da Agência Canal Energia, de São Paulo, Mercado Livre
26/08/2009
Se não há consenso no setor sobre o que vai acontecer com as concessões, que vencem até 2015; parte significativa de agentes do setor aposta que o governo deve optar pela prorrogação das concessões de geração, transmissão e distribuição. A proposta de reversão de ativos e posterior licitação até tem apoios no setor, mas isso é visto com cautela devido à interrogações em relação a indenizações e possível desvio de recursos financeiros que poderiam ser inicialmente aplicados em novos projetos de expansão da oferta de energia.A Associação Brasileiras das Grandes Empresas de Transmissão de Energia Elétrica se posicionaram claramente a favor das renovações. A Abrate representa, basicamente estatais, que terão boa parte dos seus ativos revertidos. "A prorrogação é legal, viável e conveniente. A Abrate entende que as concessões de transmissão com término em 2015 são prorrogáveis por mais 20 anos", enfatizou José Claudio Cardoso, presidente da entidade.Outra entidade favorável é a Associação Brasileira de Geradores de Energia Elétrica. Flávio Neiva, presidente da Abrage, disse que a prorrogação é um caminho que resolve o problema legal e constituicional com modicidade tarifária. "Há captura de renda da usina com reversão para modicidade tarifária, podendo abater encargos", sugeriu Neiva. Para ele, a reversão do ativo e licitação é complicada e compromete a integralidade das empresas.Tema indefinido - Por outro lado, algumas associações não apresentaram posicionamentos definidos durante o Fórum Abdib-CanalEnergia: Reversão de ativos e Renovação de Concessões, realizado nesta quarta-feira, 26 de agosto, em São Paulo. Contudo, essas entidades deixaram claro que a tendência do governo é de ir para a prorrogação da concessão. A Associação Brasileira das Concessionárias de Energia Elétrica aposta na prorrogação devido ao viés ideológico do governo contra privatizações. "Se o governo é contra as privatizações, não vai realizar licitações desses ativos", raciocinou Anabelle Araújo, diretora jurídica da ABCE. Ela lembrou que qualquer decisão do governo deve garantir a segurança energética, ou seja, assegurar a expansão da oferta; beneficiar o consumidor; e assegurar a estabilidade do marco regulatório.Por sua vez, a Associação Brasileira de Produtores Independentes de Energia, que também não tem posicionamento fechado, disse que apresentou ao governo um estudo com os prós e contras de todas as alternativas. "Não há consenso no setor. A tendência pode parecer pela renovação", ressaltou Luiz Fernando Vianna, presidente do conselho de administração da Apine.Já a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica mostrou que, apesar de não ter posição oficial, a prorrogação parece natural para o setor. "Não há restrição legal a prorrogação das concessões. A prorrogação é possível. É uma questão política", disse Fernando Maia, diretor técnico-regulatório da Abradee. Mas, ele frisou que é necessário também ter regras claras para reversão dos ativos caso os atuais concessionários não queiram permanecer.Ricardo Lima, presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores de Energia e Consumidores Livres, revelou que a Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados vai realizar no início de outubro um debate sobre as concessões do setor elétrico. A Abrace defende a prorrogação deve ser realizada, mas com condicionantes que beneficiem o consumidor. A principal condição é o acesso dos consumidores livres e cativos, de forma competitiva, a energia já amortizada."Deve haver uma participação isonômica dos consumidores livres nos leilões da energia velha", afirmou Lima. Ele apresentou um estudo da Abrace que mostra que o valor da energia das usinas amortizadas pode sair por valores de R$ 52,90 por MWh, no caso de uma usina com mais de 500 MW, e R$ 57/MWh, em uma com menos de 500 MW.O Instituto Acende Brasil foi o único a se mostrar contra a prorrogação e defender a licitação dos ativos. Claudio Sales, presidente do instituto, defendeu a reversão dos ativos como uma forma de manter a competitividade do setor. O posicionamento dele acompanha o de Wilson Ferreira Júnior, presidente da CPFL Energia, que também acredita que a reversão e venda é a melhor solução.Já Luiz Fernando Rolla, diretor de Finanças, Relações com Investidores e Novos Negócios da Cemig, se colocou a favor da prorrogação, pois os contratos de concessão permitem a renovação. A Cemig tem ativos em geração, transmissão e distribuição com prazos vencendo no período.Os agentes também estão preocupados com o prazo para a aprovação das medidas necessárias para implementar a decisão do governo, seja por prorrogação ou licitação. Eles lembram que 2010 é ano eleitoral e o Congresso Nacional, que terá que ser consultado, estará, praticamente, paralisado pela disputa.Anabelle Araújo, da ABCE, lembrou que os concessionários têm 36 meses para pedir a renovação, ou seja, 2012. Elena Landau, do Escritório de Advocacia Sérgio Bermudes, está pessimista quanto a possibilidade de qualquer decisão antes das eleições. Por isso, o advogado David Waltemberg acredita em renovação das concessões. Ele lembra que o volume de ativos a vencer é muito grande e não haveria como reavaliá-los a tempo.
26/08/2009
Se não há consenso no setor sobre o que vai acontecer com as concessões, que vencem até 2015; parte significativa de agentes do setor aposta que o governo deve optar pela prorrogação das concessões de geração, transmissão e distribuição. A proposta de reversão de ativos e posterior licitação até tem apoios no setor, mas isso é visto com cautela devido à interrogações em relação a indenizações e possível desvio de recursos financeiros que poderiam ser inicialmente aplicados em novos projetos de expansão da oferta de energia.A Associação Brasileiras das Grandes Empresas de Transmissão de Energia Elétrica se posicionaram claramente a favor das renovações. A Abrate representa, basicamente estatais, que terão boa parte dos seus ativos revertidos. "A prorrogação é legal, viável e conveniente. A Abrate entende que as concessões de transmissão com término em 2015 são prorrogáveis por mais 20 anos", enfatizou José Claudio Cardoso, presidente da entidade.Outra entidade favorável é a Associação Brasileira de Geradores de Energia Elétrica. Flávio Neiva, presidente da Abrage, disse que a prorrogação é um caminho que resolve o problema legal e constituicional com modicidade tarifária. "Há captura de renda da usina com reversão para modicidade tarifária, podendo abater encargos", sugeriu Neiva. Para ele, a reversão do ativo e licitação é complicada e compromete a integralidade das empresas.Tema indefinido - Por outro lado, algumas associações não apresentaram posicionamentos definidos durante o Fórum Abdib-CanalEnergia: Reversão de ativos e Renovação de Concessões, realizado nesta quarta-feira, 26 de agosto, em São Paulo. Contudo, essas entidades deixaram claro que a tendência do governo é de ir para a prorrogação da concessão. A Associação Brasileira das Concessionárias de Energia Elétrica aposta na prorrogação devido ao viés ideológico do governo contra privatizações. "Se o governo é contra as privatizações, não vai realizar licitações desses ativos", raciocinou Anabelle Araújo, diretora jurídica da ABCE. Ela lembrou que qualquer decisão do governo deve garantir a segurança energética, ou seja, assegurar a expansão da oferta; beneficiar o consumidor; e assegurar a estabilidade do marco regulatório.Por sua vez, a Associação Brasileira de Produtores Independentes de Energia, que também não tem posicionamento fechado, disse que apresentou ao governo um estudo com os prós e contras de todas as alternativas. "Não há consenso no setor. A tendência pode parecer pela renovação", ressaltou Luiz Fernando Vianna, presidente do conselho de administração da Apine.Já a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica mostrou que, apesar de não ter posição oficial, a prorrogação parece natural para o setor. "Não há restrição legal a prorrogação das concessões. A prorrogação é possível. É uma questão política", disse Fernando Maia, diretor técnico-regulatório da Abradee. Mas, ele frisou que é necessário também ter regras claras para reversão dos ativos caso os atuais concessionários não queiram permanecer.Ricardo Lima, presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores de Energia e Consumidores Livres, revelou que a Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados vai realizar no início de outubro um debate sobre as concessões do setor elétrico. A Abrace defende a prorrogação deve ser realizada, mas com condicionantes que beneficiem o consumidor. A principal condição é o acesso dos consumidores livres e cativos, de forma competitiva, a energia já amortizada."Deve haver uma participação isonômica dos consumidores livres nos leilões da energia velha", afirmou Lima. Ele apresentou um estudo da Abrace que mostra que o valor da energia das usinas amortizadas pode sair por valores de R$ 52,90 por MWh, no caso de uma usina com mais de 500 MW, e R$ 57/MWh, em uma com menos de 500 MW.O Instituto Acende Brasil foi o único a se mostrar contra a prorrogação e defender a licitação dos ativos. Claudio Sales, presidente do instituto, defendeu a reversão dos ativos como uma forma de manter a competitividade do setor. O posicionamento dele acompanha o de Wilson Ferreira Júnior, presidente da CPFL Energia, que também acredita que a reversão e venda é a melhor solução.Já Luiz Fernando Rolla, diretor de Finanças, Relações com Investidores e Novos Negócios da Cemig, se colocou a favor da prorrogação, pois os contratos de concessão permitem a renovação. A Cemig tem ativos em geração, transmissão e distribuição com prazos vencendo no período.Os agentes também estão preocupados com o prazo para a aprovação das medidas necessárias para implementar a decisão do governo, seja por prorrogação ou licitação. Eles lembram que 2010 é ano eleitoral e o Congresso Nacional, que terá que ser consultado, estará, praticamente, paralisado pela disputa.Anabelle Araújo, da ABCE, lembrou que os concessionários têm 36 meses para pedir a renovação, ou seja, 2012. Elena Landau, do Escritório de Advocacia Sérgio Bermudes, está pessimista quanto a possibilidade de qualquer decisão antes das eleições. Por isso, o advogado David Waltemberg acredita em renovação das concessões. Ele lembra que o volume de ativos a vencer é muito grande e não haveria como reavaliá-los a tempo.
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