Aneel aprova reajuste nas contas de luz em seis estados
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ONS: vazões de agosto no Sudeste podem chegar a 83% da média
27/08/2018
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Informativo Enermerco 1808

O Informativo Enermerco (edição de agosto) é um compilado das informações mais relevantes do mercado de energia do período, exclusivamente elaborado para o seu acompanhamento mensal.

 



Mercado de Energia x Tendência do PLD

Julho/2018 manteve-se com PLD teto em todos os submercados e para todos os patamares de carga. Os principais fatores que ocasionaram a manutenção dos altos custos foram as baixas afluências e os níveis de reservatórios igualmente mais baixos que o previsto.

Demonstrativo do PLD Médio

Mês Submercado
Julho 2018 SE/CO S NE N
505,18 505,18 505,18 505,18

 

A bandeira para o mês de Julho, conforme a ANEEL, foi de bandeira vermelha – patamar 2, na conta de energia. Para agosto, permanece a mesma bandeira: vermelha patamar 2. Isso significa acréscimo de R$ 5 a cada 100 kWh na conta.

 


A propósito, a ANEEL alterou método de repasse à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – CCRBT. Com a revisão da metodologia, as distribuidoras passam a utilizar os recursos de bandeiras para cobrir os custos da concessão e repassam apenas o excedente para a CCRBT, podendo ter impacto em torno de 6%, para mais ou para menos, na parcela de energia (TE) das tarifas das distribuidoras segundo especialistas. Desse modo, as empresas devedoras aportariam na CCRBT apenas as receitas excedentes, isto é, colocariam à disposição das demais distribuidoras apenas recursos que excederem seus custos. Já as empresas credoras da CCRBT receberiam, a título de repasse, uma parcela desse excedente, proporcional ao seu custo não coberto por seus próprios recursos.  O tema foi debatido na segunda fase da Audiência Pública nº 61/2017, no período de 25 /4/2018 a 11/6/2018, que recebeu 12 contribuições de agentes do setor.

Devido à seca as projeções da CCEE apontam PLD teto para agosto e setembro deste ano, tendendo a cair somente a partir de outubro, uma vez que o CMO – Custo Marginal de Operação está próximo dos R$ 780,00 /MWh. Estamos diante de um cenário preocupante em relação ao balanço energética anual, que já aponta 2018 como o 7º pior no ranking de Energia Natural Afluente desde 1981.

O cenário de aumento das tarifas das Distribuidoras muito acima do índice de inflação faz com que os grandes consumidores ainda cativos e potencialmente livres considerem migrar para o Ambiente Livre, conforme pesquisa Ibope Inteligência feita para a Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia. A pesquisa apontou que 83% das pessoas ouvidas no país consideram a tarifa de energia caras ou muito cara no país. Segundo dados do Ibope, 16% a mais quando comparado ao reportado cinco anos atrás. E ainda, que 61% dos consumidores migrariam imediatamente as suas contas para outra fornecedora de energia.

Vale ainda o destaque de indicadores de previsão de ocorrência do El Niño após um período de 2 anos entre novembro e dezembro de 2018, contudo ainda sem confirmação pelas agências de meteorologia o tipo do El Niño. Este evento tem grandes chances de se estender ao longo do verão de 2019, trazendo precipitações no SUL acima da média para o período

 

Pierro Campestrini – Diretor da Enermerco

 

Geração e Consumo

 

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, divulgou no final de julho, novos comparativos de geração e consumo no SIN – Sistema Interligado Nacional.

O Sistema Interligado Nacional é o sistema de produção e transmissão de energia elétrica do Brasil, sendo um sistema hidro-termo-eólico de grande porte, com predominância de usinas hidrelétricas e com diversos proprietários. O Sistema Interligado Nacional é constituído por quatro subsistemas: Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e a maior parte da região Norte.

Em comparação ao mesmo período de 2017, julho, temos um acréscimo de 3,8% na geração disponível no Sistema, em 2018. O consumo elevou-se, igualmente.

 

 

 

Geração por Fonte de Energia

As fontes de geração, abaixo demonstradas, mostram parte do panorama da produção nacional. Como vemos, o destaque de julho está no aumento da geração eólica: 24,1%, em relação ao mesmo período do ano anterior, 2017.

 

ENA, MLT e Nível dos Reservatórios

 

No gráfico de Energia Natural Afluente do SIN, observamos que tanto os percentis da ENA Julho/2018 acumulada e da expectativa, estão abaixo da Média de Longo Termo, que consiste na média aritmética das vazões naturais verificadas durante uma série histórica. Trata-se de mais um parâmetro de operação do SIN – Sistema Interligado Nacional, que o ONS – Operador Nacional do Sistema, monitora para gerenciar a geração de energia elétrica do país.

Na sequência o gráfico de Energia Armazenada com valores em MWmês, no período de agosto de 2017 a julho de 2018, onde verifica-se a oscilação dos montantes de energia por Submercado do SIN – Sistema Interligado Nacional.

 

Fator de Ajuste de MRE

O Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) é um mecanismo financeiro que visa o compartilhamento dos riscos hidrológicos que afetam os agentes de geração, buscando garantir a otimização dos recursos hidrelétricos do Sistema Interligado Nacional (SIN). Para verificar a quantidade de energia produzida em relação à garantia física das usinas pertencentes ao MRE, foi criado o Fator de Ajuste da Garantia Física, ou Generation Scaling Factor – GSF. Ele mede a geração hidráulica em relação à garantia física, cujo cálculo é feito mensalmente pela CCEE.

Para agosto, conforme a CCEE, temos a estimativa de 56,3% do fator de ajuste do MRE, com Geração Hidráulica de 36.227 MW. Em julho, atingiu-se uma geração, de 61,2% em relação às Garantias Físicas para o ano de 2018.

 

Encargos de Sistema (ESS, ESE, CDE)

Os custos decorrentes da manutenção da confiabilidade e da estabilidade do sistema no atendimento à demanda por energia no Sistema Interligado Nacional (SIN) são denominados Encargos de Serviço do Sistema (ESS). Estes valores são pagos por todos agentes com medição de consumo registrada na CCEE, na proporção de seu consumo. Os ESS são expressos em R$/MWh.

No mês de julho/2018, somando os Encargos de Serviço do Sistema, dentre as Restrições Operativas e as de Segurança Energética, obteve-se um total de R$ 32 MM.

Projeção de ESS e Custos devido ao deslocamento entre CMO e PLD

 

Previsão Climatológica Trimestral

Para o próximo trimestre ASO, os maiores totais acumulados de precipitação ocorrem nas Regiões Norte (oeste do Amazonas e Acre) e Sul (oeste de Santa Catarina e áreas vizinhas), variando entre 400 mm e 700 mm.

Nas Regiões Centro-Oeste e Sudeste, observa-se um aumento gradual das chuvas, especialmente no norte do Mato Grosso, sul do Mato Grosso do Sul e leste de São Paulo, onde as chuvas podem atingir 400 mm. Ressalta-se que, no final deste trimestre, a atuação dos sistemas frontais pode caracterizar o início do período chuvoso em áreas do Brasil Central. No leste do Nordeste, inicia-se o período de estiagem e os totais acumulados costumam ser inferiores a 200 mm.

No interior da região semi-árida nordestina, os totais acumulados não excedem 50 mm. As temperaturas máximas atingem valores superiores a 36ºC no Piauí, leste do Maranhão, nordeste do Mato Grosso e oeste do Tocantins. Nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste, ocorre uma diminuição gradativa da incursão de massas de ar frio, porém, na Região Sul, as temperaturas mínimas ainda permanecem baixas, com valores que podem variar entre 8ºC e 12ºC, principalmente nas regiões serranas. As climatologias de precipitação e temperaturas máxima e mínima, no Brasil.

 

Confira na tabela abaixo, as previsões de precipitação e temperatura do ar, para este trimestre, de acordo com a região do país:

NORTE Chuva – maior probabilidade na categoria dentro da faixa normal climatológica no noroeste do Amazonas e em Roraima. Nesta área, a segunda maior probabilidade indica a categoria abaixo da faixa normal. Nas demais áreas, a previsão indica igual probabilidade para as três categorias.

Temperatura – em torno da normal climatológica.

NORDESTE Chuva – maior probabilidade na categoria abaixo da faixa normal climatológica na faixa que vai do leste do Rio Grande do Norte até Sergipe. Nas demais áreas, a previsão indica igual probabilidade para as três categorias.

Temperatura – acima da normal climatológica.

CENTRO-OESTE Chuva – a previsão indica igual probabilidade para as três categorias.

Temperatura – em torno da normal climatológica.

SUDESTE Chuva – a previsão indica igual probabilidade para as três categorias.

Temperatura – em torno da normal climatológica.

SUL Chuva – maior probabilidade na categoria abaixo da faixa normal centro-sul da Região. Nas demais áreas, a previsão indica igual probabilidade para as três categorias.

Temperatura – em torno da normal climatológica.

 

 

Seca e subsídios fazem conta de luz subir quatro vezes mais que a inflação no ano

Energia elétrica: tarifa teve aumento de 13,79% este ano, enquanto o IPCA entre janeiro e julho ficou em 2,94%; expectativa é de novos aumentos de preços. Desde 2015, para não onerar o Tesouro Nacional, os custos do setor são transferidos ao consumidor
Por Renée Pereira, O Estado de S. Paulo

A conta de luz já aumentou quatro vezes mais que a inflação neste ano. Enquanto o IPCA entre janeiro e julho ficou em 2,94%, a energia elétrica para as famílias brasileiras subiu 13,79%. A disparada no preço da energia é resultado de uma série de fatores, que inclui falta de chuva, alta do dólar e o crescente peso dos subsídios, encargos e tributos na tarifa elétrica. A expectativa é de que novos aumentos comprometam ainda mais a renda da população.

“A tarifa tem subido de forma preocupante e está chegando ao limite de pagamento do consumidor”, afirma o diretor geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Romeu Rufino. Segundo ele, além das questões conjunturais, como o baixo volume de chuvas, outros fatores estão pesando no custo da energia. Um deles é a decisão de elevar a cobrança de encargos na conta de luz para bancar, inclusive, programas públicos que não têm relação alguma com o setor elétrico. Hoje, os penduricalhos na conta de luz beneficiam, por exemplo, produtores rurais, atividades de irrigação, empresas que prestam serviços públicos de saneamento e consumidores de baixa renda. “A tarifa não é um saco sem fundo onde se pode enfiar tudo”, diz Rufino

Desde 2015, para não onerar o Tesouro Nacional, os custos do setor são transferidos para o consumidor. De lá para cá, a tarifa de energia subiu 30 pontos porcentuais acima da inflação, segundo levantamento feito pela empresa de comercialização e consultoria Safira Energia. Essa discrepância pode se acentuar.

Emendas parlamentares incluídas no texto original da Medida Provisória que destrava a venda das distribuidoras da Eletrobrás podem aumentar o rol de subsídios. Entre as propostas estão a ampliação da tarifa social (para consumidor baixa renda), o aumento do custo das térmicas a gás e a inclusão do custo de transporte de gás natural no gasoduto Urucu-Coari-Manaus na Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) – hoje um dos principais encargos cobrados no setor. Tudo isso seria repassado para o consumidor.

Sobrecarga: De acordo com dados da Aneel, em 2014, os encargos tinham peso de 6% nas tarifas; no ano passado, essa participação já havia chegado a 16%. “Ficou fácil transferir tudo para o consumidor”, afirma o presidente da Associação Brasileiras de Grandes Consumidores Industriais de Energia e Consumidores Livres (Abrace), Edvaldo Santana, ex-diretor da Aneel.

Ele não vê chances de redução das tarifas nos próximos cinco anos e explica que a origem de boa parte dos problemas vem da intervenção feita em 2012 pela presidente Dilma Rousseff no setor elétrico. Na época, para reduzir as tarifas em 30%, o governo criou a CDE (*veja mais, abaixo) para arcar com vários custos do setor. A intenção inicial era que o Tesouro arcasse com as despesas. Com a crise fiscal, esse plano foi abandonado e o problema jogado no colo do consumidor.

Para piorar o quadro, o País passou a enfrentar um período de estiagem que reduziu o nível dos reservatórios e obrigou o governo a colocar em operação térmicas movidas a óleo diesel, bem mais caras. Esse problema criou no setor outro rombo bilionário, que é o chamado risco hidrológico.

Para bancar a conta, o governo criou as bandeiras tarifárias, que oneram quem consome mais energia. Além disso, a alta do dólar tem encarecido a energia de Itaipu, responsável por 20% do consumo nacional.

  • Para saber mais: “Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)”A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) é um fundo setorial que tem como objetivo custear diversas políticas públicas do setor elétrico brasileiro, tais como: universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional; concessão de descontos tarifários a diversos usuários do serviço (baixa renda, rural; Irrigante; serviço público de água, esgoto e saneamento; geração e consumo de energia de fonte incentivadas, etc.); modicidade da tarifa em sistemas elétricos isolados (Conta de Consumo de Combustíveis – CCC); competitividade da geração de energia elétrica a partir da fonte carvão mineral nacional; entre outros.Os recursos da CDE são arrecadados principalmente das quotas anuais pagas por todos os agentes que comercializam energia elétrica com consumidor final, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia, além dos pagamentos anuais realizados pelos concessionários e autorizados a título de Uso de Bem Público – UBP, das multas aplicadas pela ANEEL e da transferência de recursos do Orçamento Geral da União. A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE assumiu a gestão dos fundos setoriais a partir de 1º de maio de 2017. Compete à ANEEL aprovar o Orçamento Anual da CDE e fixar a quota anual, que deve corresponder à diferença entre a necessidade total de recursos da Conta e a arrecadação proporcionada pelas demais fontes.”

 

 

Aprovado reajuste tarifário da CELESC (SC)

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou no dia 13 de agosto, em reunião pública, o reajuste tarifário da Celesc Distribuição. Os novos percentuais entram em vigor a partir de 22/8. A empresa atende 2,9 milhões de unidades consumidoras localizadas em 258 municípios catarinenses.

Ao calcular o reajuste, conforme estabelecido no contrato de concessão, a Agência considera a variação de custos associados à prestação do serviço. O cálculo leva em conta a aquisição e a transmissão de energia elétrica, bem como os encargos setoriais.

Confira abaixo os índices que serão aplicados às contas de luz dos consumidores:

Empresa Consumidores residenciais – B1
Celesc (SC) 13,13%

 

Empresa Classe de Consumo – Consumidores cativos
Baixa tensãoem média Alta tensãoem média (indústrias) Efeito Médio para o consumidor
Celesc (SC) 13,15% 15,05% 13,86%

O efeito médio da alta tensão refere-se às classes A1 (>= 230 kV), A2 (de 88 a 138 kV), A3 (69 kV) e A4 (de 2,3 a 25 kV). Para a baixa tensão, a média engloba as classes B1 (Residencial e subclasse residencial baixa renda); B2 (Rural: subclasses, como agropecuária, cooperativa de eletrificação rural, indústria rural, serviço público de irrigação rural); B3 (Industrial, comercial, serviços e outras atividades, poder público, serviço público e consumo próprio); e B4 (Iluminação pública).

O aumento da CELESC, ficou abaixo da média das concessionárias de distribuição deliberados pela ANEEL: 14,96%.  Conforme mencionado anteriormente, há em trâmite, uma proposta de revisão do Orçamento da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE de 2018. A Nota Técnica referente, tem por objetivo submeter à apreciação da Diretoria Colegiada da ANEEL, a avaliação da conveniência e a oportunidade de se revisar o Orçamento Anual de 2018 da CDE, bem como proceder uma Revisão Extraordinária das quotas anuais a serem rateadas entre os agentes de transmissão e distribuição de energia, em função da redução da disponibilidade de recursos da Reserva Geral de Reversão – RGR e do aumento dos benefícios tarifários concedidos a consumidores de fontes incentivadas. A tabela abaixo mostra que, nos processos tarifários da Agência até o momento, o efeito médio de aumento é de 14,96%:

 

 

Aneel defende a privatização de distribuidoras da Eletrobrás

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) defendeu o leilão das distribuidoras da Eletrobrás como forma de sanear as contas dessas empresas e resolver problemas históricos de ineficiência dessas companhias. Em ofício encaminhado ao Ministério da Fazenda para esclarecer pontos do Projeto de Lei 10.332, de 2017, que viabiliza o rearranjo financeiro das distribuidoras de energia do Amazonas, Roraima, Rondônia e Acre, o diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino, defendeu abertamente a urgência de se aprovar o PL e avançar com o processo do leilão dessas empresas.

Para o diretor da Aneel, a privatização das distribuidoras é o que “melhor representa o interesse público”. Foto: Estadão

“A Aneel tem se posicionado no sentido de que a conclusão do processo licitatório, além de uma obrigação legal, é aquela que melhor representa o interesse público”, declarou Rufino, cujo mandato como diretor da agência se encerrou recentemente. No documento ao qual o Estado teve acesso, Rufino desta uma série de justificativas para apoiar a licitação das distribuidoras. Com o processo licitatório, afirmou, não há mais necessidade de se fazer empréstimos de recursos por meio da Reserva Global de Reversão (RGR), um dos encargos embutidos na conta da luz. “Mais de R$ 4,5 bilhões foram emprestados para as distribuidoras designadas e, caso contrário, os recursos teriam sido utilizados para reduzir as cotas da CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), pagas pelos consumidores de todo o país”, afirmou.

Em seu parecer, o diretor-geral da Aneel citou o resultado do leilão da Cepisa, concessionária do Piauí, o único já concluído. “O grupo vencedor da licitação não necessitará de flexibilização tarifária, o que trará redução de 8,52% nas tarifas locais nos primeiros cinco anos. Quitará R$ 844,29 milhões em empréstimos da RGR sem necessidade de reconhecimento tarifário dos valores, evitando elevação tarifária da ordem de 4,5% entre o sexto e o trigésimo ano da concessão”, afirmou.

A Cepisa ainda pagará R$ 95 milhões, à vista, à União e terá de fazer aporte de capital de, no mínimo, R$ 720 milhões para que a distribuidora tenha condições de investir em melhoria da qualidade e redução de perdas. “A partir do momento em que houver a transferência do controle, cessam os empréstimos da RGR”, disse.

Rufino declarou ainda que o modelo do leilão deve reduzir o preço da energia. “Vale sempre reforçar que o leilão é feito por menor tarifa, de modo que a competição na licitação evita que os consumidores sejam penalizados. A conclusão do processo licitatório, conforme detalhando na seção anterior, traz a perspectiva de um operador eficiente que terá condições de reduzir rapidamente o nível de perdas com benefício à modicidade das tarifas.”

A aprovação do projeto de lei depende de votação pelo plenário do Senado. O texto já passou pela Câmara. Se não tiver alteração segue para sanção presidencial. No Senado, porém, já foi sinalizado que sua votação corre o risco de ficar para depois das eleições, o que atrapalha os planos do governo, que marcou o leilão das distribuidoras Amazonas Energia, Eletroacre, Ceron (Rondônia) e Boa Vista (Roraima) para o dia 30 de agosto. Há muitas dúvidas de que este prazo se confirmará. A venda da Ceal, que opera em Alagoas, está barrada por um liminar do Supremo Tribunal Federal (STF).

Desde julho de 2016, as distribuidoras estão em um regime precário de designação, em que a Eletrobrás é responsável por manter os serviços. Isso acontece porque a Eletrobrás decidiu não renovar a concessão das distribuidoras. Nessa hipótese, cabe ao governo leiloar a concessão para um novo operador. Até lá, no entanto, a Eletrobrás continua à frente das empresas.

Para reduzir os prejuízos para a Eletrobrás, que teria um custo estimado de R$ 23 bilhões para encerrar as empresas, pagar as dívidas e demitir os trabalhadores, a União decidiu permitir a licitação das empresas associada a um novo contrato de concessão.

 

 

 

Senado aprova nomeação de novos diretores da Aneel

Os senadores aprovaram na primeira semana de agosto, a indicação de André Pepitone da Nóbrega para exercer o cargo de diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) na vaga de Romeo Donizete Rufino (MSF 67/2018). Para a vaga de Pepitone, que já integrava a diretoria da agência, foi aprovado o nome de Efrain Pereira da Cruz (MSF 66/2018). A decisão segue para a sanção presidencial.

Pepitone é formado em Engenharia Civil pela Universidade de Brasília (UnB), instituição pela qual também concluiu o curso de pós-graduação em Geotecnia no ano 2000. Em 2006, obteve diploma de especialização em Economia pela Universidade George Washington nos Estados Unidos.

O engenheiro trabalha na Aneel desde 2000. Em 2010 foi nomeado diretor da agência, sendo reconduzido para o mesmo cargo em 2014, onde encontra-se lotado. Em junho, tomou posse como presidente da Associação Íbero-Americana de Entidades Reguladoras de Energia (Arie).

Efrain Pereira da Cruz é maranhense, formado em Direito pela Faculdade de Ciências Humanas, Exatas e Letras de Rondônia e pós-graduado em Direito de Energia pela Universidade Cândido Mendes, no Rio de Janeiro (RJ). Desde 2003 atua na Eletrobras Distribuição Rondônia, onde tomou posse como diretor de gestão em 2017.

Ao serem sabatinados pela Comissão de Serviços de Infraestrutura (CI) em julho, os dois diretores reforçaram a responsabilidade da Aneel de fiscalizar o setor de forma a garantir o equilíbrio nas relações entre as empresas do setor de energia e o consumidor.

 

 

 

Clima: El Niño pode retornar no fim deste ano

Lavouras do Oeste baiano, que na última safra se recuperaram de quebras consecutivas, podem sofrer com seca caso o El Niño se confirme. (Foto: Fellipe Abreu/Editora Globo)

O El Niño, fenômeno caracterizado pelo aquecimento das águas do Oceano Pacífico Equatorial, tem grandes chances de se firmar até dezembro de 2018, trazendo mais chuva para o Sul e Sudeste do Brasil e seca para o Norte e Nordeste, indica a meteorologia. Mas, enquanto o evento climático não se formar totalmente, os produtores rurais precisam ficar atentos devido à imprevisibilidade das chuvas. Segundo Celso Oliveira, meteorologista da Somar Meteorologia, a primeira chuva da Primavera (a estação inicia no dia 22 de setembro) virá antes do tempo para o Paraná, Mato Grosso e Mato Grosso do Sul.

O início da safra deve sofrer impactos em outubro, com chuvas irregulares. “Chove em setembro? Sim, mas pode não chover em outubro. Acontecerá algo parecido com o que ocorreu em 2014. O produtor não poderá trabalhar com a hipótese de linearidade”, explica.

Renata Tedeschi, climatologista do Centro de Previsão do Tempo e Estudos Climáticos (CPTEC), do Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais (Inpe), diz que há 57% de chance da ocorrência do fenômeno a partir de agosto.

O CPTEC recebe os dados sobre a temperatura do Pacífico Equatorial dos Estados Unidos, por meio do International Research Institute for Climate and Society (IRI). Mas é necessário que o aquecimento anormal na superfície do mar seja mantido por mais seis meses, para que assim seja comprovada a ocorrência do El Niño. “Hoje é maior a probabilidade que o El Niño ocorra no próximo trimestre. Mas ainda é preciso esperar entre setembro e outubro, quando acontecem os maiores impactos”, explica Renata.

Graziella Gonçalves, meteorologista da Climatempo, avalia que o fenômeno possa se firmar entre dezembro e janeiro de 2018. “Ainda não se caracterizou o El Niño, mas já notamos aquecimento das águas da superfície do oceano em 0,8 grau Celsius em área próxima à América do Sul”, explica Graziella. “Por enquanto, estamos em neutralidade climática.”

Efeitos de El Niño

Caso seja confirmado, o El Niño pode trazer prejuízo ao trigo no Rio Grande do Sul e às plantações no Nordeste. “O trigo precisa de umidade no solo mas também precisa de irradiação, além de gostar de frio. Com o El Niño, não há frio. E com muita chuva, há mais risco de doenças e fungos”, explica Celso Oliveira, da Somar Meteorologia. “Também falta a incidência de luz solar ideal para o crescimento da cultura. Ano de El Niño não costuma ser bom para o trigo.”

O fenômeno é provocado por uma série de fatores que envolvem a atmosfera. Um deles é a força dos chamados ventos alísios, que sopram da América para a Ásia. Com a redução de intensidade desses ventos, as águas se aquecem formando nuvens carregadas, alterando a pressão atmosférica. Graziella explica que a Zona de Convergência Intertropical, responsável pelo regime de chuvas no Nordeste, praticamente é impedida de avançar para a região, explicando em parte a seca na região em eventos como esse. Ao se configurar El Niño, a meteorologia espera um verão drástico para o Nordeste e riscos às lavouras de verão do oeste da Bahia.

Enquanto não se há certeza sobre o El Niño, a previsão é que as chuvas continuem irregulares em grande parte do País, diz Graziella. Segundo ela, no final de julho uma nova massa de ar frio deverá derrubar as temperaturas no Sul e Sudeste, embora não deva durar mais do que quatro dias. “A chuva voltará nas próximas semanas ao Rio Grande do Sul, mas não de uma boa qualidade, será mais esparsa. E a área central do País continuará seca”, explica. Até o fim do mês é esperado chuvas para o Paraná e Rio Grande do Sul, capazes de garantir a umidade do solo.

 

 

 


Fontes: AGÊNCIA SENADO – ANEEL – ABRAPCH – CANAL NEGÓCIOS – CANAL ENERGIA – OCESC – ESTADÃO – ONS – INFOCLIMA – MME – PORTAL G1 – CCEE – PORTAL GLOBO.COM

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