A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) estabeleceu em R$ 89,79/MWh o valor da Tarifa Atualizada de Referência (TAR) para o cálculo da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH), e em R$ 220,8/MWh o montante relativo ao Preço Médio de Energia Hidráulica (PMEH), para a apuração do produto da arrecadação do ICMS a ser creditado aos municípios.
O TAR e o PMEH têm seus valores revisados a cada quatro anos, passando também por reajustes anuais para atualização pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA). De acordo com a autarquia, o período de referência para os cálculos das tarifas é entre outubro do ano anterior e setembro do ano vigente.
Desta forma, foi aplicado o percentual de 7,1%, correspondente à variação do IPCA apurada entre outubro de 2021 e setembro de 2022, sobre a TAR vigente neste ano, de R$ 83,78/MWh, e o PMEH vigente neste ano, de R$ 206,03/MWh. Os valores acima mencionados serão aplicados a partir de 1º de janeiro de 2023.
A resolução foi publicada na edição desta quinta-feira, 17 de novembro, do Diário Oficial da União.
Geração
Para início de operação comercial, foram liberados 157,202 MW das fontes eólica e solar fotovoltaica. No Piauí, o aval foi para as unidades geradoras UG1 a UG8, somando 27,44 MW de capacidade instalada, da UFV Caldeirão Grande V, bem como para as UG1 a UG10, num total de 34,3 MW, da UFV Caldeirão Grande VII. As usinas foram desenvolvidas pela Ibitu.
Na Bahia, foi liberada a operação comercial da UG4, de 4,5 MW, da eólica Assuruá 4 VI, e das UG5 a UG11, somando 31,5 MW, da eólica Ventos de São Januário 16.
Já na região Sudeste, o aval foi para as UG1 a UG32, num total de 49,472 MW, da UFV Lar do Sol 8, em Minas Gerais, e para as UG1 a UG3, somando 9,99 MW, da UFV Pedranópolis 2, em São Paulo.
Na modalidade em teste, foram liberadas a UG5, de 5,5 MW, da eólica Oitis 21; a UG5, de 4,5 MW, da eólica Ventos de São Januário 19; e as UG8 e UG9, totalizando 11,4 MW, da eólica Ventos de Santa Eugênia 01. As três usinas estão localizadas em municípios da Bahia.
No Rio Grande do Norte, o aval em teste foi para a UG1, de 0,36 MW, da UFV Sterbom Matriz; as UG1 a UG3, somando 0,553 MW, da UFV Ster Bom Filiar Casquinho; e a UG1, de 0,168 MW, da UFV Filial Polpa de Frutas.
Ainda em teste, foram liberadas as UG5 a UG7, somando 10,29 MW, da UFV Caldeirão Grande I; a UG7, de 4,4 MW, da eólica Ventos de São Ciro; e as UG4 e UG5, num total de 8,8 MW, da eólica Ventos de São Caio. As três usinas estão localizadas no estado do Piauí.
Já na Paraíba, foi liberada a operação em teste da UG4, de 5,5 MW, da eólica Serra do Seridó VI.
PIE
Em regime de Produção Independente de Energia Elétrica (PIE), a autarquia autorizou a implantação e exploração das UFVs Humaita Solar I a Humaita Solar XIII, totalizando 474,5 MW de potência instalada. Localizadas no município baiano de Juazeiro, as usinas têm prazo de outorga de 35 anos.
Incentivos fiscais
Pelo Ministério de Minas e Energia (MME), foi aprovado sob o Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (Reidi) e sob o regime prioritário o projeto de transmissão de energia elétrica da Tangará Transmissão de Energia, que corresponde ao lote 9 do leilão de transmissão de junho deste ano.
Com período de execução de setembro de 2022 a setembro de 2027, o projeto engloba as LTs Cláudia – Cachimbo e Cachimbo – Novo Progresso, bem como as SEs Cláudia – Pato Novo, Cachimbo e Novo Progresso e a LD Sinop B – Colíder, situadas entre os estados de Mato Grosso e Pará.
Também foi enquadrado no Reidi e no regime prioritário o projeto de transmissão da Verde Transmissão de Energia, referente ao lote 1 do mesmo leilão. Localizado no estado de Minas Gerais, o projeto diz respeitos às LTs Buritizeiro 3 – São Gonçalo do Pará, Buritizeiro 3 – São Gotardo 2, Pirapora 2 – Buritizeiro 3, Jaguara – Estreito, Presidente Juscelino – Vespasiano 2, Itabirito 2 – Santos Dumont 2 e Santos Dumont 2 – Novo Pátio, e às SEs Buritizeiro 3, São Gonçalo do Pará, Santos Dumont 2 e Bom Despacho 3, devendo ser concluído em setembro de 2027.
