Posts

Segundo leilão deste ano deve favorecer projetos eólicos do Rio Grande do Norte

Certame admite que empreendedores assumam o risco da conexão à rede

O Rio Grande do Norte terá condições de participar com muita força de um leilão federal de energia ainda este ano. É o que conclui o Sindicato das Empresas do Setor Energético do Rio Grande do Norte (SEERN), após analisar as regras e respostas da ANEEL aos pedidos de esclarecimentos sobre os dois leilões que serão realizados em dezembro.

O primeiro leilão, a ser realizado no dia 18 de dezembro, é para entrega de energia na data de 1 de janeiro de 2021. No entanto, um segundo leilão deverá ser realizado no dia 20 de dezembro, desta vez com empreendimentos que deverão estar prontos para entregar energia num prazo de seis anos.

“Nossa equipe analisou os editais dos dois leilões, os pedidos de esclarecimentos e respectivas respostas da ANEEL, bem como as portarias e o marco regulatório em vigor. Concluímos que, se para o primeiro leilão existe uma limitação expressa de capacidade de conexão à rede, através de Nota Técnica emitida pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), para o segundo leilão, com prazo de entrega da energia para 6 anos, tal limitação se dilui num prazo maior para construir os parques e usinas, o que, teoricamente, nos daria mais tempo para a resolução dos gargalos na transmissão”, afirma o Presidente do SEERN, Jean-Paul Prates.

O Rio Grande do Norte habilitou cerca de 6.800 MW em potência eólica para os leilões federais deste ano. A Nota Técnica ONS 118/2017, no entanto, apontou uma “margem remanescente” de conexão às linhas de transmissão nacionais de apenas 200MW, o que deixaria o RN virtualmente de fora do Leilão A-4. No entanto, o SEERN aponta que, para o Leilão imediatamente seguinte, chamado “A-6”, o Estado poderá apresentar e viabilizar projetos livremente.

“O que verificamos, analisando os leilões tanto do ponto de vista técnico quanto jurídico-regulatório, é que o RN terá sim condições plenas de participar com todo o seu potencial de oferta de projetos no segundo leilão, dois dias depois do primeiro, e que dá um prazo de 6 anos para a construção e início de operação dos empreendimentos vencedores”, acrescenta Prates, que foi o Secretário de Energia do Estado entre 2007 e 2010.

O SEERN alerta, no entanto, que, para que tudo isso dê certo, será necessária uma mobilização estadual para que o Rio Grande do Norte seja inserido nos editais federais para construção de novas linhas. Isso por que, terá que ser passada segurança para os empreendedores de que, no prazo de seis anos, o gargalo da transmissão no RN estará resolvido.

“Pelas regras, a responsabilidade por poder se conectar ao sistema de transmissão fica inteiramente a cargo do empreendedor, que não receberá nada e poderá até ser multado se não conseguir despachar a energia no prazo, mesmo se a razão para isso for a falta de linhas de transmissão de responsabilidade de outra empresa ou do poder concedente federal”, explica Diogo Pignataro, Diretor Jurídico do SEERN.

Segundo Prates, os projetos eólicos do RN são muito competitivos devido ao alto fator de capacidade (potencial de geração eólica) alto e pelo ambiente operacional favorável (pessoal capacitado, logística favorável, acessibilidade das áreas, procedimentos e licenciamentos consolidados).  “O passivo atrasado de linhas de transmissão foi resolvido. Agora é preciso fazer o dever de casa de planejar e lutar pelas novas linhas. Uma vez removida esta preocupação com a conexão, tenho a certeza de que voltaremos a liderar o certames federais de geração, não só com eólicas como também com usinas solares, provocando uma nova onda de investimentos e empregos no Estado”, finaliza.

Fonte: SEERN Press

Entrevista: Presidente do CERNE analisa proposta de privatização de linhões

ANÁLISE: Ressaltando a necessidade de analisar a viabilidade de privatização das linhas de transmissoras da energia elétrica produzida no Rio Grande do Norte pelas eólicas, especialista Jean-Paul Prates afirma que atitude pode ser perigosa

Tribuna do Norte | Ricardo Araújo

Editor de Economia

O anúncio do pacote de privatização de 57 projetos e/ou obras do Governo Federal mês passado dividiu opiniões em todo o país. Com a necessidade emergencial de produzir caixa para mitigar o déficit projetado para os próximos dois anos, a União iniciará uma ampla abertura de concessões à iniciativa privada, incluindo as linhas de transmissão de energia eólica que cruzam ou cruzarão o Rio Grande do Norte carreando energia elétrica produzida a partir da força dos ventos para distribuidores diversos instalados em outros estados.

Mesmo sem data e até mesmo escopo definido para ser viabilizada, a proposta de venda dos “linhões” não é bem vista pelo diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne), Jean Paul Prates. Na entrevista a seguir ele esclarece os motivos e atualiza informações relacionadas à geração de energia eólica no estado, que detém hoje a maior capacidade instalada do país.

Faltam linhas de transmissão ao Rio Grande do Norte ou já temos um cenário mais favorável ao escoamento da produção das eólicas?
O status dessa questão de linhas de transmissão do Rio Grande do Norte melhorou bastante. Nós tínhamos uma sucessão de atrasos de obras no começo da instalação das empresas. Os leilões eram realizados antes, as linhas de transmissão, depois. Muito porque, o RN era um estado no qual não se acreditava e a gente teve que lutar muito para convencer o governo federal de que aqui tinha que ter linha de transmissão. Provamos com os leilões. Depois, vieram as linhas de transmissão. Isso foi um desafio. Hoje, os leilões não permitem a habilitação de projetos sem antes dizer como se conectar. Quando a nota técnica sai, já diz onde há ou não linha de transmissão e onde se pode entrar.

Há produção retida no estado?
Hoje, no RN existem poucos parques que estão segurando produção por conta de linha de transmissão. Temos que continuar alertas o tempo todo, olhando para onde estão indo os projetos, onde estão ocorrendo as medições, cadastrando, podendo prever. O papel do governo, através dos seus órgãos, recebe muitas informações. O Idema recebe muitos pedidos de licenciamento, área para fazer projetos. Ele sabe quem está entrando, para onde a indústria está entrando e o que deve pleitear para linhas de transmissão para nenhum problema acontecer depois.

Qual seu ponto de vista em relação à privatização dos linhões?
O que está sendo feito agora não é uma privatização normal de: vou conceder ao setor privado porque, nesse aspecto ou em outro, será mais eficiente do que estou fazendo. Não é isso. Não se trata disso. Esse argumento pode até estar na mesa, mas não é a verdade sobre o fundo dessa história.

Qual é a verdade “escondida”?
A verdade sobre o fundo dessa história é fazer caixa. Está se vendendo ativos para se fazer caixa pro governo federal. Isso vai ao encontro de uma certa ideologia, de um certo pensamento que domina hoje o grupo que está no governo. Se é necessário, e desta forma, é que eu tenho dúvidas. Se você fizer uma privatização de um grande grupo de linhas de transmissão ao mesmo tempo, num momento de desespero financeiro, não me parece algo muito saudável.

Por quais motivos?
Porque linhas de transmissão é o que se chama, em economia, de monopólio natural. É aquele no qual se é mais eficiente com um único operador do que com vários. Quando se privatiza ativos que já estão pagos, que já estão amortizados, e você está basicamente vendendo, está querendo se fazer caixa. Não está querendo ficar mais eficiente. A não ser que se obrigue a fazer investimentos adicionais. E aí é um detalhamento da privatização que a gente tem que ver. Eu acho que o momento e a forma como estão sendo feitos isso, é duvidoso. É perigoso.

Como está a produção eólica no RN? Superamos as expectativas?
O que é notável, no estado do RN, e isso é uma obra de todos os governos, não estou fazendo uma ode a nenhum deles, é que nós saímos de uma situação em 2006 e 2007 de zero megawatt de produção de energia. O RN era um estado, historicamente, importador de energia, de 100% da energia que precisava usar vinha, praticamente, toda do complexo de Paulo Afonso. Foi um grande marco histórico quando chegou a energia de Paulo Afonso no estado. O grande outro marco histórico que deveria ter sido comemorado, e esse mais ainda, foi o dia em que simbolicamente, volumetricamente, deixoamos de importar energia no final de 2010, quando nos tornamos por conta dos parques eólicos, por conta da TermoAçu e por conta da capacidade instalada emergencialmente em Macaíba, e mais a biomassa da CPFL com o Grupo Faria, somando isso tudo nós tínhamos capacidade para abastecer o nosso consumo e nos tornamos autossuficiente. Em 2012, outro marco importante, foi quando a gente superou, só em eólicas, o necessário para o consumo. A partir de 2016, entramos no meio a meio. Exportando tanto quando consumindo ou até mais. Chegando aí para exportações em torno dos 2/3 do que produzimos.

O que a autossuficiência traz de diferencial ao estado gerador de energia?
A autossuficiência para um estado, diferente do que para um país, tem uma importância de atração de investimentos. O RN ficou importante perante os outros estados. Pelo menos em alguma coisa, na região Nordeste, ele é provedor. O estado do Pernambuco, por exemplo, é deficitário. A outra coisa, e principal ao meu ver, é que se pode dizer a um investidor que é um estado com conta energética resolvida. Mesmo sendo tarifa nacional, por motivo de igualdade social, todo mundo paga mais ou menos o mesmo volume. Se houvesse diferenciação, o RN poderia sair mais rapidamente da bandeira vermelha do que outros estados. Antes, a gente mendigava energia. O terceiro aspecto importante disso é o ingresso de investimentos importantes. O estado recebe impostos dos serviços, das construções, da manutenção dos parques e mais até o próprio ingresso na economia de compra e venda, de aluguel de áreas para instalação dos serviços. Mais do que ficar no RN, esse dinheiro fica no interior, pois a atividade aqui é interiorizada e isso leva ao aprimoramento da vida, do dia a dia do interior.

Surgiram alguns boatos, ao longo da semana passada, de que o RN poderá ficar fora do leilão no fim deste ano. O que há de concreto nesse sentido?
Na verdade, isso ainda depende da questão da Nota Técnica da ANEEL. O que acontece é que a Nota Técnica do ano passado retirou o RN, Bahia, Rio Grande do Sul e parte do Ceará do leilão. Portanto, os quatro maiores estados em eólica foram retirados liminarmente de um leilão numa decisão inédita desse tipo. Nunca houve uma coisa de uma nota excluir um estado inteiro. Mas, no ano passado, teve isso. Depois, o leilão acabou sendo cancelado por outros motivos e acabou não fazendo efeito. Mas, se tivesse havido leilão ano passado, nós teríamos sido excluídos e por uma razão não realista. Porque nós tínhamos capacidade de conexão e a Nota Técnica só levou em conta projetos até uma certa data e um dia depois daquela data, a linha de transmissão da Bengoa tinha sido concedida para outro concessionário e já tinha resolvido o problema. Para esse ano, o boato é o mesmo.

O estado corre risco de ficar fora?
Por considerar que a situação dos linhões está equacionada e por considerar a capacidade que foi vaga, que foi disponibilizada a partir da descontratação, a gente se preparou para dizer, se sair uma nota técnica informando que não tem capacidade, a gente vai contraditar imediatamente. Provavelmente, não terá problema. Saindo do jeito que a gente está imaginando, saindo que a gente tem capacidade, se forem consideradas todas as capacidades, aí eu digo que teremos um cenário muito bom com a colocação de 800 megawatts de projetos vitoriosos, se não chegar a mais de um gigawatt de projeto contratado, o que seria um sucesso praticamente igual ao que a gente teve em 2010 quando demos um salto contratando 1,5 gigawatt num ano só. Nós pulamos na frente dos outros estados.

O investidor está mais confiante no Rio Grande do Norte? 
A gente tem aqui um ambiente de investimentos no Rio Grande do Norte e nos estados vizinhos do Ceará, Piauí e Paraíba, muito saudável para eólica. E a qualidade de ventos para a geração de energia eólica é inegável. Mas, além disso, que se soma em fator de atratividade, a gente tem uma boa configuração logística dessas áreas. Nós temos, no Rio Grande do Norte, por exemplo, a Serra de Santana, o Mato Grande e o litoral Norte, são as três áreas que se desenvolveram mais, inicialmente, e que são áreas facilmente acessíveis. Nós já temos uma boa formação de mão de obra local, apesar da gente ainda receber mão de obra de fora, quando tem um período mais intenso de obras.  Temos tido, até recentemente, um processo bom e saudável de apoio governamental. Isso se soma. Mais recentemente, a gente tem tido alguns questionamentos em relação aos licenciamentos, os preços que foram reajustados principalmente para a fase de operações. Nós estamos avaliando isso, aqui por parte do Sindicato de qual é o efeito disso na segurança jurídica dos investimentos, uma vez que, tarifas que tenham sido elevadas num percentual muito alto, podem atingir o fluxo de caixa projetado para participar dos leilões passados. A gente tem que estar atento nisso. Fora isso, a gente tem uma perspectiva muito boa.

Atrasos em transmissão diminuem

Do total de 366 empreendimentos de transmissão em implantação no país, 210 estão atrasados, o que corresponde a 57%, segundo fiscalização da Aneel. O número, porém, é melhor do que o verificado em março deste ano, quando a proporção de obras atrasadas atingiu 67%.

A quantidade de obras em dia aumentou quando comparado a março. Ao todo, 27% dos empreendimentos estão em dia contra 21% do período citado. Os projetos adiantados também cresceram: 11% atualmente contra 8% em março. O restante, 5%, não informou o andamento das obras.

O prazo legal de execução das obras, segundo a Aneel, subiu em 2016 para cerca de 1.300 dias em média. Em 2012, o prazo era de cerca de 700 dias. Já o tempo médio de licenciamento ambiental, fator que gera alguns casos de atraso em obras, subiu em 2016 quando comparado a 2015. No ano passado, o tempo médio para obtenção do licenciamento era de pouco mais de 400 dias. Em 2015 o tempo médio era cerca de 50 dias a menos.

Fonte: Brasil Energia

Justiça reverte decisão e Aneel pode retomar concessões da Abengoa

A Justiça reverteu uma decisão que impedia a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) de revogar da empresa espanhola Abengoa as concessões para construção de nove linhas de transmissão de energia. Todos os empreendimentos estão com as obras paradas. Com a nova decisão, a agência reguladora convocou para esta quinta-feira uma reunião extraordinária para dar continuidade ao processo de caducidade das concessões.

Em recuperação judicial desde o início do ano passado, a elétrica espanhola paralisou o andamento de todas as linhas de transmissão que deveria construir no Brasil. Desde o pedido de recuperação judicial da Abengoa, no início do ano, o governo busca alternativa para que as obras da empresa no país sejam retomadas. A intenção é evitar gargalo na distribuição de energia.

O principal ativo dos espanhóis é o chamado “pré-linhão” de Belo Monte, que vai escoar a energia da hidrelétrica no Rio Xingu (PA) para o Nordeste. Só nesse caso, a linha tem 1,8 mil quilômetros de extensão, com investimento previsto de R$ 1,3 bilhão. A empresa ganhou a concessão em 2012, e a obra deveria ter ficado pronta em fevereiro, o que não ocorreu.

Após tentar por meses, sem sucesso, uma saída de mercado para o problema, a Aneel decidiu começar o processo para declarar a caducidade da concessão e fazer uma nova licitação para as obras. A Aneel tentava negociar para a Abengoa vender a outra empresa as suas concessões, mas não houve interessados.

A intenção era realizar ainda neste ano o novo certame para que as obras voltassem a ser executadas. A Abengoa, no entanto, se recusa a devolver a concessão e havia conseguiu na Justiça do Rio uma decisão que parou o processo de caducidade. Essa decisão foi derrubada.

Com o novo entendimento da Justiça, a Aneel convocou para esta quinta-feira uma reunião extraordinária para analisar o assunto. Na reunião, os diretores da agência reguladora podem até mesmo encaminhar o processo de revogação da concessão para o Ministério de Minas e Energia.

Fonte: O Globo | MANOEL VENTURA

Programa de Parcerias de Investimentos inclui 35 lotes de linhas de transmissão

O presidente Michel Temer publicou o decreto nº 9.103 nesta terça-feira, 25 de julho, no Diário Oficial da União, incluindo no Programa de Parcerias de Investimentos da Presidência da República os 35 lotes licitados pela Agência Nacional de Energia Elétrica no último mês de abril. Desses, 31 foram arrematados por investidores na ocasião, os outros devem ser relicitados em breve.

A inclusão no PPI dos projetos os enquadra na lei 13.334, que instituiu o programa, com isso, os torna prioritários para todos os órgãos da administração federal, que devem, assim, empreender todos os esforços para permitir a viabilização dos projetos. Veja aqui o decreto e a descrição dos lotes.

Fonte: Canal Energia

Leilão de transmissão da Aneel termina com 31 de 35 lotes arrematados e contrata R$ 12,7 bi

O leilão da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para linhas de transmissão de energia terminou com 31 de 35 lotes arrematados nesta segunda-feira (24). Quatro não tiveram interessados e encalharam.

Foram oferecidas concessões para construção, operação e manutenção de 7,4 mil quilômetros de linhas de transmissão em 20 estados, com investimento previsto de R$ 13,1 bilhões. Como quatro lotes não tiveram interessados, o investimento total ficou em R$ 12,7 bilhões.

Dos 31 que receberam propostas, 28 foram disputados e 3 tiveram interessado único (2, 14 e 31). Dois grupos arremataram 4 lotes: Elektro (4, 20, 22 e 27) e CTEEP (5, 6, 25 e 29). Dois levaram três lotes: EDP (7, 11 e 18) e RC (9, 23 e 30). Outros três ficaram com dois: Sterlite (10 e 15), Energisa (3 e 26) e Arteon (8 e 28).

O lote mais disputado foi o 8, no Rio de Janeiro, com 15 propostas. O lance mais agressivo foi feito pela Sterlite, que levou o Lote 10, no Rio Grande do Sul, com um deságio de 58,86%. A proposta foi de R$ 34,53 milhões.

Os quatro lotes encalhados foram para repescagem, mas não houve interessados.

As instalações de transmissão deverão entrar em operação comercial no prazo de 36 a 60 meses a partir da assinatura dos contratos.

No último leilão, realizado em outubro do ano passado, 3 dos 21 lotes oferecidos ficaram encalhados. O deságio médio foi de 12,07% e a remuneração anual contratada das vencedoras ficou em R$ 2,124 bilhões.

As instalações terão prazos de 36 a 60 meses para entrarem em operação comercial.

Confira os lotes ofertados:

Lote 1 – linhas no Paraná – O consórcio Columbia, composto pelas transmissoras Taesa e Cteep, venceu a disputa pelo Lote 1. O vencedor ofereceu uma receita anual permitida (RAP) de R$ 267,316 milhões, deságio de 33,24% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 400,462 milhões.

Lote 2 – linhas no Paraná – O consórcio Cesbe-Fasttel ficou com o Lote 2 ao oferecer uma receita anual permitida (RAP) de R$ 28,058 milhões, deságio de 12,5% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 32,067 milhões. Foi a única oferta.

Lote 3 – linhas em Goiás (Jataí a Rio Verde) – A Energisa venceu a disputa pelo Lote 3, com oferta de receita anual permitida (RAP) de R$ 36,7 milhões, deságio de 37,6% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 58,8 milhões. Houve ainda outras oito ofertas.

Lote 4 – linhas entre Mato Grosso do Sul e São Paulo – A Elektro Holding venceu a disputa pelo Lote 4 ao oferecer deságio de 34,64% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 100,238 milhões.

Lote 5 – linhas entre São Paulo e Paraná – A empresa Cteep venceu a disputa pelo Lote 5, propondo receita anual permitida (RAP) de R$ 18,37 milhões, deságio de 32,2%.

Lote 6 – subestação em Araraquara (SP) – A Cteep também ficou com o Lote 6 ao propor receita anual permitida (RAP) de R$ 46,183 milhões, deságio de 44,51% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 83,235 milhões.

Lote 7 – linhas no Maranhão – A EDP Energias do Brasil levou o Lote 7 ao oferecer deságio de 36,5% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 104,357 milhões. Houve também outras três ofertas.

Lote 8 – subestação em Resende (RJ) – A Arteon Z Energia e Participações venceu a disputa pelo Lote 8 com deságio de 37,5% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 14,9 milhões. No total, o lote recebeu 15 lances, incluindo o da vencedora.

Lote 9 – linhas no Rio Grande do Norte (Currais Novos e Lagoa Nova) – RC Administração e Participações saiu vitoriosa ao propor receita anual permitida (RAP) de R$ 11,47 milhões, deságio de 31,75%.

Lote 10 – linhas no Rio Grande do Sul –  Empresa indiana Sterlite Power Grid Ventures ofereceu deságio de 58,86% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 83,9 milhões, e levou o lote.

Lote 11 – linhas no Maranhão – EDP Energias do Brasil venceu a disputa pelo Lote 11 com deságio de 4,91% ante o valor máximo de R$ 31,759 milhões.

Lote 12 – linhas entre Maranhão e Tocantins – não houve interessados.

Lote 13 – linhas entre Alagoas, Bahia, Sergipe e Pernambuco – Vencedor foi o consórcio Renascença, formado por dois fundos da gestora Vinci e pela empresa CMN Solutions, com deságio de 18,5% em relação ao valor máximo de R$ 54,565 milhões.

Lote 14 – linhas entre Alagoas e Sergipe – Sem deságio, vencedor foi o consórcio LT Norte, formado por FM Rodrigues & Cia e pela Hersa Engenharia e Serviços, o único a fazer proposta.

Lote 15 – linhas em Pernambuco – Sterlite Power Grid Ventures propôs deságio de 25,87% ante valor máximo de R$ 33,185 milhões e venceu disputa, que teve outras três ofertas.

Lote 16 – linhas entre Piauí e Maranhão – não houve interessados.

Lote 17 – linhas no Rio Grande do Sul – não houve interessados.

Lote 18 – linhas entre Minas Gerais e São Paulo – Ao propor deságio de 47,49% perante o valor máximo de R$ 390,842 milhões, a EDP acabou vencedora nessa disputa, que contou ainda com três outras propostas.

Lote 19 – linhas entre São Paulo e Rio de Janeiro – Consórcio Olympus II, composto pela Alupar e pela Apollo 12 Participações, foi vitorioso ao oferecer deságio de 48% em relação ao valor máximo de R$ 190,595 milhões.

Lote 20 – subestação em Atibaia (SP) – A Elektro Holding levou o Lote 20 com deságio de 52,93% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 28,216 milhões. Além da proposta vencedora, houve outras sete.

Lote 21 – linhas em Santa Catarina – O consórcio Aliança, formado por EDP Energias do Brasil e Celesc, fez uma oferta com deságio de 34,99% pelo Lote 21, vencendo a disputa, que foi para o lance viva-voz.

Lote 22 – subestação em Biguaçu (SC) – A Elektro saiu vencedora na disputa pelo lote 22 ao oferecer deságio de 46,17% ante o valor máximo de R$ 24,252 milhões. Houve outras oito ofertas.

Lote 23 – linhas na Paraíba – A RC Administração e Participações ofereceu deságio de 29% ante o valor máximo de R$ 27,450 milhões e arrematou o Lote 23.

Lote 24 – linhas em São Paulo – Não houve interessados.

Lote 25 – subestação em Bauru (SP) – A Cteep propôs deságio de 57,55% ante montante máximo de R$ 25,279 milhões e levou o Lote 25, que foi para o lance viva-voz.

Lote 26 – linhas no Pará – A Energisa venceu a disputa com deságio de 29,57% ante o valor máximo estabelecido de R$ 65,776 milhões.

Lote 27 – subestação em Sobral (CE) – A Elektro Holding ofereceu deságio de 48,93% e conseguiu bater as demais ofertas pelo Lote 27. No total, foram dez propostas.

Lote 28 – subestações em Caxias (MA), São João dos Patos e Teresina (PI) – Com deságio de 37,29% em relação ao valor máximo de R$ 25,860 milhões, a Arteon Z Energia levou o Lote 28.

Lote 29 – linhas em São Paulo – A Cteep ofereceu deságio de 52,69% e saiu vitoriosa.

Lote 30 – linhas de transmissão entre os Estados do Piauí, Pernambuco e Ceará – RC Administração e Participações ofereceu receita anual permitida (RAP) de R$ 63,9 milhões, deságio de 32,07% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 94,070 milhões.

Lote 31 – linhas no Pará – A Equatorial Energia ofereceu uma receita anual permitida (RAP) de R$ 126,080 milhões, deságio de 9,5% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 139,315 milhões. Foi a única proposta apresentada.

Lote 32 – Linhas em Roraima – A Cobra Brasil Serviços Comunicações e Energia ofereceu uma receita anual permitida (RAP) de R$ 72,446 milhões, deságio de 22,20% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 93,119 milhões.

Lote 33 – linhas no Pará – Consórcio Pará, composto por Malv Empreendimentos e Participações, Primus Incorporação e Construção e Disbenop – Distribuidora de Bebidas ofereceu receita anual permitida (RAP) de R$ 20,5 milhões, deságio de 16,14% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 24,446 milhões

Lote 34 – linhas no Pará – A Omnium Energy ofereceu uma receita anual permitida (RAP) de R$ 5,786 milhões, deságio de 40,5% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 9,724 milhões.

Lote 35 – linhas no Pará – O consórcio formado por Brasil Digital Telecomunicações, BREnergias Renováveis e Lig Global Service ofereceu uma receita anual permitida (RAP) de R$ 18,070 milhões, deságio de 30,42% em relação ao valor máximo estabelecido pelo regulador, de R$ 25,972 milhões.

Repescagem

Os lotes 12, 16, 17 e 24 não receberam propostas na repescagem do leilão de transmissão realizado nesta segunda-feira.

Além propostas válidas ao longo do leilão, esses lotes voltaram a ser oferecidos após o fim do certame, mas continuaram sem investidores interessados.

Fonte: Valor Econômico | Camila Maia e Victoria Mantoan

G1 | Luísa Melo

Lote do RN é arrematado em leilão de linhas de transmissão da Aneel

O nono lote colocado em disputa no leilão de transmissão que acontece nesta segunda-feira, 24 de abril, foi vendido para RC Administração e Participação, que apresentou uma oferta de de R$ 11,471 milhões, representando um deságio de 31,75% sobre a RAP máxima estabelecida pelo empreendimento.

O lote é formado por uma linha de transmissão de 230 kV  (Lagoa Nova II – Currais Novos II, CD) de 28 km; e Subestação Currais Novos II 230/69 kV, 2 x 100 MVA, ambos localizados no Rio Grande do Norte.

Fonte: CERNE Press com informações Aneel

Aneel leiloa linhas de transmissão e subestações nesta segunda (24)

Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) realiza nesta segunda-feira (24) o leilão de 7,4 mil quilômetros de linhas de transmissão, além de subestações, de 20 estados do país.

A disputa está marcada para as 8h30 e vai ocorrer na sede da B3 (antiga BM&FBovespa), em São Paulo.

O leilão será dividido em 35 lotes. Caso todos eles sejam arrematados, a Aneel prevê investimentos R$ 13,1 bilhões na construção das novas linhas. A receita anual permitida (RAP) máxima é de R$ 2,7 bilhões.

Os empreendimentos serão localizados em Alagoas, Bahia, Ceará, Goiás, Maranhão, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Pará, Paraná, Paraíba, Pernambuco, Piauí, Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Rondônia, Santa Catarina, São Paulo, Sergipe e Tocantins, e devem gerar 28,3 mil empregos diretos, de acordo com a agência.

As concessionárias vencedoras deverão colocar as instalações de transmissão em operação comercial dentro de 36 a 60 meses, contados a partir da assinatura do contrato.

Regras

Vence a concessão de cada lote do leilão o grupo que aceitar receber a remuneração mais baixa pela construção e operação da linha de transmissão.

Nesta edição, o teto (remuneração máxima) para todos os lotes fixado pela Aneel é de R$ 2,7 bilhões anuais.

Fonte: G1

Tecnologia meia onda pode reduzir custos de linhões de transmissão

A aplicação de uma tecnologia conhecida como “meia onda” pode ser a solução para reduzir os custos de implantação de grandes linhas de transmissão no país. Os testes que vão subsidiar uma futura inclusão dessa alternativa tecnológica no planejamento de expansão do sistema foram realizados dentro de um projeto estratégico de pesquisa e desenvolvimento concluído pela Eletronorte, em parceria com a Chesf e a Empresa Norte de Transmissão de Energia Elétrica. O resultado dos estudos foi encaminhado à Empresa de Pesquisa Energética.

A solução destinada ao transporte de grandes blocos de energia tem custo cerca de 25% menor que o da tecnologia em corrente contínua para uma mesma capacidade de transmissão, afirma o gerente de projetos da Eletronorte, Camilo Machado Junior. A meia onda é um sistema em corrente alternada que transporta energia ponta a ponta em níveis de tensão elevados – de 800 a 1.000 kV -, sem a necessidade de instalação de subestações intermediárias a cada 400 ou 500 km. As subestações representam entre 20% e 30% do custo de implantação dos projetos de transmissão no país.

“Quando você transmite de um ponto A para um ponto B, onde a distância entre dois pontos atinge da ordem de meio comprimento de onda, no caso da nossa frequência de 60 hertz, dá 2.500 km. O que significa isso? Se você parte de um nível de voltagem de tensão numa subestação e caminha nessa ordem de 2.500 km, o mesmo nível de tensão vai aparecer na outra ponta. Significa que você não precisa de subestação no meio do caminho”, explica o engenheiro. No sistema usado atualmente no Brasil as subestações são necessárias para controlar o nível de tensão, por meio de equipamentos de controle de reativos.

O custo da meia onda é reduzido porque a transmissão usa apenas subestações terminais. Mesmo em linhões com distâncias menores que 2500 km  (entre 1700 km e 1800 km, por exemplo) é possível usar a tecnologia, com a instalação de equipamentos que aumentem eletricamente o comprimento da linha. “Eventualmente, você pode precisar de um equipamento chamado transformador defasador. Mas são autotransformadores, e o custo é muito mais barato que, por exemplo, o de uma subestação retificadora ou conversora, como você tem na corrente continua”, completa Machado. Há outra vantagens, segundo o coordenador, como a possibilidade de atendimento a comunidades no meio do caminho e o uso de equipamentos convencionais fabricados no Brasil. Já os desafios estão relacionados aos sistemas de proteção.

O projeto teve como principal entidade executora a Universidade de Campinas, que trabalhou em colaboração com pesquisadores da Universidade Federal da Bahia e da Universidade Estadual de Feira de Santana.  Diante da impossibilidade de fazer testes de campo, porque eles resultariam em desligamentos que poderiam afetar o sistema, a solução foi realizar os ensaios em um simulador RTDS (Real Time Digital Simulator) na Unicamp. Machado Júnior garante que essas simulações foram suficientes para validar os resultados, que poderão ser reproduzidos em uma situação real.

O gerente da área de planejamento da Eletronorte, Jader Fernandes de Jesus, acredita que a tecnologia  possa ser usada de imediato em empreendimentos ofertados em futuros leilões de transmissão. “Uma vez que outros estudos já foram feitos, a gente coloca essa proposta como alternativa para a transmissão”, destaca o engenheiro, lembrando que o resultado do projeto poderá ser avaliado pela EPE no planejamento de expansão.

O sistema é pesquisado em países com grande extensão territorial como a China, Rússia e Índia. O primeiro teste com a tecnologia meia onda teria sido feito em um trecho de 3 mil km de linha na extinta União Soviética, com capacidade de escoamento de 1 mil MW. No Brasil, havia várias pesquisas na Unicamp sobre o assunto, antes mesmo da chamada pública lançada pela Agência Nacional de Energia Elétrica que resultou no projeto de P&D da Eletronorte.

O projeto da estatal foi consolidado em um livro que homenageia o professor da universidade Carlos Portela, morto recentemente. Pioneiro da tecnologia no Brasil, Portela sugeriu a  implantação do sistema no linhão de Belo Monte, mas a Aneel considerou mais prudente consolidar o assunto em um projeto de pesquisa, para oferecê-lo como opção sempre que houver necessidade de infraestrutura para o escoamento de grandes quantidades de energia.

Fonte: Sueli Montenegro, da Agência CanalEnergia, de Brasília, PeD e Tecnologia

BNDES aprova financiamento de R$ 2,56 bilhões para linha de transmissão de Belo Monte

O BNDES aprovou a concessão de financiamento de R$ 2,56 bilhões para para construção do primeiro circuito da linha de transmissão que vai interligar a hidrelétrica de Belo Monte ao Sudeste do país, com 2,1 mil quilômetros de extensão e em corrente contínua em ultra alta-tensão.

Segundo o BNDES, do valor total do investimento, de R$ 5,6 bilhões, 46% serão financiados pelo banco, sendo R$ 1,68 bilhão em operação direta e R$ 875 milhões por meio de repasse da Caixa Econômica Federal. Há ainda a possibilidade de lançamento de debêntures de infraestrutura, no valor de R$ 520 milhões.

A empresa foi enquadrada no Regime de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (Reidi) desde outubro de 2014.

O projeto já conta com empréstimo-ponte do BNDES, de R$ 718 milhões. Contratado em 2015, a quitação deve ser feita com parte dos recursos do financiamento de longo prazo.

As obras do primeiro circuito do linhão de Belo Monte estão previstas para serem concluídas em fevereiro do ano que vem. A linha é uma concessão da Belo Monte Transmissora de Energia (BMTE), sociedade de propósito específico liderada pela State Grid, com participação de Furnas e Eletronorte.

A linha percorrerá 65 municípios do Pará, Tocantins, de Goiás e Minas Gerais e de duas subestações conversoras: Xingu, no Pará, e Estreito, em Minas Gerais.

Fonte: CERNE Press com informações da Agência Brasil e Brasil Energia

ANEEL vai licitar 7.373 km de linhas de transmissão no primeiro semestre de 2017

A ANEEL aprovou abertura de audiência pública para receber contribuições ao edital do leilão de transmissão nº 5/2016, destinado a contratar concessões de serviço público de transmissão de energia elétrica e previsto para o primeiro semestre de 2017.

Serão licitados 34 lotes de empreendimentos localizados em 16 estados: Alagoas, Bahia, Ceará, Goiás, Maranhão, Mato Grosso do Sul, Pará, Paraná, Pernambuco, Piauí, Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Santa Catarina, São Paulo e Sergipe, com expectativa de investimentos da ordem de R$ 12,7 bilhões e geração de 27.415 empregos diretos.

As instalações de transmissão deverão entrar em operação comercial no prazo de 36 a 60 meses a partir da assinatura dos respectivos contratos de concessão. Serão implantados aproximadamente 7.373 km de linhas de transmissão e 13.172 em capacidade de transformação.

Fonte: ANEEL

Leilões de transmissão devem movimentar R$ 26 bilhões em 2017

Para 2018, está sendo estudado mais R$ 16 bilhões em infraestrutura de linhas

A Agência Nacional de Energia Elétrica estimou que os leilões de transmissão em 2017 devem exigir R$ 26 bilhões em novos investimentos, informou o diretor geral da agência, Romeu Rufino, em evento realizado nesta quinta-feira, 10 de novembro, em São Paulo. O primeiro certame está previsto para março, com mais lotes do que o realizado em outubro, com expectativa de movimentar investimentos da ordem de R$ 12 bilhões.

“Para o próximo ano, temos uma expectativa de um leilão a ser realizado em março, em termos de volume de investimento parecido com esse que nós realizamos no mês passado, da ordem de R$ 12 bilhões… E teremos no curso de 2017 outros leilões, que na nossa melhor estimativa aponta para investimentos da ordem de R$ 26 bilhões”, disse Rufino durante abertura do Workshop On Power Transmission Business in Brazil, promovido pela Aneel em parceria com Agência Brasileira de Promoção de Exportações e Investimentos (ApexBrasil).

“O Brasil, pelas suas características em termos territoriais, em questão de geração, centro de carga, tente a depender fortemente dessa infraestrutura de transmissão de energia elétrica. Por isso, estamos empenhado em fortalecer esse ambiente de negócio”, completou Rufino. Para 2018, está sendo estudado mais R$ 16 bilhões em investimentos em infraestrutura de transmissão de energia. Em 2016, foram contratados pelos leilões de transmissão R$ 18 bilhões.

Fonte: Wagner Freire, da Agência CanalEnergia

RN e Bahia tentam reverter exclusão de projetos do Leilão de Energia

Alternativas para escoamento de energia poderiam permitir a comercialização de usinas eólicas e solares no estado. ONS explicou porque não incluiu opções

Os estados da Bahia e do Rio Grande do Norte vão tentar reverter a nota técnica elaborada em pela Empresa de Pesquisa Energética, Operador Nacional do Sistema Elétrico e Agência Nacional de Energia Elétrica, que retirou os projetos eólicos e solares do próximo leilão de reserva por falta de margem para escoamento. O secretário de Desenvolvimento Econômico Jorge Hereda da Bahia, falou sobre o assunto na última quinta-feira, 13 de outubro, em Salvador (BA) na 6ª reunião do Grupo de Trabalho Bahia-Sergipe. De acordo com o governo do estado, a nota técnica não teria considerado importantes trechos já existentes de linhas de transmissão já leiloadas e com previsão de conclusão e operação comercial para os anos de 2018 e 2019.

Caso essas linhas de transmissão em destaque sejam consideradas disponíveis para escoamento de energia conforme prazo estabelecido no edital de licitação do 2º LER 2016, a Bahia teria condições de participar desta concorrência com mais de 5.300 MW. Segundo o secretário da Infraestrutura, Marcos Cavalcanti, é importante que o Ministério de Minas e Energia reavalie parâmetros que foram utilizados para os cálculos da linha de transmissão e considere um prazo mais dilatado, de cerca de 8 meses para que a Bahia possa ser novamente inserida no leilão.

No Rio Grande do Norte, a insatisfação está com o Sindicato de Empresas do Setor Energético do Estado, que em nota, pediu a reconsideração da decisão, apresentando como solução a inclusão de um barramento de ligação na SE Açu III que permitiria que o escoamento de energia no Rio Grande do Norte fosse feito com maior facilidade, permitindo ao sistema a conexão de novos empreendimentos, que podem significar 500 MW ou mais em oferta. o barramento não foi considerado na nota. Esses reforços entrariam em operação até setembro de 2017 e se conectaria com ativos da Esperanza Transmissora de Energia que foram impactados  pelo atraso nas obras da Abengoa.

O ONS explicou em comunicado divulgado nesta sexta-feira, 14 de outubro, que a nota técnica foi elaborada atendendo aos critérios estabelecidos pela portaria nº 44 do MME. Segundo a portaria, só poderiam ser considerados para o leilão os projetos de transmissão com entrada em operação até 1º de janeiro de 2019. A norma considerava ainda um corte em 29 de agosto de 2016. Com isso, alguns soluções dadas pela Aneel posteriormente não foram consideradas na nota técnica.

O Operador reafirmou que os resultados do documento foram impactados pelos atrasos de obras da Abengoa, no Nordeste, e da Eletrosul, no Sul da país. No caso da Eletrosul, o projeto da LT Nova Santa Rita – Povo Novo não foi considerado porque a previsão para entrada em operação do empreendimento é março de 2019. A data foi aprovada pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico.

No que se refere ao Nordeste, a Aneel autorizou obras nas subestações Gilbués II, no Piauí, e Barreiras II, na Bahia. “Essas obras, se concretizadas, poderão trazer, no futuro, margem de escoamento, beneficiando, principalmente, o estado da Bahia, onde atualmente a capacidade é nula”, afirmou o ONS em nota.

Para o Rio Grande do Norte, a Aneel propôs que a Esperanza Transmissora de Energia assuma parte das obras da Abengoa. Isso porque os projetos da própria Esperanza, no caso, a LT Açu III – João Câmara III C1 e a LT Açu III – Quixadá C1, com previsão de entrada em operação em 5 de setembro de 2017, são impactados pelas obras em atraso da Abengoa (Subestação Açu III e a LT Açu III – Milagres II).

Fonte: Alexandre Canazio e Pedro Aurélio Teixeira, da Agência CanalEnergia, Planejamento e Expansão

Proposta tenta reinserir Rio Grande do Norte em leilões de energia

O Sindicato das Empresas do Setor Elétrico do Rio Grande do Norte (Seern) pediu ontem a autoridades federais que reconsiderem a exclusão do RN do leilão de energia  programado para 16 de dezembro e alertou  que, caso a decisão não seja revista, o estado poderá  perder empregos e cerca de R$ 4 bilhões em investimentos – cifra que estima como necessária nos próximos anos para tirar do papel possíveis projetos potiguares, caso sejam autorizados a participar e vençam a disputa.

O RN, maior gerador de energia eólica do Brasil, assim como a Bahia e o Rio Grande do Sul foram excluídos do leilão por meio de nota técnica divulgada na semana semana passada. Segundo  a nota, elaborada por autoridades do setor elétrico, os três estados  não podem concorrer ao leilão por estarem com capacidade remanescente “nula” para escoamento de energia elétrica. Ou seja, não há margem para novas conexões no sistema integrado nacional (SIN).

Segundo o  Seern, há porém, uma solução para o caso já cogitada, inclusive, pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), mas que não foi considerada na nota técnica. E o pedido do Sindicato é para que o seja.

Jean-Paul Prates: “Queremos que o documento seja considerado e o Estado participe do leilões. (Foto: Junior Santos)

Jean-Paul Prates: “Queremos que o documento seja considerado e o Estado participe do leilões. (Foto: Junior Santos)

Trata-se de uma autorização dada em agosto, pela Agência, para que a empresa Esperanza Transmissora de Energia assuma parte das obras de linhas de transmissão da Abengoa – espanhola que decretou falência – garantiria, de acordo com o Sindicato, o escoamento de 500 MW até 2017.

“A solução já existe e está autorizada pela Aneel, o que significa ter o mesmo status da concessão e nos garante o resgate de 500 MegaWatts que poderão ser relocados entre as linhas de Assu e João Câmara”, explica Jean-Paul Prates, presidente do Seern.

O documento – com o pedido de reconsideração quanto à exclusão do estado – foi enviado ao Ministério de Minas e Energia, à Aneel, à Empresa de Pesquisa Energética (EPE) para que  os empreendimentos  sejam incorporados nos cálculos das margens de escoamento do RN.

Projetos
Para este leilão, o Rio Grande do Norte tinha cadastrados 7,195 GW em 223 projetos de energia  eólica e 58 projetos de energia solar, o que representava 20%  dos 1.260 empreendimentos inscritos. Segundo Prates, não há alegação que impeça ou adie a realização do leilão. “Apenas queremos que o documento seja considerado e o Estado participe do leilão”, observa ele.

No último dia 3, a EPE e o ONS publicaram a Nota Técnica (121/2016), excluindo os projetos de geração eólica e solar da Bahia, Rio Grande do Norte e Rio Grande do Sul, alegando a falta de capacidade disponível para escoarem a energia a ser gerada – sem incluir a publicação da Resolução Autorizativa nº 6.014, de 30 de agosto de 2016, dada pela Aneel à Esperanza Transmissora de Energia S.A.   A autorização permite que a empresa assuma parte das obras da Abengoa, para a construção das linhas necessárias para esta energizar e conectar suas linhas.

A implantação de um barramento de ligação de 500kv (SE Açu III) vai permitir que o escoamento de energia no Rio Grande do Norte seja feito com maior facilidade, permitindo ao sistema a conexão de novos empreendimentos, que podem significar 500MW ou mais em oferta.

“Considerando contratar de 800 MW a 1GW, isto gera de imediato R$ 4 bilhões em investimentos para o Estado. Se podemos escoar 500MW temos ai, pelo menos, R$ 2 bilhões em investimentos nos próximos anos em projetos a ser contratados neste leilão”, acrescenta Prates.

Os reforços entram em operação comercial em prazo de 12 meses, ou seja, até 1º de setembro de 2017.    A TRIBUNA tentou contato com a direção da empresa Esperanza, que não atendeu e nem retornou as ligações até o fechamento desta  edição. Já  a assessoria de imprensa do Ministério de Minas e Energia sugeriu procurar o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

ANEEL
Em nota à TRIBUNA DO NORTE, a Aneel  esclarece que não foi autorizada qualquer transferência de ativos da Abengoa. Ocorre que as concessionárias controladas pelo grupo Abengoa, por motivos financeiros, declararam que a previsão para entrada em operação comercial seria apenas no final de 2021.

Dessa forma, para mitigar os prejuízos causados ao sistema interligado por este atraso, foram identificados os principais impactos e, para alguns dos casos, as concessionárias de transmissão que teriam a entrada em operação comercial de suas instalações impossibilitada tecnicamente foram autorizadas a implantar reforços em subestações para viabilizar essa entrada em operação comercial.

Nesse sentido, a Esperanza Transmissora foi autorizada a implantar reforços na Subestação Açu III, conforme REA nº 6.014/2016. A Belo Monte Transmissora de Energia foi autorizada a implantar reforços na Subestação Xingu e na Subestação Estreito, conforme autorizado pelas REA nº 5.948/2016 e 6.006/2016, respectivamente. E a São João Transmissora foi autorizada a implantar reforços na Subestação São João do Piauí, conforme REA nº 5.988/2016.
Por fim, está em análise na Diretoria da Aneel, a recomendação de autorização de reforços na Subestação Gilbués II, a serem implantados pela São Pedro Transmissora.

Fonte: Sara Vasconcelos | Tribuna do Norte

Sem ter como escoar energia, RN, BA e RS ficam fora de leilão

O Rio Grande do Norte, líder na geração de energia eólica no país, ficará de fora do 2º Leilão de Energia de Reserva de 2016. Uma nota técnica divulgada ontem pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o Operador Nacional do Sistema  (ONS) e Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) classifica como “nula” a capacidade remanescente para escoamento de energia elétrica no RN e nos estados da Bahia e Rio Grande do Sul. Ou seja, não há margem para novas conexões no sistema integrado nacional (SIN).

A decisão, segundo analistas do setor, acende o alerta para  a urgência de um plano nacional de investimentos para expansão das linhas de transmissão de energia uma vez que a nota alega atraso ou não realização de obras de linhas de transmissão nesses estados. O leilão, o último de 2016  exclusivo para empreendimentos de geração de energias solar fotovoltaica e eólica – para suprimento da partir de 1º de julho de 2019 – é previsto para o dia 16 de dezembro.

De acordo com a nota técnica 21/2016, o cálculo da capacidade remanescente para escoamento de geração levou em consideração as usinas em operação comercial e a expansão da configuração de usinas vencedoras de Leilões precedentes de Energia Nova, de Fontes Alternativas ou de Energia de Reserva do ambiente de contratação regulado – ACR, com entrada em operação comercial no prazo de até seis meses contados a partir do início de suprimento do 2º LER/2016, ou seja, 1º de janeiro de 2020.

“Isto demonstra o quanto é importante termos um planejamento para a transmissão de energia. O RN já provou que tem potencial, passou de importador para exportador de energia, é autossuficiente e pode expandir”, afirma o presidente do Sindicato das Empresas de Energia do RN (SEERN), Jean-Paul Prates.

Prates esteve reunido na tarde de ontem com a direção da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica) e da ABSolar para analisar o que muda com a nota técnica, quantos projetos estão abrigados, quem poderá ou não concorrer. “Ainda estamos avaliando o que fazer. Porque se havia antes uma sinalização de capacidade de escoamento, porque agora não há mais? Há outras alternativas?”, questiona.

Limpeza da malha ajudaria, diz Azevedo

Por ora, ainda não há definição oficial se é uma situação pontual (apenas para este leilão) ou se impedirá a participação do Estado em futuros leilões a partir de 2017. O secretário de desenvolvimento econômico do Estado, Flávio Azevedo, acredita ser restrito ao 2º LER/2016. Na visão dele, o quadro será revertido a partir do levantamento de disponibilidade para novos projetos de investimento em linhões.

Azevedo conta que a EPE se comprometeu a rever, a partir de janeiro de 2017, a malha de transmissão nos estados, a chamada “limpeza de malha”.  O assunto foi discutido durante reunião com a direção da EPE na última quinta-feira (29).

“Estamos formalizando nosso protesto e o nosso pleito para que seja feita a limpeza da malha, de modo que projetos que não foram viabilizados voltem a ter seu potencial ofertados e novas linhas sejam construídas e o Rio Grande do Norte não seja ainda mais prejudicado”, disse Azevedo.

A mudança no status  que surpreendeu operadores do mercado e investidores, segundo o secretário de desenvolvimento econômico do Estado, Flávio Azevedo, se deve ao remanejamento de linhas do Rio Grande do Norte, Campina Grande (PE) e de outros estados do Nordeste para escoar a energia gerada pela hidrelétrica de Belo Monte (PA) para as regiões Sul e Sudeste do país, após a falência da empresa espanhola responsável pela construção dos linhões. “Mais uma vez, o Nordeste e sobretudo o RN são prejudicados para atender o Sul e Sudeste”, frisa. “Mas não deve atingir os projetos que estão ligados a subestação de Assu para cima (Mossoró, Grossos)”, afirma.

Fonte: Sara Vasconcelos | Tribuna do Norte

Governo adia leilão de linhas de transmissão de energia para rever condições

O Governo Federal resolveu adiar e rever as condições do leilão para a concessão de linhas de transmissão de energia elétrica agendado para 2 de setembro, que tinha como objetivo atrair R$ 12,6 bilhões em investimentos, afirmaram à Reuters duas fontes com conhecimento direto do assunto na segunda-feira (22).

De acordo com as informações, havia temor no Ministério de Minas e Energia de que se repetisse no certame o fracasso da tentativa de licitação da distribuidora Celg-D, da Eletrobras, cuja privatização foi desmarcada na semana passada devido à total falta de interesse do mercado.

A pasta entendeu que o leilão envolveria muitos lotes e que talvez seja necessário elevar a receita oferecida para ter participantes, disse a fonte, sob a condição de anonimato.

A definição de uma nova data para o leilão dependerá de uma conversa do MME com o Tribunal de Contas da União (TCU), assim como uma eventual mudança nas receitas do certame.

“O Ministério entende que a quantidade de lotes era muito grande e que não haveria competição suficiente…a ideia é aumentar o preço e reduzir os lotes para ter mais competição”, disse a fonte.

Os últimos leilões de transmissão têm registrado expressivo número de lotes vazios, ou seja, que não recebem ofertas, em meio à recessão, à elevada taxa de juros, à falta de crédito e a críticas de empresas quanto a riscos ambientais no setor.

O MME e a Agência Nacional de Energia Elétrica não responderam imediatamente a pedidos de comentários.

Fonte: Folha de São Paulo com informações da Reuters

Setor eólico estuda alternativas para tirar transmissão do papel

O ano de 2016 é encarado pelo setor eólico como o ápice de restrição na transmissão de energia. O segmento está preocupado e desde o início do ano vem procurando por alternativas para não impedir a continuidade de sua expansão no país. Dois pontos mais se destacam no momento, a questão da Abengoa e a falta de interessados nos leilões regulados da Agência Nacional de Energia Elétrica.

Do sistema de transmissão chamado de pré- Belo Monte que a concessionária espanhola Abengoa deveria entregar, as linhas 16, 17 e 19 são as mais críticas para o setor eólico. Segundo a presidente executiva da ABEEólica, Élbia Gannoum, nessa região há seis empreendedores diretamente afetados. Diante disso, comentou, que o setor estuda até mesmo como viabilizar esses projetos tendo as geradoras como investidores de menor porte.

A ideia, acrescentou, seria a de formar consórcios com instituições e empresas credoras da empresa espanhola e tocar as obras. “Há instituições e empresas credoras como fornecedores de cabos, equipamentos e até bancos. Reuniríamos todos os envolvidos que sofrem com a dificuldade da Abengoa”, relatou Élbia. “Estamos trabalhando em conjunto para obtermos uma solução de mercado para essas linhas e de maneira pulverizada até porque também precisamos investir na geração, mas estamos trabalhando em uma proposta nesse sentido”, acrescentou.

No arranjo que está sendo visualizado não haveria a participação de transmissoras de energia, apenas as geradoras e os credores nesses projetos. A perspectiva é de que os estudos sejam concluídos em cerca de duas semanas e que ainda em abril seja entregue ao governo. A executiva disse ainda que ao mesmo tempo o setor está de olho no próximo leilão de transmissão da Aneel e que por isso não estipulou um prazo para entregar o estudo ao MME.

A outra discussão na qual a entidade está envolvida é a possibilidade de um leilão de geração e transmissão, conforme o presidente da Empresa de Pesquisa Energética, Maurício Tolmasquim, revelou na semana passada. A executiva da ABEEólica adiantou que a entidade está elaborando um estudo mais amplo com a PSR para avaliar, entre outros pontos, a margem de escoamento, soluções de curto prazo, de médio prazo (nesse caso entra o leilão de geração associado à transmissão) e de longo prazo. “Estamos revisitando o modelo de transmissão no estudo e vamos entregar ao governo para contribuir nesse ponto”, justificou.

Élbia lembrou que ao mesmo tempo que a EPE desenvolve seu modelo para um leilão de G+T, a associação também está com essa atribuição. Segundo a executiva, essa iniciativa é conduzida em paralelo até porque em uma reunião com o ministro de Minas e Energia no início de 2016, Eduardo Braga pediu que a entidade sugerisse uma solução. Esse documento também será apresentado ao governo e poderá ser utilizado em uma consulta pública que a Aneel deverá colocar em discussão em breve.

Fonte: Mauricio Godoi, da Agência CanalEnergia, de São Paulo, Planejamento e Expansão

Investidores em energia eólica estudam assumir linhas da Abengoa

Investidores em energia eólica no Brasil avaliam a possibilidade de assumir a construção de parte das linhas de transmissão que estavam a cargo da Abengoa, que paralisou todos projetos no país, para evitar terem usinas prejudicadas pela falta de conexão ao sistema.

Segundo três especialistas próximos ao assunto, a solução seria válida apenas para determinados projetos e provavelmente seria de interesse apenas de grandes grupos, como Renova e CPFL Renováveis, que podem perder receita se não tiverem linhas onde conectar suas usinas a partir da data estipulada em contrato para início da operação.

“Vários agentes geradores já estão se reunindo para ver se conseguem viabilizar (a proposta)… Isso pode dar certo para alguns casos. Não é uma solução generalizada, mas poderia atender algumas situações específicas”, afirmou o consultor Barne Laureano, da Laureano & Meirelles Engenharia.

Mesmo a geradora Casa dos Ventos, que não tem projetos imediatamente afetados, poderá se envolver no caso, mirando o potencial futuro das usinas que estuda implementar na região Nordeste.

“Como temos projetos nas áreas afetadas, nós nos dispusemos a eventualmente estudar ativos específicos (da Abengoa). Talvez isso passe por um consórcio, com transmissoras ou geradoras, para tentar dar uma solução”, afirmou à Reuters o diretor de Novos Negócios da Casa dos Ventos, Lucas Araripe.

O vice-presidente da Abeeólica (Associação Brasileira de Energia Eólica), Lauro Fiúza Jr, confirmou que há uma busca dos empreendedores de meios para fazer frente à gravidade da situação.

“É real essa movimentação… Uma das soluções é as empresas que já estão no meio do caminho (com obras em andamento) se unirem para propor de fazer a conexão à rede”, explicou.

CONEXÃO

A Abeeólica estima que 1,5 gigawatt em usinas eólicas já licitadas seriam conectadas a linhas em construção pela Abengoa, que suspendeu as obras após sua matriz na Espanha entrar com pedido preliminar de recuperação judicial.

A ideia das geradoras é que, caso a saída em estudo seja vista como viável pelo regulador, a Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), elas possam escolher quais linhas ou subestações da Abengoa têm interesse em construir, assumindo a receita anual estabelecida para as obras em questão.

Segundo Laureano, o interesse das empresas não é necessariamente assumir os contratos de concessão da Abengoa, mas apenas as instalações minimamente necessárias para escoar a energia das usinas.

“Ele (investidor em eólicas) coloca, por exemplo, um transformador em uma subestação e passa a receber uma receita pelo investimento que fez. A Aneel poderia fazer uma resolução e transferir esse ativo para uma transmissora, e ele fica livre da operação e manutenção disso”, explicou.

Tanto Fiúza quanto Laureano defendem que será necessário tomar medidas que não estão previstas na regulação para viabilizar a geração das eólicas sem atrasos.

“O problema é muito sério e só medidas emergenciais e que passem por cima do processo (podem solucioná-lo)… Não dá pra ficar seguindo os trâmites normais”, apontou Fiúza.

Procuradas pela reportagem, Renova Energia e CPFL Renováveis não comentaram o assunto.

A Enel Green Power, que também tem usinas eólicas em instalação no Nordeste, afirmou que “não tem interesse em adquirir esses ativos (da Abengoa)”, mas confirmou que participou de reunião sobre o assunto por ser um dos investidores mais relevantes em energias renováveis no Brasil.

“Qualquer discussão sobre a rede de transmissão do país é relevante para o negócio e as operações locais da EGP”, afirmou em nota a companhia italiana.

A Abengoa informou, também em nota, que “está em contato permanente com as autoridades locais e em busca de uma solução para os empreendimentos em desenvolvimento no país”.

Segundo a companhia espanhola, os esforços estão concentrados na busca de uma saída que “permita retomar os projetos, minimizar impactos e alcançar uma solução adequada para todas as partes interessadas afetadas pela situação atual”

Fonte: Folha de São Paulo com informações da Reuters