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Governo anuncia concessão de 24 linhas de transmissão

Leilões estão previstos para o final deste ano, mas não há garantia de que todos sejam concedidos

O ministro Moreira Franco (Secretaria-Geral da Presidência) anunciou nesta segunda-feira (19) o que deve ser a última cartada do governo do presidente Michel Temer para concluir seu programa de concessões e privatizações. Até hoje, só metade dos projetos foi leiloada, prevendo investimentos de R$ 142 bilhões.

No cronograma do PPI (Programa de Parcerias de Investimentos), existem 105 projetos em estudo. Deste total, o ministro Moreira Franco anunciou que 31 passaram a integrar a lista de concessões porque os estudos técnicos foram concluídos.

O projeto mais promissor é o que prevê a concessão de 24 linhas de transmissão em 19 estados com investimentos totais de R$ 8,8 bilhões.

Também está previsto o arrendamento de sete terminais portuários até o final do ano com investimentos previstos de R$ 1,3 bilhão. São três terminais de combustíveis em Cabedelo (PB), dois terminais de granéis líquidos em Santos (SP), dois terminais em Suape (PE).

Os leilões estão previstos para o final deste ano, mas não há garantia de que todos sejam concedidos. Na Eletrobras, por exemplo, há forte resistência no Congresso à venda da estatal.

Com a decisão desta segunda-feira, o PPI deu amparo para um decreto presidencial que está pronto e definirá o papel do Ministério de Minas e Energia e do BNDES no processo de privatização.

Será preciso, por exemplo, preparar o novo acordo de acionista para a empresa que será privatizada. O decreto especifica o papel de cada órgão nesse processo.

Mesmo assim, a possibilidade de que a venda da Eletrobras não prospere sob Temer é grande.

Nas ferrovias também há dificuldades. Projetos importantes, como a Ferrovia Norte-Sul, ainda estão no TCU (Tribunal de Contas da União). Os projetos ferroviários concedidos no passado e que seriam renovados antecipadamente também devem ficar para o próximo ano.

Apesar disso, há projetos em curso com leilões previstos a partir de março e que devem trazer recursos para o caixa do governo neste ano. Dentre eles estão a 4ª rodada do pré-sal, a venda das seis distribuidoras de energia da Eletrobras —parte do processo de privatização da estatal — e a concessão de 13 aeroportos.

No ano passado, as concessões permitiram ao governo cumprir a meta de déficit de R$ 159 bilhões contribuindo com cerca de R$ 32 bilhões em outorgas. Neste ano, a equipe econômica espera angariar R$ 20 bilhões, contando com a Eletrobras que, sozinha, deverá gerar R$ 12 bilhões, se o leilão ocorrer.

Fonte: Julio Wiziack , Gustavo Uribe e Talita Fernandes | Folha de São Paulo

Sobrecarga em linhas de transmissão deixa Rio Grande do Norte fora de leilão de energia

Sob o argumento de que “não existe capacidade remanescente para escoamento de energia elétrica em grande parte dos barramentos candidatos”, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) excluiu o Rio Grande do Norte do próximo leilão de energias renováveis, marcado para o dia 18 de dezembro, em São Paulo. O estado potiguar apresentaria, de acordo com levantamento do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne/RN), projetos para geração de, pelo menos, 800 megawatts de energia elétrica a partir dos parques eólicos. A Secretaria de Estado do Desenvolvimento Econômico (Sedec/RN) avalia a possibilidade de impugnação da nota técnica eliminatória e do próprio leilão a ser realizado pela Aneel. Os prejuízos para a economia do estado, de acordo com a Sedec/RN, são incalculáveis.

O certame deste ano era o mais aguardado pelas empresas instaladas e com interesse de instalação no estado. A contratação de 800 megawatts ou mais representaria um salto de produção similar ao que ocorreu em 2010, quando foram contratados 1,5 gigawatt. Esta, porém, não é a primeira vez que a Aneel inviabiliza a participação do Rio Grande do Norte em leilões de geração de energia renovável. O mesmo ocorreu ano passado, mas a disputa acabou sendo cancelada.

“A Aneel alegou inexistência de linhas de transmissão para conexão da energia produzida, Ou seja, os mesmos motivos alegados para excluir o RN dos leilões de 2015 e 2016. Entendo que, desta feita, tais motivos não subsistem. As linhas de transmissão em referência estão em construção, sob a exclusiva responsabilidade do Governo Federal.  Uma delas, está sendo executada pela Chesf e tem prazo de conclusão prevista para o final de 2018, conforme me foi assegurado pelo Superintendente de Engenharia de Transmissão da Chesf”, declarou o titular da Sedec/RN, Flávio Azevedo.

Em nota técnica divulgada no final da semana passada, o Operador Nacional do Sistema (ONS) vinculado à Aneel, destacou que as linhas de transmissão existentes no Rio Grande do Norte operam com sobrecarga, sem potencial de absorção de mais energia. Além disso, o ONS frisou que algumas obras de linhas de transmissão outorgadas a determinados parques eólicos caducaram em setembro deste ano, tornando-se ausentes do processo. O Operador Nacional do Sistema citou, ainda, atrasos nas obras da Companhia Hidrelétrica do São Francisco (Chesf), responsável pela construção e operacionalização das linhas de transmissão, popularmente conhecidas como ‘linhões’.

“A outra linha, estava sendo construída por uma empresa privada que abriu falência, mas poderá ser facilmente retomada e concluída até 2019. Ora, se o leilão está contratando compra de energia para entrega em 2021 e 2023 o que impede a Aneel de considerar para efeito do cálculo da capacidade de conexão, linhas de transmissão que estarão prontas no máximo até 2019 e sob a exclusiva responsabilidade do próprio Governo Federal?”, indagou Flávio Azevedo. De acordo com a nota técnica do ONS/Aneel, o estado potiguar dispõe de apenas 200 megawatts de potência que poderão se candidatar ao próximo certame.

Edital aprovado pela Aneel
A Diretoria da ANEEL aprovou nesta terça-feira, 14, durante Reunião Pública, edital do Leilão nº 04/2017, denominado “A-4” de 2017, destinado à contratação de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração a partir das fontes hidrelétrica, eólica, solar fotovoltaica e termelétrica a biomassa, com início de suprimento em 1º de janeiro de 2021.

O certame será realizado no dia 18/12/2017 na sede da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), em São Paulo. Serão negociados Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEARs) na modalidade por quantidade, com prazo de suprimento de 30 anos para empreendimentos hidrelétricos (CGH, PCH e UHE menor ou igual a 50 MW de potência instalada) e por disponibilidade, com prazo de suprimento de 20 anos, diferenciados por fontes, para empreendimentos de geração a partir de eólica, solar fotovoltaica termelétrica a biomassa.

De acordo com a decisão da Agência, será utilizado como critério de classificação a margem de escoamento da transmissão e, além disso, não poderão participar os empreendimentos que entrarem em operação comercial até a data de publicação do Edital.

Projetos
Eólico: R$ 173,76/MWh (valor mínimo para lance)

Ao todo, foram cadastrados 1.676 projetos, totalizando 47.965 MW de potência instalada. Desse montante, 954 projetos referem-se a empreendimentos eólicos, 574 de solar fotovoltaicos, 69 de PCHs, 37 de CGHs e o restante (42) de termelétricas a biomassa.

“Isso é inexplicável. É inadimíssivel”

O secretário de Estado de Desenvolvimento Econômico, Flávio Azevedo, tentará se reunir com representantes da Aneel para reavaliar a situação do estado. Caso contrário, acionará a Justiça para impugnar a realização do leilão de dezembro. Acompanhar na entrevista a seguir.

Há tempo de reversão desse quadro até o leilão e posterior alteração do status potiguar?
Entendo que sim. É necessário apenas recalcular a capacidade de conexão, considerando a conclusão das linhas de transmissão acima referidas.

Quais serão os reflexos dessa exclusão na economia norte-riograndense?
São graves. Os seguidos impedimentos do RN abrigar usinas produtoras de energia renovável, determinados pela Aneel, poderá afastar os investidores do nosso Estado, apesar do RN possuir as melhores condições do país para geração de energia eólica e solar, com incalculáveis prejuízos ao nosso desenvolvimento econômico e social.

Como a Sedec/RN irá atuar para reverter a decisão do ONS?
Estamos tentando reabrir o diálogo com a Aneel para, à luz do bom senso e de justificativas técnicas, as condições de participação sejam reavaliadas. Caso contrário, seremos obrigados a impugnar a Nota Técnica e, como consequência, a realização do Leilão de Contratação, o que não desejamos.

O RN tem mais de 800 MW ofertado, mas só poderá conectar 200 MW. Na prática, o que significa essa redução? Quantos parques eólicos deixarão de se instalar no RN?
Várias empresas cadastraram seus projetos no Leilão 2017, que somam essa enorme quantidade de energia. Não se pode fazer uma avaliação precisa de quantos Parques deixarão de ser instalados, pois isso dependerá do resultado do Leilão. Mas, considerando o histórico dos anos anteriores a 2015, o RN poderia ser, novamente, o maior contratante de energia do País.

O gerente-técnico da Chesf responsável pelas linhas de transmissão afirmou na segunda-feira, 13, aqui no RN, que as obras que estavam atrasadas da Chesf no estado foram entregues e estão operando, e que não há mais nenhum parque eólico no estado sem funcionar por falta de linha de transmissão. Essa informação, procede? Já que as linhas existem, o que impede o RN de continuar nos leilões?
A informação procede. O Superintendente de Engenharia de Transmissão da Chesf foi além. Afirmou que essa informação é de conhecimento da Aneel e do ONS. Mesmo assim, esses órgãos reguladores insistiram em não considerar as informações, mantendo o RN excluído do processo de contratação de energia. Isso é inexplicável e inadmissível.

Fonte: Ricardo Araújo | Tribuna do Norte

Leilão de transmissão termina com 31 lotes arrematados e R$ 12,7 bilhões contratados

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

Tecnologia conhecida como “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

Leilão de transmissão deve contratar R$ 26 bi em investimento em 2017

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) pretende fazer novos leilões de transmissão em 2017, com a finalidade de contratar cerca de R$ 26 bilhões em investimentos, disse Romeu Rufino, diretor-geral da agência reguladora, em workshop sobre o setor de transmissão realizado hoje, em São Paulo, em parceria com a Apex Brasil.

Em discurso na abertura do evento, Rufino destacou os avanços recentes alcançados no planejamento dos leilões de transmissão, como aumento dos prazos para construção para até 60 meses e a implementação da gestão dos contratos de concessão.

No ano que vem, a Aneel pretende fazer um novo leilão de transmissão em março, com a contratação de investimentos em volume semelhante ao certame realizado em outubro, da ordem de R$ 12 bilhões.

Outras disputas nesse segmento devem acontecer também no ano que vem, levando o total dos investimentos para os R$ 26 bilhões.

Rufino falou ainda sobre a importância da autonomia das agências reguladoras, para garantir segurança jurídica e estabilidade regulatória nos setores regulados, como é o caso da energia.

O evento realizado hoje, com a presença de outros diretores da Aneel e vários empresários, além dos representantes da Apex Brasil, é mais uma medida que tem a finalidade de ajudar a atrair investimentos para o segmento de geração de energia. No leilão de outubro, o governo conseguiu seu melhor resultado nos últimos anos, com a contratação de 21 dos 24 lotes ofertados.

Aperfeiçoamento

A Aneel continua buscando aperfeiçoar os leilões de transmissão de energia, a fim de garantir a presença do maior número de investidores possível, disse Rufino, diretor-geral da agência reguladora, em conversa com a imprensa.

Em relação à possibilidade da realização de leilões que envolvam geração e transmissão, o chamado Leilão GT, Rufino disse que “é uma boa ideia”, mas há muitas variáveis que precisam ser consideradas antes disso, como a necessidade de segregação das atividades.

A Aneel vai abrir, em dezembro, a audiência pública para o leilão de transmissão de março. “Ainda estamos refinando os lotes e as condições”, afirmou Rufino.

Ainda não foi decidido, por exemplo, se a disputa vai ter vários lotes pequenos, como aconteceu no de outubro, o que permite a entrada de empreendedores de menor porte. “Gostamos de novos entrantes, mas não de aventureiros”, disse Rufino, completando que é bom para o sistema ter novos investidores.

Fonte: Camila Maia | Valor Econômico

Consórcio Sertanejo leva lote 13 do leilão de transmissão

O Consórcio Sertanejo, formado por Cymi Holding (50%-líder) e FIP Brasil Energia (50%) levou o lote 13 do leilão de transmissão ao ofertar lance com deságio de 21,5% sobre a receita anual permitida máxima de R$ 142.032.740,00. O vencedor ficou com a RAP final de R$ 111,495 milhões. Veja a formação do lote entre os estados do Ceará, Paraíba e Rio Grande do Norte:

LT 500 kV Açu III – Milagres II C2, com 292 km;
LT 500 kV Açu III – João Câmara III C2, com 143 km

Fonte: Agência CanalEnergia, Planejamento e Expansão

Rio Grande do Norte e Bahia tentam reverter exclusão de projetos do LER

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

Sindicato aponta saída para RN voltar a leilão 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.

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

SEERN divulga nota oficial sobre a exclusão do Rio Grande do Norte do 2º Leilão de Energia de Reserva (2016)

Como já é de conhecimento geral, os atrasos na concretização de reforços e ampliações da rede de transmissão têm afetado, de forma cada vez mais crítica, o escoamento de energia e o acesso de novos empreendimentos de geração no país, em especial no Nordeste.

No último dia 03 de outubro, a Nota Técnica (EPE/ONS 121/2016-r1), publicada pela Empresa de Projetos Energéticos (EPE) juntamente com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), determinou a exclusão dos projetos de geração eólica e solar localizados nos estados da Bahia, Rio Grande do Norte e Rio Grande do Sul do próximo 2º Leilão de Energia de Reserva, marcado para 16 de dezembro de 2016.

A causa apontada foi a falta de capacidade disponível para o escoamento da energia a ser gerada nesses estados.

Razão da exclusão
Segundo a nota, a capacidade remanescente para escoamento de energia elétrica nos barramentos da Rede Básica, DIT e ICG localizados no estado do Rio Grande do Norte estaria esgotada. Isto seria reflexo do atraso nas obras de construção de uma subestação e 3 linhas de transmissão, a saber:

1) A Subestação 500/230 kV Açu III e a Linha de Transmissão 500 kV Açu III – Milagres II C1, que não estarão finalizadas até janeiro de 2020 (previsão de entrada em operação comercial  para 30 de dezembro de 2021).

2) Duas linhas de transmissão:  a) 500 kV Açu III – João Câmara III , em circuito simples (com previsão de entrada em operação comercial para 5 de setembro  de 2017) e  b) Açu III – Quixadá C1, em circuito simples (com previsão de entrada em operação comercial para 5 de setembro de 2017).

O atraso apontado se refere exclusivamente às linhas que seriam construídas pela empresa ABENGOA, que, no fim de 2015, entrou em processo de insolvência global e paralisou as atividades no Brasil.

Ressalva
Ocorre, no entanto, que, dentre os empreendimentos acima, somente a SE Açu III e a LT Açu III – Milagres II estavam sob concessão e responsabilidade da Abengoa.

As demais linhas (LT Açu III – João Câmara III C1 e LT Açu III – Quixadá C1) , apesar de serem responsabilidade de outra concessionária, a Esperanza Transmissora de Energia S.A., também são impactadas por serem interligadas à primeira.

Solução
A proposta da Aneel (mediante publicação da Resolução Autorizativa nº 6.014 de 30 de agosto de 2016) foi que a Esperanza Transmissora de Energia S.A. assumisse a parte das obras da Abengoa, permitindo energizar os ativos da própria Esperanza também. Desta forma, já foi autorizada a complementação do módulo geral da Subestação Açu III com um módulo de infraestrutura de manobra em 500 kV e instalação, na Subestação Açu III, de um módulo de interligação de barras em 500 kV para possibilitar a conexão do reator de barras 500 kV, 3 x 50 Mvar, ao barramento de 500 kV da subestação).

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.

Tais reforços têm o compromisso de entrar em operação comercial dentro de 12 meses, ou seja, até 01 de setembro de 2017; mesmo prazo dado à Esperanza Transmissora de Energia S.A. para a entrada em operação das suas próprias instalações.

Ocorre, no entanto, que este barramento na SE Açu III não foi consideradonas premissas adotadas para elaboração da referida Nota Técnica da EPE/ONS (republicada no dia 07 de outubro de 2016, já com informação disponível relativa à Resolução Autorizativa nº 6.014 de 30 de agosto de 2016), o que não permitiu a inclusão das LT 500 kV Açu III – João Câmara III e LT Açu III – Quixadá.

Números da exclusão
O 2º Leilão de Energia de Reserva conta com 1.260 empreendimentos, sendo 841 projetos eólicos e 419 fotovoltaicos, somando 35.147 MW de potência instalada ofertada. Como efeito direto desta nota do ONS/EPE, teremos 56% dos projetos eólicos e solares automaticamente fora do certame.

Pelo Rio Grande do Norte, foram cadastrados 7,195 GW em 223 projetos eólicos e 58 projetos solares, o que representa 20% do total, dos quais 5,55 GW de eólicas (25% da oferta da fonte) e 1,64 GW de solar (12% do cadastrado para a fonte).

Os números indicam uma perda para o Rio Grande do Norte de quase 6 GW (5,889,7 MW) em projetos eólicos e cerca de 1 GW (1.072 MW) em projetos solares fotovoltaicos, totalizando quase 7 GW (6.961,7 MW) em potência instalada ofertada. Considerando os cortes dos estados da Bahia e Rio Grande do Sul, este total chega de 15 GW, ou seja, mais de 70% da potência total cadastrada ao certame.

Pedido de Reconsideração
Em face do exposto, em nome de suas empresas filiadas, empreendedoras e operadoras da geração de energia no Estado, vem o Sindicato das Empresas do Setor Elétrico do Estado do Rio Grande do Norte respeitosamente requerer às autoridades federais responsáveis que RECONSIDEREM a exclusão do Estado do Rio Grande do Norte do leilão, por sua capacidade comprovada de investimento e potencial de geração de energia limpa, geração de renda e trabalho, efeitos sócio-ambientais positivos e contribuição substancial para a matriz do Nordeste e do Brasil,  e incorporem os empreendimentos acima citados nos cálculos das margens de escoamento, pois o efeito no estado será expressivo, sinalizando margens não nulas em boas partes das subestações onde projetos foram cadastrados.

Acreditamos que o efeito maior será em subestações como João Câmara III 500 kV ou Ceará Mirim 500 kV – além de oferecer um novo ponto de conexão na subestação Açu III 500 kV, permitindo assim a continuidade da participação da maior parte dos empreendimentos já registrados pelo estado no referido leilão.

Convocamos, por meio da presente, todas as entidades empresariais e sociais, lideranças políticas e setoriais que se interessam e se importam com a consolidação do setor energético no Estado do Rio Grande do Norte para que se unam a esta solicitação.

Jean-Paul Prates | Presidente
SEERN | Sindicato das Empresas do Setor Energético do Rio Grande 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