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Leilão 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 de linhas de transmissão do RN é vendido em leilão 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 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

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