LAST: nº 16 - 13 de dezembro de 2021

Editor: Prof. Nivalde J. de Castro

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Índice

1 Licenças Ambientais

1.1 Alupar: Linhão de Boa Vista ainda depende de negociação com indígenas

Mesmo com a Licença de Instalação do Linhão Manaus-Boa Vista emitida pelo Ibama no final de setembro, a Alupar Investimentos precisa ainda acertar os detalhes finais com a comunidade indígena Waimiri-Atroari para obter o termo final e iniciar o projeto, num impasse que passa pela criação de um comitê específico e também pela atuação dos dos órgãos públicos. “É uma negociação não só da TNE, visto que os índios estão colocando diversas reinvindicações na mesa que não tem a ver com a empresa. Isso tem que ser analisado e cada agente assumir sua responsabilidade para reparação de todos os impactos pelos próximos 100 anos”, comentou o diretor financeiro da companhia, José Luiz de Godoy Pereira, durante teleconferência ao mercado nessa quarta-feira, 10 de novembro. O projeto é realizado em sociedade com a Eletronorte. A linha de transmissão de 500 kV Engenheiro Lechuga-Equador-Boa Vista em circuito duplo e as subestações associadas envolvem cerca de 715 km de extensão, atravessando os estados do Amazonas e Roraima. O projeto foi licitado em 2011 e além do licenciamento ambiental, passa também por questionamentos sobre o valor do contrato. (CanalEnergia – 10.11.2021)

2 Regulação

2.1 Aneel recomenda ao MME caducidade de contratos de transmissão em seis estados

Em deliberação unânime anunciada nesta terça-feira (9/11), a diretoria colegiada da Aneel recomendou ao Ministério de Minas e Energia (MME) a caducidade dos contratos de concessão nº 002/2015-Aneel, nº 012/2020-Aneel, nº 009/2019-Aneel, nº 006/2019-Aneel e nº 005/2020-Aneel. A medida, que se aplica às empresas Paraíso Transmissora de Energia Elétrica S.A., KF/JAP BA Transmissora de Energia do Brasil Ltda., KF/JAAC AM Transmissora de Energia do Brasil Ltda., KF/JAAC SC Transmissora de Energia do Brasil Ltda. e KF/JAP MTPA Transmissora de Energia do Brasil Ltda., decorre do descumprimento de obrigações previstas nos contratos assinados pelas concessionárias, com empreendimentos previstos no Amazonas, Pará, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Bahia e em Santa Catarina. Com base em ações como acompanhamento, monitoramento da realização das obras e análise da gestão dos empreendimentos, a Aneel constatou a inadimplência contratual das empresas. Foram identificados, entre outros, atraso e insuficiência das informações apresentadas ao Operador Nacional do Sistema Elétrico para análise dos Projetos Básicos, a falta de pagamento dos estudos vinculados às concessões nos prazos estabelecidos e a não celebração, no prazo, dos contratos de compartilhamento de instalações (CCI) com as transmissoras acessadas. (Aneel – 09.11.2021)

2.2 Aneel fixa valor das quotas das transmissoras para Proinfa e CDE

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) fixou valores das quotas de custeio referentes ao Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa), para o mês de janeiro de 2022, relativos às concessionárias do serviço público de transmissão de energia elétrica que atendam consumidor livre ou autoprodutor com unidade de consumo conectada às instalações da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional (SIN). Do valor total do custeio para o programa, R$ 29,1 milhões serão recolhidos pelas companhias. A Eletronorte-T é a que terá a maior quota a ser paga para entre as transmissoras, no valor de R$ 8,3 milhões, seguida da Cteep, no valor de R$ 4,6 milhões, e da Chesf-T, com total de R$ 4,5 milhões. O despacho determina ainda que os valores fixados para a Eletronorte considerem os valores referentes à Termonorte II para o mês de dezembro. As quotas definidas no despacho deverão ser recolhidas à Eletrobrás até o dia 10 de dezembro de 2021. A lista com o valor de todas as transmissoras pode ser vista aqui. (CanalEnergia – 22.11.2021)

2.3 Construção de nova subestação no Amapá será leiloada pela Aneel em dezembro

O leilão para a construção de uma nova subestação de energia elétrica em Macapá foi aprovado pela Aneel. O processo ocorrerá em 17 dezembro na sede da B3, em São Paulo, e também contempla uma linha de transmissão de 10 km. A intenção do MME é que a nova subestação melhore a distribuição de eletricidade aos consumidores da capital e parte dos municípios do Amapá, que sofreram com a crise de fornecimento de energia elétrica por 22 dias em novembro de 2020. Segundo o presidente da Abrate, Mário Miranda, a nova subestação será chamada de Macapá 3 e se conectará à já existente. "Está programado para o mês de dezembro deste ano a licitação da concessão subestação Macapá 3 e 230 kV, que também se conectará à existente, a subestação Macapá 2, por meio de uma linha de transmissão de 10 quilômetros", informou. Miranda acredita que a construção deve iniciar já em 2022, com duração de até 42 meses e melhorias devem ser feitas no sistema de energia elétrica do Amapá. Ainda em ações para suprir a demanda de energia no estado, no dia 12 de novembro, a Linhas de Macapá Transmissora de Energia (LMTE), que administra a Subestação Macapá 2, recompôs o funcionamento da estrutura com três transformadores de 150 megavoltampère após o apagão no Amapá. (G1 – 23.11.2021)

2.4 Empréstimo do governo é para reduzir impactos ao consumidor, alerta Abradee

Em resposta à nota publicada pela agência de classificação de risco Fitch Ratings na última quinta-feira, 4 de novembro, a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) destaca que a solução apresentada pelo MME para reduzir os efeitos da elevação dos custos na energia gerada pela escassez hídrica deverá ser efetuada pelas concessionárias, mas reforça que o objetivo é diminuir o impacto aos consumidores, não representando um “socorro ao segmento de distribuição”. A entidade lembra que a operação deverá ter a participação do BNDES e um pool de bancos privados e que as distribuidoras, no caso da parcela de energia, assim como nos custos de transmissão e encargos setoriais, arrecadam os recursos junto aos consumidores e repassam esses valores aos geradores, transmissores e a CCEE respectivamente. Sendo assim um aumento do custo impacta diretamente os usuários da rede, com a atuação da Associação visando reduzir que a alta nos preços provocado pelas medidas de enfrentamento a crise de escassez hídrica possam onerar neste momento os consumidores. (CanalEnergia – 05.11.2021)

3 Empresas

3.1 Concessionária opta por circuit-switchers montados em torres de distribuição em alta tensão

A concessionária estatal CELESC, no sul do Brasil, atende a 92% do estado de Santa Catarina, com mais de 3 milhões de consumidores em uma área de serviço totalizando 95.700 quilômetros quadrados. Sua extensa linha de distribuição em 138 kV atende não somente suas subestações distribuidoras como também as subestações de grandes clientes industriais. Devido às menores tarifas em kWh na medição primária em 138 kV, a CELESC recebe entre duas e cinco solicitações anuais de grandes consumidores industriais com o objetivo de realizar conexão ao sistema de distribuição em alta tensão da concessionária. Essas conexões requerem que os clientes construam uma subestação de manobra para interconexão com o sistema da concessionária. (CanalEnergia – 03.11.2021)

3.2 Copel: Leilão de transmissão de dezembro é a atual prioridade

O leilão de transmissão de energia marcado para dezembro está no foco da estratégia de investimentos da Copel, afirmou Daniel Slaviero, presidente da elétrica. O interesse da companhia é no lote 1 do certame, que prevê trechos de linhas no Paraná. O ativo deve exigir cerca de R$ 1,6 bilhão em investimentos e teve RAP máxima fixada em cerca de R$ 230 milhões. No entanto, não estão descartados outros certames organizados pelo governo no próximo ano. Segundo o diretor da Copel Geração e Transmissão, Moacir Bertol, estão no radar da elétrica os dois leilões de transmissão de energia, bem como as contratações de energia “A-3”, “A-4”, “A-5” e “A-6”. Além disso, Slaviero pontuou que a Copel pretende habilitar a UTE Araucária para o leilão de reserva de capacidade e cita “excelentes perspectivas” para o ativo, desde o último trimestre de 2020 ela começou a ser despachada pelo ONS. “O desafio é sempre o fornecimento de gás natural, encontrarmos preços competitivos. Sem dúvida a Petrobras é a principal interlocutora no processo, mas estamos buscando outras opções de suprimento, não é tão simples ter isso de maneira firme e garantida”, explicou. Como o início do suprimento de potência será a partir de julho de 2026, há mais espaço para negociar o fornecimento de gás, emendou. (Valor Econômico – 11.11.2021)

3.3 Argo anuncia contrato para compra de transmissora da Rialma

A Argo Energia celebrou um Contrato de Compra e Venda para aquisição de 100% do capital social da Rialma Transmissora de Energia III, informou a companhia nessa quinta-feira, 4 de novembro. A empresa da Rialma Administração e Participações é titular dos direitos de concessão para construção, operação e manutenção do sistema de transmissão da linha Queimada Nova II – Milagres II, em 500 kV e com aproximadamente 322 km de extensão. Também possui instalações localizadas no Piauí e Ceará, objeto do Contrato de Concessão nº 047/2017 firmado com a Aneel. (CanalEnergia – 04.11.2021)

3.4 Cepel conclui P&D Aneel em tecnologia de manutenção de linha viva em ultra-alta tensão

O Cepel concluiu, em outubro, em seu Laboratório de Ultra-Alta Tensão, processo de transferência de tecnologia em linha viva para troca local de isoladores danificados nas linhas de ±800 kV CC de Belo Monte, em situação de manutenção. A atividade consistiu na última etapa do projeto de P&D Aneel “Desenvolvimento de Metodologia de Manutenção em Linha Viva e Avaliação de Confiabilidade sob Poluição de Cadeias de Isoladores com Unidades danificadas para Linhas de Transmissão de UATCC – 800 kV”, executado pelo Centro, tendo a State Grid Brazil Holding como patrocinadora, e cuja duração foi de 32 meses. “Com esta atividade, este projeto de P&D, realizado com recursos fundamentados na Lei 9.991, que dispõe sobre realização de investimentos em P&D e em eficiência energética por parte das empresas concessionárias, permissionárias e autorizadas do setor de energia elétrica, atinge plenamente seu objetivo ao disponibilizar um procedimento prático e seguro para viabilizar um trabalho tão importante para confiabilidade dos sistemas UATCC no Brasil”, ressalta o pesquisador José Antonio Daffonseca Santiago Cardoso, integrante da equipe do projeto pelo Cepel. Para ler a matéria na íntegra, clique aqui. (Cepel – 09.11.2021)

3.5 Hitachi Energy está de olho nos leilões de transmissão

A Hitachi Energy está atenta ao 2º leilão de transmissão de 2021 que será realizado no dia 17 de dezembro. Segundo o Country Manager da Hitachi Energy no Brasil, José Paiva, a empresa não participa diretamente dos certames, mas atua como fornecedora e em muitos casos a companhia faz acordos prévios com os investidores para instalações. Entretanto, para o executivo, por ser um leilão de menor porte a empresa estuda ainda a viabilidade do negócio. Um dos lotes de maior destaque é o 5, que atenderá o Amapá e consiste em uma nova subestação para o Estado – chamada Macapá III, que vai se conectar à subestação Macapá – e em uma linha de transmissão de 10 km, que fará essa ligação. A data prevista para entrada em operação comercial é 30 de setembro de 2025. A empresa foi a fornecedora dos novos transformadores da subestação que incendiou. O executivo destacou o desafio logístico de levar o equipamento, devido às condições de deslocamento. “Fazer o transformador é muito mais fácil do que levar”, diz. (CanalEnergia – 23.11.2021)

3.6 Equatorial investirá R$ 400 mi no AP

A Equatorial Energia planeja investir R$ 400 milhões até 2023 em obras estruturantes para melhorar a qualidade dos serviços da rede de distribuição de energia elétrica no Estado do Amapá. A empresa iniciou um plano de ação para os primeiros 100 dias para colocar em ação as atividades mais urgentes, entre elas e a construção da nova subestação São José e a ampliação da subestação Macapá II. Também está prevista a construção de uma nova linha de distribuição Serra do Navio, com a implantação de 116 km de linha. A companhia também fará investimentos em expansão das redes de média e alta tensão, novas ligações, execução de obras do Programa Luz para Todos nas zonas rurais, além de combater as perdas energéticas na sua concessão. Além disso, a Equatorial vai adotar uma estratégia de busca ativa por clientes para cadastramento de novos usuários no programa da tarifa social de energia elétrica, que concede descontos de até 65% na conta de energia da população baixa renda. (Valor Econômico – 26.11.2021)

3.7 Cymi avança para energizar cinco LTs em Minas Gerais

A Cymi O&M obteve do Ibama um parecer favorável e deve receber ainda nessa semana a Licença de Operação referente ao Projeto Mantiqueira, que envolve as linhas de transmissão em 500 kV Pirapora – Presidente Juscelino C1 e C2 e Presidente Juscelino – Itabira 5; e em 345 kV Presidente Juscelino – Sete Lagoas C1 e C2 e Sete Lagoas – Betim, além de Itabira 5 – Itabira 2. A companhia afirmou que se prepara para energizar o empreendimento junto ao SIN no próximo sábado, 13 de novembro. As novas infraestruturas de transmissão tiveram investimento de R$ 3 bilhões e perpassam o estado de Minas Gerais, com expectativa da melhora na confiabilidade do sistema através do aumento na capacidade de importação de energia do sub sistema SE/CO para o sistema NE, diminuindo assim a pressão sob os reservatórios do SE. (CanalEnergia – 09.11.2021)

3.8 Neoenergia energiza trecho de LT na Paraíba

A Neoenergia energizou o segundo trecho da linha de transmissão Santa Luzia, que compreende a conexão entre as subestações Santa Luzia II, na Paraíba e Milagres II, no Ceará. A energização aconteceu após a obtenção da Licença de Operação concedida pelo IBAMA. A LT faz parte do lote 6 do leilão de transmissão de dezembro de 2017 e, com essa etapa concluída, a linha estará totalmente operacional. O empreendimento, entregue com 16 meses de antecipação em relação ao prazo contratual, contribuirá com o escoamento da geração de energia limpa na região, onde a companhia já possui parques eólicos em operação. Na região, ainda existe o parque solar Luzia, cujas obras foram iniciadas em maio e será o primeiro empreendimento da companhia para geração fotovoltaica centralizada. Ao todo, o projeto Santa Luzia contempla 345 km de LT. O trecho da linha energizado agora em novembro tem 221 km de extensão, interligando a SE Santa Luzia II com a SE Milagres II, com tensão em 500 kV. Os outros 124 km interligam a SE Campina Grande III com a Subestação Santa Luzia II. Esse trecho foi energizado em julho de 2021. (CanalEnergia – 19.11.2021)

4 Leilões

4.1 Leilão de Transmissão é confirmado para 17 de dezembro

A Aneel realizou nesta terça-feira (16/11) a aprovação final do edital do Leilão de Transmissão nº 2/2021, para a construção e a manutenção de 902 KM em linhas de transmissão e de 750 MVA em capacidade de transformação de subestações. A deliberação é o último passo necessário para o certame, após o envio da documentação para verificação do Tribunal de Contas da União (TCU). O leilão será em 17 de dezembro na sede da B3, em São Paulo. Os cinco lotes no edital possuem expectativa de investimento de R$ 2,9 bilhões, com a previsão de criação de 6.607 empregos diretos. Os empreendimentos, com prazo de conclusão de 36 a 60 meses, contemplarão os estados do Amapá, Bahia, Minas Gerais, Paraná e São Paulo. Um dos destaques do certame é o Lote 5, no Amapá, referente à construção da linha de transmissão Macapá - Macapá III, com 10 km, e à subestação Macapá III, com transformação de 2 x 150 MVA. A inclusão do lote visa a solucionar o atendimento elétrico à região de Macapá, a fim de evitar ocorrências como as registradas em 2020 na região. (Aneel – 16.11.2021)

4.2 Aneel lança proposta de edital do 1º leilão de transmissão de 2022

A proposta de edital do primeiro leilão de transmissão de 2022 vai entrar em consulta pública na próxima sexta-feira, 26 de novembro. O certame previsto para 30 de junho vai ofertar concessões de empreendimentos localizados nos estados do Acre, Amapá, Amazonas, Bahia, Espírito Santo, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Pará, Rondônia, Santa Catarina, São Paulo e Sergipe. O edital prevê a licitação de 13 lotes de instalações, sendo 4.545 km de novas linhas de transmissão e 5.410 MVA em capacidade de transformação. Os investimentos previstos são da ordem de R$ 9,5 bilhões de reais. O edital estabelece como condição obrigatória para a assinatura dos contratos de concessão o ressarcimento das despesas de elaboração da documentação técnica dos empreendimentos (Relatórios R1, R2, R3, R4 e R5), após a ratificação pela agência do resultado do certame. Os vencedores terão de enviar os comprovantes do pagamento à comissão de licitação até dez dias antes da assinatura dos contratos. As contribuições serão recebidas pela agência até 10 de janeiro. (CanalEnergia – 23.11.2021) Sede da Aneel em Brasília

Equipe de Pesquisa UFRJ
Editor: Prof. Nivalde J. de Castro (nivalde@ufrj.br)
Pesquisadores: Diogo Salles, Fabiano Lacombe e Lillian Monteath.
Assistentes de pesquisa: Sérgio Silva e Walas Junior.

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