A-3:Geradores eólicos podem ter que investir em linhas de transmissão

Até este momento a que se vê divulgado é o fato (não contestado) de que os consumidores pagaram (ou pagarão) por energia efetivamente não gerada. No entanto, pouco se fez para responsabilizar a concessionária de transmissão que foi para o leilão e assumiu responsabilidades contratuais sem capacidade de cumpri-los e admitiu isto descaradamente em rede nacional de televisão. 

As ICGs viabilizaram projetos de geração de energia eólica que trouxeram benefícios para regiões carentes do Brasil. Agricultores de subsistência de regiões remotas do país poderão contar com uma renda extra (por exemplo, através do arrendamento de áreas do parque eólico) por 20 anos ou mais uma vez que o período de concessão pode chegar a 40 anos. Além disto, a construção dos parques eólicos levou melhorias de infraestrutura a estas regiões bem como benfeitorias às comunidades do entorno dos parques em função das compensações ambientais decorrentes do processo de licenciamento e pelas quais os empreendedores são obrigados a construir para obter os licenciamentos necessários.

Ao invés de se culpar o modelo e jogá-lo no lixo este deveria ser aperfeiçoado de modo obter o melhor para consumidor e também para a infraestrutura do país. Ideias boas não faltam como a de Mauricio Dester. (veja aqui o texto publicado originalmente no Jornal da Energia). 

Vejam a matéria de Wagner Freire de São Paulo (SP) para o Jornal da Energia.

Proposta busca evitar atrasos na conexão dos parques e ônus para o consumidor

Com o objetivo de evitar que o consumidor pague por uma energia que efetivamente não foi gerada - assim como aconteceu em 2012, quando R$377 milhões foram gastos com usinas sem ICGs - a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) está ajustando as regras para os próximos certames do tipo A-3.

Segundo o diretor da Aneel André Pepitone da Nóbrega, um primeiro passo já foi dado e evitará onerar o consumidor por um problema do setor. O sistema não vai mais se responsabilizar pela conexão de usinas viabilizadas em leilões do tipo A-3, transferindo o risco para o gerador. Isso significa que caso a usina não produza por algum motivo, seja ele qual for, o consumidor não vai arcar com o prejuízo.

Outra opção - esta ainda em estudo - é transferir para os geradores eólicos a responsabilidade pela conexão das usinas na rede básica, obrigando assim o empreendedor a investir em linhas de transmissão. Com isso a tendência é que apenas as usinas com conexão sejam viabilizadas nos leilões A-3, deixando aquelas que demandam construir linhas para o leilão A-5, que tem mais tempo de implantação.

De acordo com Pepitone, todas as medidas buscam “minimizar ônus para o consumidor e trazer mais agilidade para o processo (de conexão de parques eólicos)”. “No A-3 vamos contratar quem já tem conexão. Caso o gerador não tenha conexão, o risco será dele. Não vai mais onerar ninguém. No A-5, mantém a metodologia com o risco do sistema”, explicou o diretor da Aneel.

Em 2012, o descompasso na data de operação dos sistemas de transmissão com o da operação das usinas eólicas obrigou o consumidor brasileiro a pagar R$377 milhões aos geradores por parques que não produziram energia. O modelo anterior previa que o gerador recebesse a receita do empreendimento caso estivesse com a usina pronta no prazo.

Em grande parte, as obras de transmissão atrasadas são de responsabilidade de Chesf. Por isso, a Aneel autorizou em setembro de 2012 que a Procuradoria Geral da União cobrasse na justiça o prejuízo de R$377 milhões causados pela empresa. O assunto consta em tramitação junto ao Tribunal de Contas da União.

Pepitone conversou com o Jornal da Energia nesta terça-feira (26/02), após participar do Wind Forum Brazil, realizado em São Paulo. 

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Tesouro pode bancar custo das térmicas

Apenas um esclarecimento: Se o tesouro vai pagar significa apenas que o contribuinte pagará de outra forma pelo preço da energia. "Não existe sanduíche de graça". (Tradução livre da frase de Milton Friedman).

BRASÍLIA - O Estado de S.Paulo (Reuters)
O Tesouro Nacional poderá cobrir o impacto financeiro do custo adicional da energia das termoelétricas, garantindo que essas despesas não cheguem às tarifas dos consumidores e à inflação, afirmaram duas fontes do governo a par do assunto.

O uso do Tesouro também anularia o comprometimento do fluxo de caixa das distribuidoras de energia, que pagam pela geração termoelétrica e são ressarcidas apenas depois, na ocasião do reajuste anual tarifário.

A Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) estima que a conta pelo uso das térmicas de outubro passado a janeiro deste ano já totalizou cerca de R$ 4 bilhões - sendo R$ 1,5 bilhão apenas no mês passado.

Quase a totalidade da capacidade de geração térmica de energia está sendo usada diante do baixo nível dos reservatórios.

Segundo uma das fontes, o custo das térmicas será pago com recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) - antigo tributo que passou recentemente a ser uma espécie de encargo único para todos os subsídios ao setor. O Tesouro pode ter de emitir títulos da dívida pública para injetar na CDE.

A opção por utilizar recursos públicos ocorre num momento em que a escalada dos preços preocupa.

O IPCA-15, prévia da inflação oficial, surpreendeu em fevereiro ao registrar alta acima do esperado, ainda pressionado por alimentos. No acumulado em 12 meses, o índice subiu 6,18%.

A meta de inflação do governo é de 4,5% ao ano, com tolerância de dois pontos porcentuais para cima ou para baixo.

Se o Tesouro absorver o custo das térmicas, os reajustes das tarifas das distribuidoras de energia elétrica e seu impacto na inflação seriam atenuados neste ano e, principalmente, em 2014./ REUTERS


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Uma alternativa para a questão das ICGs

O artigo abaixo é de autoria de Mauricio Dester. Por deferência gostaria de apresentá-lo no início e não ao final do artigo(como na publicação original). Acredito que desta forma valorizamos mais ainda as ideias por ele apresentadas. 

Mauricio Dester é graduado em Engenharia Elétrica (Unicamp-FEEC, 2001), mestre em Engenharia Elétrica, linha de pesquisa em Estabilidade de Tensão (Unicamp FEEC, 2006), doutor em Planejamento de Sistemas Energéticos, linha de pesquisa em Política Energética (Unicamp-FEM, 2013). Trabalha em Furnas, na área de Operação de Sistemas de Energia Elétrica, há 30 anos.

Mauricio Dester tem uma visão deste assunto muito parecida com a deste blogueiro. Seu artigo trata de forma muito justa as intenções originais da inclusão das ICG's e não poupa argumentos à necessidade de maior planejamento e agilidade por parte dos envolvidos na licitação e implantação das instalações compartilhadas. Reconhece ainda a incapacidade do Estado de prover obras estruturantes em curto prazo e oferece uma solução interessante de passagem de responsabilidade ao empreendedor sem para isto criar mais entraves à iniciativa privada. Acredito, no entanto, que ainda estamos distantes de obter a necessária integração entre empreendedores para que a "SPE da ICG" opere de forma satisfatória. 

Confesso que sobre este tema tenho mais dúvidas que certezas: 

• Como o empreendedor poderia prever o seu custo de ICG na tarifa? 
• Como ANEEL e EPE podem auxiliar na correta avaliação destes empreendimentos evitando elevação exagerada na tarifas?
• Cabe uma nova regulamentação para este procedimento? 
• Como proteger o investimento dos empreendedores na transmissão diante da possibilidade de que, sob a justificativa do menor custo global, outros empreendedores possam aproveitar-se da capacidade de transmissão extra reservada aos futuros projetos dos empreendedores envolvidos? 

Apesar dos questionamentos, acredito que a ideia tem viabilidade. Meu sincero agradecimento ao Maurício por seu artigo muito esclarecedor. Convido a todos para ler e opinar sobre o tema. Segue o artigo postado originalmente no Jornal da Energia. Boa leitura.  

Para estimular a integração da geração distribuída (GD) ao Sistema Interligado Nacional (SIN), foi instituída a figura das instalações compartilhadas de geração (ICGs). Trata-se de um mecanismo destinado a viabilizar os projetos de GD, do ponto de vista técnico e econômico. Este mecanismo, contudo, não representa uma solução de compromisso com os aspectos de estabilidade e confiabilidade do SIN e não foi estruturado de forma a incorporar uma visão de longo termo para a questão da GD.

Como consequências do modelo adotado, nota-se um descompasso entre a entrega para operação das ICGs e as usinas que delas farão uso. Por exemplo, em 2009, no primeiro leilão exclusivo para a energia eólica, foram contratados 1.841 MW de potência instalada. Deste montante, 622 MW estão entregues para operação, todavia impossibilitados de gerar devido às respectivas ICGs ainda não estarem concluídas. O problema tende a se agravar, pois existem discrepâncias entre os cronogramas de conclusão de novas usinas e suas respectivas ICGs. Estes fatos são resultado de uma visão segmentada no processo de planejamento da expansão e que repercutirão de forma negativa na operação do SIN, seja nos aspectos econômico, seja naquelas relacionados à segurança, confiabilidade e ao meio ambiente. 

A saída para esta questão passa por uma mudança na forma de contratação das ICGs. Uma possível solução é integrar o empreendimento de uma determinada ICG às usinas que se conectarão a ela e delegar o ônus e a responsabilidade do projeto e construção desta ICG aos agentes proprietários das usinas que farão uso da ICG. Certamente estes agentes devem avaliar os custos que lhe caberão, em função desta responsabilidade, para que o lance realizado no leilão considere estes custos. Entrando no detalhamento da proposta, deve haver a constituição de uma SPE pelos agentes usuários, cujas participações devem ser estabelecidas previamente, em relação ao leilão. Esta SPE será a responsável, de fato, pela ICG. Os critérios para divisão do aporte de capital para a constituição da SPE devem estar atrelados ao montante de energia contratado pelas respectivas usinas usuárias da ICG. Deve ainda regulamentar-se a liberação da entrada em operação destas usinas, que somente deve aceita se a respectiva ICG estiver também liberada. Mesmo procedimento deve ser adotado com a conexão da usina até a ICG, assim como em relação à conexão desta até a rede básica. Para aumentar ainda mais a segurança no que concerne à disponibilidade da ICG no prazo certo, a parte do capital destinado a SPE e suficiente para a conclusão da ICG pode ser requerida em conjunto com o depósito de garantias para a participação dos leilões.

Após o comissionamento, a ICG deve, então, ser doada para o agente proprietário do ponto de conexão à rede básica. Este, por sua vez, passa a ser, a partir de então, responsável pela operação e manutenção da ICG, sendo remunerado por meio de uma RAP correspondente e devidamente dimensionada considerando esta situação específica. Seria algo semelhante do que já se pratica no que se refere ao acesso à rede básica por consumidores livres. A partir deste momento a SPE pode ser dissolvida, uma vez seu propósito já ter sido alcançado. Alguns cuidados especiais devem ser tomados, por parte do órgão de planejamento. Um deles é requerer no projeto da ICG a possibilidade de serem efetuados reforços, de forma que se possa prover conexão a empreendimentos futuros de GD, já previstos ou com potencial de se efetivarem na região onde a ICG estiver localizada. Esta proposta pode impactar nos valores da energia comercializada nos leilões, entretanto há que se contrapor este ônus com aquele que pode advir da não disponibilidade da energia elétrica e que hoje já é arcado pelos consumidores ligados ao SIN.

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Gamesa makes loss for 2012

A notícia boa reside no fato de o anúncio não ter sido seguindo por um mergulho no valor das ações. Sinal de que estão no rumo certo para a recuperação. Vejam o que publicou Michael McGovern para o Wind Power Monthly. Há um tradutor disponível ao lado do post na área de gadtgets do blog. 

SPAIN: Gamesa has provisionally announced its first ever full-year profit loss--estimated at EUR 640 million.

Despite this, Madrid stock exchange boosted the turbine manufacturer's share value by more than 7% to over EUR 2,14 by midday today, against Tuesday's closing price.

Analysts put investor enthusiasm down to the efficacy of Gamesa's restructuring and cost-cutting measures.

The company said that most of the estimated profit loss was due to extraordinary expenditure of EUR 584 million last year on restructuring its work force and market activities globally 2013-2015.

Those measures include the layoff — together with indemnities — of 1,800 people globally, in addition to the 800 job cuts up to implementation in October.

Consolidated results will be presented on 28 February. Meanwhile, Gamesa said the provisional result is in line with the outlook for 2012, as presented together with its restructuring business plan on 28 October.

Gamesa sold 2,119MW of turbine capacity last year. Although this is more than the company's 2GW October forecast, it is still 30% below sales in 2011.

However, the company claims an end-year order backlog of 1,657MW — just surpassing the 1,600MW figure for end-2011 — with 571MW signed up in the final quarter of the year.

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Transmissão: 73% das obras atrasadas

Longe de mim defender o IPHAN ou os órgãos ambientais mas citá-los como únicos responsáveis pelos atrasos das obras é no mínimo ingenuidade. Também citaram a gestão dos empreendimentos, entendo... Vejam a matéria de Wagner Freire para o Jornal da Energia.

Atrasos médio chega a 14 meses; 58% da geração também estão fora de cronograma 

Durante a primeira reunião do ano do Conselho de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), realizada em 9 de janeiro, o Ministério de Minas Energia (MME) apresentou um balanço das obras de expansão de geração e transmissão de energia elétrica.

O fato é que 73% das obras de transmissão estão com os cronogramas atrasados, ou seja, apenas 27% encontram-se com as datas dentro do previsto. "No cômputo, geral existe um atraso médio de catorze meses nas datas previstas desses empreendimentos", diz o documento. Segundo o MME, estão sendo monitorados atualmente 15.497quilômetros de linhas.

Quanto à justificativa pelos atrasos, nenhuma novidade: "reflexo das questões socioambientais".

Do ponto de vista da geração, onde 333 novas usinas estão sendo monitoradas, 58% das obras (3.678MW) estão com o cronogramas atrasados. Dessa forma, apenas "42% dos empreendimentos de geração monitorados encontram-se com datas de tendência dentro do previsto e que no cômputo geral existe um atraso médio de sete meses nas datas previstas para esses empreendimentos". Os projetos foram leiloados entre 2005 e 2009.

Para 2013, a previsão é que 8.502MW (geração) e 8.841 km de linhas entrem em operação. "Contudo, os montantes de empreendimentos realizados em 2012 e previstos para 2013 encontravam-se em fase de consolidação, podendo sofrer ajustes", pondera o ministério.

Com relação aos empreendimentos de geração, foi apresentado que no ano de 2012 entraram em operação 3.983 MW, sendo 3.205MW que comercializam energia no Ambiente de Contratação Regulada e 778 MW do Ambiente de Contratação Livre.

Embora a reunião do CMSE tenha ocorrido no início de janeiro, a ata só é divulgada um mês depois, o que ocorreu nesta quinta-feira (07/02).

ICGs
Ainda durante a reunião, a Chesf fez uma apresentação sobre a situação das Instalações Compartilhadas de Geração (ICGs). Encontra-se concluídas as construções de 133MW em parques eólicos, relativos à ICG João Câmara, e outros 585MW, relativos às ICGs Igaporã, Ibiapina, Lagoa Nova, Extremoz II e Morro do Chapéu.

A previsão para que essas usinas estivessem injetando energia na rede era setembro de 2013. "Mas que deixarão de ser entregues ao sistema na data de conclusão, em função do cronograma das obras de transmissão, cujos atrasos médios são da ordem de quinze meses em relação às datas do Ato Legal", diz a Chesf.

A justificativa vem a seguir: "Ficou constatado que os atrasos foram impactados principalmente em função da gestão dos empreendimentos e de atraso na obtenção de autorização do Instituto de Patrimônio Histórico e Artístico Nacional (IPHAN)".


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Renova faz encomenda de 1 bilhão de euros para a Alstom

Vejam a matéria de Fabíola Binas para o Jornal da Energia

Companhia formalizou os pedidos antes mesmo de participar dos certames de geração

 A Renova Energia e a Alstom anunciaram nesta quarta-feira (06/02) a assinatura de um memorando de entendimentos para o fornecimento de aproximadamente 440 aerogeradores eólicos, totalizando uma capacidade instalada de 1,2 GW, no mínimo. O acordo tem valor de 1 bilhão de euros e as entregas devem acontecer em até quatro anos.

A peculiaridade do acordo é o fato da Renova estar contratando um volume considerável de equipamentos antes de acontecerem os próximos leilões, na contramão da prática atual das empresas do setor eólico, que efetuam a compra de equipamentos depois de terem vencido os certames.

Durante a apresentação do acordo, o diretor-presidente da Renova Energia, Mathias Becker, explicou que a parceria traz um conjunto de eficiências que permitirão ganhos a mais de competitividade, com o aumento da eficácias das máquinas por conta da melhor adequação dos equipamentos aos ventos das regiões onde a empresa instalou seus parques, desencadeando também na redução do investimento.

“Teremos um o aumento de eficiência, com maior produtividade”, comentou ao reforçar o conceito de preço e desempenho técnico. Segundo o executivo, a empresa poderá dar continuidade a estratégia de ofertar preços mais competitivos nos leilões, bem como o de ofertar maior vantagem também nas negociações no mercado livre.

Os equipamentos serão fabricados na planta da Alstom, localizada em Camaçari, na Bahia. Para atender a encomenda, a companhia terá que dobrar sua capacidade produtiva, o que a princípio deve ocorrer com a inclusão de mais um turno de trabalho. O presidente mundial do setor Renewable Power da Alstom, Jérôme Pécresse, esteve no anúncio do memorando e afirmou que o acordo garante um melhor “posicionamento no mercado latino-americano”.

A Renova está implantando o Complexo Eólico Alto Sertão II fica localizado nas cidades de Caetité, Guanambi e Igaporã, no sudoeste da Bahia. Porém a empresa também estuda os ventos de outras regiões do país, como por exemplo em Minas Gerais, onde mantém torres de medição.

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