quinta-feira, 27 de fevereiro de 2014

Alteração de cronograma de eólicas da Renova gera discussão e Aneel adia decisão

Vejam na material de  Wagner Freire para o Jornal da Energia como o problema continua porém com menor divulgação. 

Geradora pedia concatenação de prazos de seis usinas e excludente de responsabilidades

A Renova Energia terá que aguardar mais um tempo para saber se será ou não penalizada pelo atraso na entrada em operação de seis parques eólicos localizados na Bahia. A geradora entrou com um pedido de concatenação dos cronogramas de geração com a transmissão, bem como o afastamento de penalidades regulatórias e contratuais, alegando que o atraso não foi causado por ingerência da empresa. Porém, depois de muita discussão, o diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Romeu Donizete Rufino, pediu vistas do processo que caminhava para atender ao pleito do empreendedor.

"A verdade é que se exclui a responsabilidade de todos e quem paga a conta é o consumidor", disse Rufino, demonstrando certo desconforto com os repetidos pedidos de agentes para concatenar prazo de empreendimentos de geração.

A Renova Energia pediu a concatenação dos cronogramas das eólicas Seraíma (30MW), Tanque (24MW), Ventos do Nordeste (19,5MW), Prata (19,5MW), Araçás (30MW) e Morrão (30MW). Localizadas na Bahia, essas seis usinas foram licitadas no 3º Leilão de Energia de Reserva de 2010 (LER 2010), com o compromisso de entregar energia a partir de 1º de setembro de 2013. Estão prontas, mas sem transmissão para escoar a energia.

De lá para cá, houve atrasos na emissão das outorgas e na celebração do contrato de energia de reserva (CER). Se não bastasse, as usinas tinham como ponto de conexão as subestações Brumado II e Bom Jesus da Lapa II, que foi alterado, a pedido da Renova, para a Subestação Igaporã II. Brumado e Bom Jesus da Lapa ficaram prontas no prazo, mas Igaporã, de responsabilidade da Chesf, sequer foi energizada.

Ricardo de Lima Assaf, diretor jurídico da Renova, argumentou que a alteração não foi uma iniciativa do empreendedor e sim fruto de um acordo entre a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Operador Nacional do Sistema (ONS) e o Ministério de Minas e Energia (MME) para melhorar escoamento da energia naquela região, o que beneficiaria o sistema.

Acontece que essa alteração demorou meses para ser autorizada pelo MME. No caso das eólicas Tanque, Prata e Ventos do Nordeste os processos ainda estão em análise no ministério.

"Só para mencionar quando se propôs a alteração do ponto de conexão, se imagina que ela [SE Igaporã II] estaria disponível em prazo muito inferior ao que veio se confirmar na prática", disse Assaf. "Isso não foi um desejo do investidor para facilitar sua conexão, mas sim um entendimento do ONS, em consonância com a EPE e MME", completou.

A SE Igaporã está prevista para ficar pronta em 28 de fevereiro, segundo os relatórios oficiais. "Isso não vai ocorrer. Nossa expectativa é que isso se materialize em 31 de março", disse o representante da Renova. "Torcemos muito que esta subestação esteja energizada, mas ainda parece um cronograma difícil", completou.

A área técnica da Aneel não aceitou a justificativa para o atraso, argumentando que, embora houvesse de fato uma demora do MME para sinalizar as alterações técnicas, o risco era do empreendedor.

"Dessa forma não deve ser imputada a causa pelo atraso na implantação ao Poder Concedente, visto que os projetos constantes no contrato firmados em 2011 foram substituídos em 2012 com características totalmente diferentes", justificou a Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração (SCG). "As alterações no projeto após a outorga são permitidas ao empreendedor. Entretanto, essa busca pelo aperfeiçoamento da usina se dá pela conta e risco do agente", completou.

O entendimento do relator do processo, diretor André Pepitone, é outro. "Acerta a SCG que o risco de operação do projeto pertence ao outorgado. Contudo, o risco por ele enfrentado é implantar o projeto no prazo remanescente ao previsto. Assim, um projeto cuja conclusão se faz em 24 meses, havendo uma redefinição de escopo na metade, tem-se que o agente terá 12 meses. Por outro lado, se os atos do Poder Público comprometerem seis meses da execução do projeto, não será a redefinição que deslocará a responsabilidade atinente ao Poder Público ao empreendedor".

Apesar do entendimento de Pepitone, o diretor preferiu concentrar sua fundamentação nos atrasos que ocorreram na emissão da outorga e na assinatura dos contratos de comercialização, que por si só já daria provimento para que houvesse a concatenação do cronograma, sem penalidades para a Renova.

Diante disso, Pepitone reconheceu a excludente de responsabilidade em 170 dias para EOL Araçá, 185 dias para Seraíma e 200 dias para Morrão. No caso de Prata, Tanque e Ventos do Nordeste foram excluídos mais de 220 dias. Os prazos, porém, vão além da entrada em operação da subestação Igaporã 2, por isso o diretor resolveu concatenar o prazo das geradoras com a transmissão, excluir a penalidades do agente e deslocar o período de suprimento dos contratos.

Tudo parecia sair como a Renova desejava. Contundo, na fase de discussão, os diretores Reive Barros, José Juhrosa e Rufino se mostram desconfortáveis com a frequência que esse tipo de pedido vem surgindo na pauta da Aneel.

"É recorrente essa solicitação de excludente por conta de alteração de características técnicas", questionou Barros. "Está se levando mais tempo para se analisar uma mudança de características técnicas do que muitas vezes implantar um aerogerador. Acho que a gente deve tratar junto com o MME para ver qual é a grande dificuldade que se tem nesse processo.”

"Também tenho essa preocupação na linha do que do doutor Reive colocou", disse Rufino. "Tem ocorrido tantos eventos que corroboram com a ideia de atraso no empreendimento. Só com golpe de sorte que os empreendimentos entram na data. É mudança de característica técnica, atraso na outorga, demora na assinatura de contrato, mudança do ponto de conexão, questões ambientais. Tantas coisas que tem influenciado no cumprimento desses prazos e isso não é absolutamente indiferente. Isso causa um impacto muito grande no momento atual com o nível de PLD que temos", completou o diretor-geral da Aneel.

Rufino lembrou que a não entrega de uma energia comprada no prazo resulta numa exposição da distribuidora ao PLD, que num momento atual está "exageradamente alto".

"Não estou absolutamente convencido de que todos esses aspectos estão tão pacíficos que sejam excludentes de responsabilidade", disse Rufino. "Por exemplo, quem assina o CCEAR? A distribuidora e a CCEE. Então por que demorou? A culpa é da CCEE, que é um agente regulado, ou do empreendedor? Acho que deve ter uma investigação bem exaustiva para ver onde está o problema."

Rufino desabafou: "No que está ao alcance do Poder Público nós temos que resolver. Não é possível que a gente não consiga”. Em outro trecho disse: “Se estamos colocando um prazo que não é realista, estamos nos enganando".

Na fase de votação, durante a reunião que aconteceu nesta terça-feira (25/02), Rufino pediu vistas do processo e adiou a decisão.

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