Levantamento feito com base em relatório da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) de acompanhamento e fiscalização das obras já licitadas para reforçar o sistema de transmissão no país indica que 48% delas descumpriram o cronograma estabelecido nos contratos de concessão ou nas resoluções de autorização e precisaram redefinir as datas previstas para o início da operação dos linhões.
O levantamento abrange 421 obras e inclui subestações que dão apoio à rede de transmissão de energia. A média de atrasos é de 14 meses. Há empreendimentos, inclusive de empresas estatais como Furnas e Chesf, com atraso superior a quatro anos. A maioria está relacionada a dificuldades encontradas no processo de licenciamento ambiental.
Com 203 obras em atraso, as empresas de transmissão calculam o prejuízo. Quando as linhas entram em operação, elas passam a ser remuneradas com a Receita Anual Permitida (RAP), que é definida nos leilões de concessão. As licitações fixam uma receita máxima e ganha quem oferece o maior deságio. Se a obra atrasa, a concessionária também deixa de receber a remuneração.
"Há alguns anos, tínhamos tanta tranquilidade que as linhas eram concluídas antes do prazo máximo de implantação, a fim de antecipar receita", afirma José Cláudio Cardoso, presidente da Associação Brasileira das Grandes Empresas de Transmissão de Energia Elétrica (Abrate). "O cenário mudou. Hoje as linhas não entram na data prevista e o setor tem perdas acumuladas de R$ 1,3 bilhão na RAP que já deveria estar recebendo", agrega Cardoso.
Um dos exemplos de atraso ocorreu a hidrelétrica de Dardanelos, no Mato Grosso, com 261 megawatts (MW) de potência instalada. As obras da usina foram concluídas no início do ano, mas ela só entrou em funcionamento comercial em agosto, devido a um impasse com a Funai em torno da linha que conecta o empreendimento ao sistema interligado nacional. Por causa da travessia do rio Juruena, um trecho de 15 quilômetros, as obras de transmissão atrasaram mais de um ano e provocaram um descasamento com o planejamento, cumprido à risca, da geração.
Diferentemente do que ocorre com os empreendimentos de geração, incluindo as grandes hidrelétricas, linhas de transmissão são leiloadas sem licença prévia. Para diminuir o risco dos investidores, a Aneel discute com o Ministério de Minas e Energia a possibilidade de linhas consideradas mais complexas do ponto de vista ambiental já serem licitadas com essa licença concedida.
O presidente da CPFL Renováveis, Miguel Saad, diz que pelo menos dois projetos da empresa são afetados por atrasos na rede de transmissão. No parque eólico Santa Clara, no Rio Grande do Norte, que tem 188 MW de capacidade, o atraso na implantação de estações coletoras (ICGs) para conectar as usinas ao sistema de transmissão adiará em seis meses o início de sua operação.
"As nossas obras estão em dia", diz Saad, garantindo o cumprimento do prazo para o término da construção do parque eólico, em julho de 2012. A previsão, no entanto, é que a conexão ao sistema interligado, sob responsabilidade da Chesf, fique pronta no fim de 2012. A remuneração da CPFL está assegurada nesse caso, embora o país esteja deixando de acrescentar energia necessária para atender ao crescimento da demanda.
Um caso diferente é o da usina Bio Ipê, na região de Dracena (SP), que precisa de uma linha nova para conectá-la à rede de distribuição. Ela deverá gerar 25 MW de energia, a partir do bagaço de cana, e deveria ter entrado em operação em outubro. Com o atraso na conexão, o início do funcionamento foi adiado para dezembro. A CPFL Renováveis só terá receitas com a usina de biomassa após o começo da operação. (Valor Econômico)
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O levantamento abrange 421 obras e inclui subestações que dão apoio à rede de transmissão de energia. A média de atrasos é de 14 meses. Há empreendimentos, inclusive de empresas estatais como Furnas e Chesf, com atraso superior a quatro anos. A maioria está relacionada a dificuldades encontradas no processo de licenciamento ambiental.
Com 203 obras em atraso, as empresas de transmissão calculam o prejuízo. Quando as linhas entram em operação, elas passam a ser remuneradas com a Receita Anual Permitida (RAP), que é definida nos leilões de concessão. As licitações fixam uma receita máxima e ganha quem oferece o maior deságio. Se a obra atrasa, a concessionária também deixa de receber a remuneração.
"Há alguns anos, tínhamos tanta tranquilidade que as linhas eram concluídas antes do prazo máximo de implantação, a fim de antecipar receita", afirma José Cláudio Cardoso, presidente da Associação Brasileira das Grandes Empresas de Transmissão de Energia Elétrica (Abrate). "O cenário mudou. Hoje as linhas não entram na data prevista e o setor tem perdas acumuladas de R$ 1,3 bilhão na RAP que já deveria estar recebendo", agrega Cardoso.
Um dos exemplos de atraso ocorreu a hidrelétrica de Dardanelos, no Mato Grosso, com 261 megawatts (MW) de potência instalada. As obras da usina foram concluídas no início do ano, mas ela só entrou em funcionamento comercial em agosto, devido a um impasse com a Funai em torno da linha que conecta o empreendimento ao sistema interligado nacional. Por causa da travessia do rio Juruena, um trecho de 15 quilômetros, as obras de transmissão atrasaram mais de um ano e provocaram um descasamento com o planejamento, cumprido à risca, da geração.
Diferentemente do que ocorre com os empreendimentos de geração, incluindo as grandes hidrelétricas, linhas de transmissão são leiloadas sem licença prévia. Para diminuir o risco dos investidores, a Aneel discute com o Ministério de Minas e Energia a possibilidade de linhas consideradas mais complexas do ponto de vista ambiental já serem licitadas com essa licença concedida.
O presidente da CPFL Renováveis, Miguel Saad, diz que pelo menos dois projetos da empresa são afetados por atrasos na rede de transmissão. No parque eólico Santa Clara, no Rio Grande do Norte, que tem 188 MW de capacidade, o atraso na implantação de estações coletoras (ICGs) para conectar as usinas ao sistema de transmissão adiará em seis meses o início de sua operação.
"As nossas obras estão em dia", diz Saad, garantindo o cumprimento do prazo para o término da construção do parque eólico, em julho de 2012. A previsão, no entanto, é que a conexão ao sistema interligado, sob responsabilidade da Chesf, fique pronta no fim de 2012. A remuneração da CPFL está assegurada nesse caso, embora o país esteja deixando de acrescentar energia necessária para atender ao crescimento da demanda.
Um caso diferente é o da usina Bio Ipê, na região de Dracena (SP), que precisa de uma linha nova para conectá-la à rede de distribuição. Ela deverá gerar 25 MW de energia, a partir do bagaço de cana, e deveria ter entrado em operação em outubro. Com o atraso na conexão, o início do funcionamento foi adiado para dezembro. A CPFL Renováveis só terá receitas com a usina de biomassa após o começo da operação. (Valor Econômico)
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