Fim da trégua entre sócios de Jirau e Santo Antônio

Disputa agora é em torno da ampliação de capacidade de geração

• 4 Nov 2010
• Valor Economico
• Josette Goulart
• De São Paulo

Chegou ao fim a trégua entre os donos das usinas hidrelétricas de Jirau e Santo Antônio. Depois de um período de calmaria em que os executivos dos dois empreendimentos até trabalharam em conjunto, as diferenças expostas na briga histórica entre GDF Suez e Odebrecht em torno do leilão de Jirau voltaram a dar sinais fortes de que continuam existindo. Desta vez a disputa está sendo travada diretamente entre as duas concessionárias que apresentaram à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) projetos distintos de ampliação de capacidade e operação de reservatórios que podem garantir ou eliminar a possibilidade, paraumou para outro, deuma receita extra estimada em R$ 3 bilhões ao longo de suas concessões.

Desde setembro, a usina de Jirau pressiona a Aneel para aprovar seu projeto de expansão de capacidade. Nas obras da usina, as escavações já estão sendo feitas para abrigar no mínimo mais quatro turbinas do que o projeto original e que gerariam 245 megawatts médios a mais de energia por ano e implicam em um investimento extra de R$ 1 bilhão. Mas para isso a operação do reservatório da usina de Santo Antônio teria que ser feita no nível 70 (altitude em relação ao nível do mar). O problema é que a usina de Santo Antônio bateu à porta da Aneel com um outro projeto que se for aprovado reduz em 40% a nova potência de geração de Jirau.

De acordo com o presidente da Santo Antônio Energia, Eduardo Mello, o projeto de ampliação de capacidade apresentado pela empresa prevê a operação de seu reservatório sazonalmente a uma cota 72. Isso ampliaria a queda da usina e quanto maior a queda, maior a capacidade de gerar energia. Operando à cota 72, ampliando em quatro turbinas a capacidade da usina e levando em conta a ampliação da capacidade de Jirau, a energia a ser entregue ao sistema nacional pelo projeto de Santo Antônio seria de 310 MW médios. O problema para Jirau é que a usina não teria os 245 MW que almeja em seu projeto de ampliação. Isso porque ao operar à cota 72, a queda da usina de Jirau cai em dois metros, reduzindo sua potência para 145 MW médios.

Segundo Mello, na proposta de Jirau, a energia total que chegaria ao sistema seria de 160 MW pois a usina teria um ganho de 245 MW e a perda em Santo Antônio seria de 85 MW médios. Com esse desenho, segundo Mello, não valeria à pena para Santo Antônio investir na ampliação de sua capacidade e por isso o sistema ganharia menos.

Os ganhos com ampliação são importantes para os sócios de Jirau, liderados pela GDF Suez, pois potencializam a rentabilidade do projeto. A concessionária Energia Sustentável do Brasil, que constrói Jirau, não quis se pronunciar sobre o assunto. A usina se apega, entretanto, ao fato de que o edital do leilão de Santo Antônio prevê a operação do reservatório na cota 70. Santo Antônio garante que não fere as regras do edital e tampouco altera as condições do edital de Jirau. Ou seja, a batata quente está nas mãos da Aneel.

Independentemente de a Aneel aprovar um ou outro projeto — ou eventualmente nenhum dos dois — Jirau já tem outro problema que impede a aprovação do seu plano da forma como está. Na semana passada, a agência informou às duas concessionárias que o marco 70 de Santo Antônio precisa ser alterado para 70,5. A alteração teria sido feita pelo IBGE e portanto a Aneel entendeu que não poderia prejudicar a usina de Santo Antônio. Isso por si só já gera uma perda para Jirau.

Na pressão para ter seu projeto aprovada, a concessionária Energia Sustentável do Brasil chegou a cadastrar a venda da energia que será gerada por essa ampliação no leilão do governo federal que acontece no fim do ano. Diferentemente de seu concorrente, Jirau não tem margem para manobrar seu reservatório. A usina tem de operar entre as cotas 82,5 e 90, dependendo do nível de águas, porque caso contrário afeta o volume do rio na Bolívia.

Furnas discorda de multa da Aneel sobre apagão de 2009

Agência aplicou penalidade de R$53,7 milhões por falhas na manutenção de equipamentos

Da redação

Por meio de nota, Furnas afirmou que discorda das conclusões apresentadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) no que diz respeito às causas do blecaute ocorrido no dia 10 de novembro de 2009, que deixou 18 Estados sem energia elétrica e retirou pouco mais de 24 mil MW do sistema elétrico. A estatal diz também que entrará com recurso contra a multa de R$53,7 milhões aplicada pela área técnica da agência reguladora.

A empresa justifica que "o relatório do Operador Nacional do Sistema (ONS) concluiu que o blecaute foi causado por condições climáticas severas e que todas as normas e padrões técnicos foram atendidos (o que foi reiterado pelo Centro de Pesquisas em Energia Elétrica), não cabendo atribuir o evento a falha de operação ou de manutenção", como aponta o relatório do órgão regulador.

Ainda de acordo com Furnas, de 2005 a 2009, foi investido mais de R$1,2 bilhão na modernização do sistema de transmissão, no qual estão incluídos os 900 quilometros e as 9.500 torres do circuito de Itaipu.

São Paulo, 26 de Março de 2010 - 14:12

Aneel culpa Furnas por blecaute de 2009 e aplica multa de R$53,7 mi

Apagão deixou 18 Estados sem energia elétrica e teve origem na linha de transmissão de Itaberá

Por Milton Leal

O blecaute que deixou 18 Estados sem energia elétrica em 10 de novembro de 2009 teve sua origem no desligamento dos circuitos 1, 2 e 3 da linha de transmissão de 765KV de Itaberá, que transporta a energia gerada pela hidrelétrica de Itaipu (14.000MW).

Segundo o relatório da área de fiscalização da Aneel, que foi publicado nesta quinta-feira (25/03), a falha ocorreu porque Furnas, responsável pela operação da linha, executou alterações nas unidades instantâneas de sobrecorrente dos reatores dos circuitos 1 e 2 da linha Ivaiporã – Itaberá, mas não efetuou o mesmo procedimento no circuito 3, como havia sido estipulado pela agência em julho do ano passado. A área técnica do órgão regulador decidiu, devido a esse fato, multar a empresa estatal em R$53,7 mihões.

“No dia 10 de novembro, o ajuste da proteção de sobrecorrente residual do reator do circuito 3 em Ivaiporã não havia sido alterado de 800A para 1600A, quando ocorreu uma corrente de cerca de 1500A, provocando o desligamento do terceiro circuito entre Ivaiporã e Itaberá, abrindo a interligação elétrica entre as duas subestações”, diz trecho do relatório de fiscalização da Superintência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade (SFE) da Aneel.

A assessoria de imprensa de Furnas informou à reportagem do Jornal da Energia que a companhia foi notificada e que irá recorrer da decisão da Aneel. A empresa afirma que o blecaute não ocorreu devido a falhas de equipamentos.

Ainda de acordo com o documento, na ocorrência as proteções dos circuitos 1 e 2 atuaram corretamente. “O circuito 3 desligou pela atuação da proteção de sobrecorrente residual do reator na linha de transmissão no terminal de Ivaiporã, devido à pendência na alteração do ajuste de sua unidade instantânea”, diz outro trecho do relatório.

Os fiscais da Aneel ainda apontam que os relés semi-estáticos que estão instalados nos circuitos 1 e 2 da linha possuem tecnologia obsoleta. “No sistema de Furnas existe uma grande quantidade de relés semi-estáticos com histórico de atuações incorretas nas linhas de 765, 500 e 345KV constatadas em várias ocorrências no sistema de transmissão”.

Raio-x do blecaute

O blecaute do dia 10 de novembro de 2009 ocorrido às 22h13min teve sua origem no desligamento dos circuitos 1, 2 e 3 da linha de transmissão 765KV Itaberá - Ivaiporã provocando rejeição de 5.564MW de geração da UHE Itaipu 60 Hz, bem como a abertura dos circuitos remanescentes que compõem a interligação Sul-Sudeste, em 525KV, 500KV, 230KV e 138KV, interrompendo adicionalmente um fluxo de 2.950MW, no sentido do Sul para o Sudeste e o desligamento dos dois bipolos do Sistema HVDC, que no momento estavam transmitindo 5.329MW. Em função dos desligamentos acima mencionados e das
condições de operação do sistema ocorreram outros desligamentos que acarretaram uma interrupção total de 24.436 MW (40%) de cargas do SIN.

A perturbação teve início com uma falta monofásica (incidência de um curto-circuito - flashover), envolvendo a fase B (branca) e a terra, na linha de transmissão 765KV Itaberá - Ivaiporã circuito 1, localizado no isolador de pedestal do filtro de ondas do terminal da subestação de Itaberá. Antes da eliminação do defeito acima, cerca de 13,5 milissegundos após, ocorreu um novo curtocircuito monofásico envolvendo a fase A (vermelha) da LT 765KV Itaberá - Ivaiporã circuito 2.
Na seqüência, antes da eliminação dos defeitos nos circuitos 1 e 2, houve novo defeito cerca de
3,5 milissegundos depois, envolvendo a fase C (Azul), localizado na Barra A de 765KV da subestação de Itaberá.

A falha da LT 765KV Itaberá - Ivaiporã circuito 1 foi eliminada pelas atuações das proteções principal e alternada de distância, baseadas no princípio de ondas trafegantes, em 48 milissegundos, em ambos os terminais da linha.

A falha na LT 765KV Itaberá - Ivaiporã circuito 2 foi eliminada em 48,8 milissegundos, pelas atuações das proteções principal e alternada de sobrecorrente direcional para faltas desbalanceadas (MOD III-GE), unidades de subalcance em Itaberá e de sobrealcance, associados aos esquemas de teleproteção, no terminal de Ivaiporã.

A falha na Barra A – 765KV, da subestação de Itaberá, foi eliminada pela atuação da proteção Diferencial de Barra local, em 41,9 milissegundos. Decorridos 42,2 milissegundos da eliminação da última falta, houve a atuação da proteção de sobrecorrente instantânea residual do Reator “shunt” da LT 765KV Itaberá – Ivaiporã circuito 3, em Ivaiporã, acarretando o desligamento de Ivaiporã.

Clique aqui para ler a íntegra do relatório de fiscalização

Clique aqui para ler a exposição de motivos.

Belo Monte: participação de subsidiárias da Eletrobras será decidida esta semana

Empresas terão, ao todo, entre 40% e 49% e recursos virão da Eletrobras, segundo ministro Edison Lobão

Alexandre Canazio, da Agência CanalEnergia, Planejamento e Expansão
22/03/2010

O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, disse nesta segunda-feira, 22 de março, que a participação das subsidiárias da Eletrobras nos consórcios, que disputam a hidrelétrica de Belo Monte (PA-11.233 MW) será decidida ainda esta semana. As empresas - Furnas, Chesf, Eletronorte e Eletrosul - terão de 40% a 49% dos consórcios, que disputarão o leilão de 20 de abril. Segundo Lobão, não importa quais empresas entrarão nos grupos porque os recursos virarão da Eletrobras.

O ministro revelou que a participação da Eletrobras já nos consórcios se deve a um pedido das próprias empresas consorciadas. "A perspectiva das empresas era de uma participação desde o início do processo", afirmou. O desejo do governo era que a Eletrobras entrasse apenas após se conhecer o vencedor do certame. Em relação a um deságio em relação ao preço teto de R$ 83 por MWh, Lobão afirmou que espera um preço semelhante ao da hidrelétrica de Santo Antônio de R$ 78/MWh.

Lobão afirmou que não há intenção em prejudicar os consórcios, por isso, a Eletrobras estará em quantos consórcios se apresentarem. Contudo, os dois consórcios, que já se apresentaram, devem ser os únicos a participar. Estão na disputa um consórcio com Andrade Gutierrez Participações, Neoenergia, Vale e Votorantim Energia. O outro tem a participação de Odebrecht, Camargo Correa, FI-FGTS e Funcef.

Transmissão - A energia de Belo Monte será transmitida ao Sistema Interligado Nacional através do linhão Tucuruí-Manaus-Macapá. Segundo José Antonio Muniz Lopes, presidente da Eletrobras, será construída uma linha de 20 quilômetros entre a subestação coletora da usina e a subestação de Xingu. "Um reforço será necessário nessa linha após a motorização de metade da usina", salientou o executivo.

O secretário-executivo do MME, Márcio Zimmermann, afirmou que, devido à pré-existência de uma linha, o custo de transmissão de Belo Monte será menor que das usinas do rio Madeira. "Enquanto, em Santo Antônio, dos R$ 78/MWh do preço da energia, R$ 24 eram transmissão; em Belo Monte, serão R$ 14/MWh", contou o secretário.

Concessões - Ao participar do lançamento da "nova Eletrobras", Lobão disse aomda que a solução para a renovação das concessões dos empreendimentos do setor elétrico vai ficar para o próximo governo. "Os estudos estão sendo realizados para a decisão do próximo governo", afirmou o ministro. Ele ressaltou que, atualmente, há regras vigentes de como proceder com as concessões. "Ainda faltam cinco anos para a primeira concessão vencer", frisou. Ele ressaltou que o setor elétrico não está desregulado, por isso, a falta de pressa em apresentar uma solução para a questão

Obras avançam nas usinas de Simplício e Foz do Chapecó

Mais uma etapa da montagem eletromecânica de ambas as plantas foi cumprida

Da redação

A usina Foz do Chapecó, localizada entre os estados de Santa Catarina e Rio Grande do Sul, teve mais uma etapa cumprida com a descida do primeiro rotor da unidade geradora 1. A peça tem cerca de 530 toneladas com todos os componentes. A previsão é de que o empreendimento inicie operação comercial da primeira máquina em 31 de agosto de 2010.

Na usina de Anta, um pré-distribuidor no poço da unidade geradora 1 foi instalado na última segunda-feira (15/03). O equipamento, que pesa aproximadamente 30 toneladas e possui 24 palhetas fixas, levou cerca de duas horas para ser instalado. Ele atua na orientação do escoamento do fluxo de água para o rotor.

Os empreendimentos Anta e Foz do Chapecó são usinas de Furnas. A usina de Anta faz parte do Aproveitamento Hidrelétrico (AHE) de Simplício, que está sendo construído no rio Paraíba do Sul, na divisa dos estados de Minas Gerais e Rio de Janeiro.