2013.1
Boletim de Notícias de
Transmissão de Energia
Elétrica
Redator: Moisés Araujo Oliveira
Orientador: Antônio Luiz Silva Moisés
2013.1
INSTITUTO FEDERAL DE EDUCAÇÃO, CIÊNCIA E TECNOLOGIA DA BAHIA
TÍTULO:
BOLETIM DE NOTÍCIAS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
EDITOR:
MOISÉS ARAUJO OLIVEIRA
DATA DE CATALOGAÇÃO:
21 DE MAIO DE 2013
TIPO:
BOLETIM
IDIOMA:
PORTUGUÊS
PROFESSOR:
ANTÔNIO LUIZ SILVA MOISÉS
Linhas de transmissão em São Paulo seguem
padrão da Aneel
Colaborador: Agenor Sodré
Fonte: Notícias JusBrasil
Data da publicação: 08/03/2013
O representante da Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (Cteep),
Paulo César de Oliveira Teixeira, afirmou nesta sexta-feira (8) que todas as linhas de
transmissão de energia em operação no Estado de São Paulo atendem aos limites
definidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e, portanto, os parâmetros
fixados pela Organização Mundial de Saúde (OMS).
Segundo ele, a diminuição nos valores limites de campos magnéticos implica a adoção
de medidas com impacto tarifário, social e visual que, necessariamente, deve passar pela
aprovação do Estado brasileiro, que permite que as empresas transmissoras operem em
regime de concessão.
Além do aspecto econômico-financeiro, para a adoção de medidas de mitigação haverá
limitações à operação (restrição de carga) e à manutenção (impacto na qualidade do
fornecimento), alertou Paulo César.
Engenheiro eletricista e mestre na área pela Universidade Federal de Minas Gerais
(UFMG), Paulo César fez uma apresentação abrangente sobre como são gerados os
campos eletromagnéticos, as formas possíveis de minimizar a incidência da radiação
gerada por esses campos no meio ambiente e seus custos.
Segundo ele, estudos mostram que com o enterramento de linha o campo
eletromagnético pode reduzir-se à metade. Além dessa vantagem, essa solução tem
pequeno impacto visual. Por outro lado, ela apresenta maiores problemas de operação,
grande complexidade para reparo e manutenção com aumento na taxa de
indisponibilidade e mais limitações no uso da terra no interior da faixa de passagem,
que é a faixa de segurança de uma linha de transmissão de energia.
Ele acrescentou que para a obtenção do valor de um microtesla (unidade de medida de
campos eletromagnéticos), vigente hoje na Suíça, seria necessário que as faixas de
segurança das linhas de transmissão hoje existentes, que são de 30 metros, teriam de ser
aumentadas para 90 metros. O custo para aquisição desses 60 metros de terreno
complementar, disse o engenheiro, ficaria em cerca de R$ 3,5 milhão.
O engenheiro informou que o valor referência que a Agência Nacional de Energia
Elétrica (Aneel) tem hoje para aquisição de terreno em zona urbana é de cerca de R$ 60,
mas observou que o valor referência das empresas no municípios de São Paulo e São
José dos Campos fica em torno de R$ 250 a R$ 300 o metro quadrado. Vemos que essa
estimativa de R$ 3 milhões está, provavelmente, muito abaixo do que seria necessário.
Ou seja, esses custos podem se tornar astronômicos, disse.
Ainda segundo Paulo César, para obter o campo de um microtesla seria necessário
alterar a estrutura padrão das torres, que é de 26 metros, para 62 metros. Percebemos, de
uma forma bastante simplista, que estamos falando em triplicar as faixas de passagem
ou triplicar a altura das estruturas.
A Cteep é uma concessionária privada do setor de transmissão de energia elétrica.
Sediada em São Paulo, a empresa está presente, com ativos próprios e por meio de
subsidiárias e participações, em 16 estados brasileiros.
Neoenergia conquista Linha de Transmissão
de 169 km entre Rio Grande do Norte e
Paraíba
Colaborador: Ana Karolina Barreto
Fonte: Portal Rio Capital da Energia
Data da publicação: 10/05/2013
O Grupo Neoenergia conquistou o Lote G ofertado no Leilão de Transmissão de energia
promovido nesta sexta-feira (10/05), pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel),
em São Paulo. A linha adquirida pela Neoenergia tem 196 km de extensão e ligará a
Subestação Ceará Mirim II, no Rio Grande do Norte, à Subestação Campina Grande III,
na Paraíba.
Esta é a primeira linha de transmissão de 500 kV (quilovolts) arrematada pelo Grupo
Neoenergia, que já contava com 450 km de linhas de transmissão de 230 kV.
A nova linha de transmissão vai contribuir com a qualidade do fornecimento de energia
no Rio Grande do Norte, onde distribuição é feita pela Cosern, empresa do Grupo
Neoenergia. Também contribuirá com o reforço do sistema elétrico no Nordeste. A obra
tem prazo de conclusão de 28 meses.
O Grupo Neoenergia está entre os 40 maiores grupos privados do país. Presente em 12
estados, atua em toda a cadeia de energia: geração, transmissão, distribuição e
comercialização. Desde a sua constituição até dezembro de 2012, acumula
investimentos da ordem de R$ 24 bilhões.
Na área de distribuição de energia, possui 9,6 milhões de unidades consumidoras na
Bahia, Pernambuco e Rio Grande do Norte, por meio de suas concessionárias Coelba,
Celpe e Cosern, respectivamente.
Na área de geração, também se destaca: possui capacidade instalada de 1.558 megawatts
(MW) e deve devem chegar a 4.087 MW até 2019, por meio de novos empreendimentos
como as usinas de Teles Pires, Baixo Iguaçu, Belo Monte e os 10 parques eólicos, estes
em construção em parceria com a Iberdrola.
Apagões de eficiência e de tecnologias: linhas
de transmissão
Colaborador: Ari Chabi
Fonte: Ecoa Rios Vivos
Data da publicação: 14/02/2011
A falta de manutenção e de investimento em novas tecnologias de transmissão de
energia em alta tensão é o principal problema no Brasil. O sistema atual ainda é
jurássico e não tem mais capacidade de suporte para o aumento da demanda. Só
quem esteve fazendo pesquisa em grandes lojas de eletrodomésticos antes do Natal,
pode ter uma ideia da procura por aparelhos de ar condicionado.
Um sistema de transmissão de alta tensão leva a energia da unidade geradora –
hidrelétrica, termelétrica, eólica - até a subestação transformadora de onde saem as
linhas de distribuição para o consumidor. O conjunto da transmissão de alta tensão é
formado de cabos condutores, cabos para-raios, estruturas metálicas, espaçadoresamortecedores, cadeias de isoladores, torres autoportantes ou estaiadas e subestações
transformadoras que têm mais outros tantos componentes.
Quase todas as linhas de transmissão no Brasil têm mais de 30 anos, exceto o terceiro
circuito de Itaipu Itaberá-Tijuco Preto III que foi concluído em 2001, depois de um
histórico de quatro anos de irregularidades no processo de licenciamento questionadas
pelo ministério público. Visitei subestações de Furnas e tive a impressão de ter voltado
no tempo, para a idade da pedra em tecnologia. Impossível não notar os painéis de
controle na base das luzinhas coloridas piscando como árvores de natal, alavancas
mecânicas, sinais sonoros, reloginhos de ponteiros e salas de controle em estado de
sucata, além de decibéis incompatíveis com a saúde do trabalhador. Eis alguns dos
problemas.
Novas tecnologias
No ano passado foi inaugurada a linha de transmissão de energia em ultra-alta tensão
mais extensa e potente do mundo, na China. O projeto Xiangjiaba-Xangai de 800 kV
tem aproximadamente 2.000 quilômetros e é uma nova referência em capacidade de
transmissão, ocupa menos espaço e as perdas ficam abaixo de 7%. A economia é
equivalente à demanda de energia de aproximadamente um milhão de pessoas na China.
No Brasil as perdas de transmissão ultrapassam os 20%.
Esse sistema de alta capacidade, na China, compreende uma única linha de transmissão
aérea. A nova tecnologia dispõe de um sistema de controle avançado com maior
capacidade e eficiência e é adequado para países com dimensões continentais onde os
centros de consumo estão localizados longe das geradoras de energia.
Então, diante desses avanços tecnológicos, não faz o menor sentido construir o sistema
de transmissão das usinas do Madeira com tecnologia ultrapassada – são duas linhas,
uma ficará em standby o que comprova não só a falta de confiança no sistema como o
interesse do setor de energia em promover obras desnecessárias – com um corredor de
10 quilômetros de largura.
Infelizmente, o desenvolvimento de novas tecnologias, novos conceitos de
equipamentos, a manutenção e as especificações técnicas de componentes mais
evoluídos com sistemas informatizados, controle digital, menor impacto e mais
eficiência, ainda não chegaram ao Brasil. Já há empresas oferecendo até linhas de
transmissão subterrâneas de alta tensão. Mas como as empresas estatais Eletronorte,
Furnas e Cemig dominam o setor de transmissão de alta tensão, só nos resta amargar
prejuízos.
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) deveria defender os consumidores
desses prejuízos causados pelos recorrentes apagões e pela incapacidade gerencial, falta
de investimentos em novas tecnologias das empresas estatais e, concessionárias
privadas. Depois da privatização não houve investimento em modernização de estações
transformadoras, subestações e muito menos nas redes de distribuição e transmissão.
Outro ponto a considerar sobre transmissão seria a substituição da CA – corrente
alternada, usada em todas as linhas no Brasil, por CC – corrente contínua que é mais
eficiente, mas é uma tecnologia ainda não dominada por aqui. Devido à falta de
investimento em tecnologias, o sistema de transmissão do Madeira só ficará pronto em
2015, muito depois da primeira turbina de Santo Antônio começar a operar!
A tecnologia de corrente contínua requereria a repaginação de todas as UHEs do Brasil,
já que existe uma incompatibilidade com as máquinas geradoras antigas. A LT do
Madeira – com os dois circuitos de 600kv CC - será acompanhada de outras linhas de
transmissão convencionais paralelas (plural porque são várias), mas com o mesmo
conceito e componentes ultrapassados (fabricados pelas mesmas indústrias desde
sempre) usados há três décadas ou mais.
Quanto à geração, o problema virá com a diminuição da capacidade das hidrelétricas
com mais de 30 anos e numa curva descendente, pois ultrapassaram em muito o limite
da vida útil dos seus reservatórios já assoreados. Turbinas de última geração já estão
disponíveis no mercado e a simples troca das ultrapassadas poderia revitalizar e
aperfeiçoar a capacidade de geração, evitando construir Belo Monte, inclusive; no
entanto não interessa às concessionárias, a esta altura, investir em modernização, uma
vez que estão também no limite dos seus contratos que serão objeto de revisão a partir
deste ano.
Enquanto a China resolve seu problema de transmissão especial de alta tensão a longa
distância, reduz as perdas e os corredores, poupa energia, aumenta a eficiência e
utilizam métodos de transmissão econômica, segura e eficiente, nós no Brasil
continuamos nas mãos da ineficiência da Eletronorte, Furnas e Cemig e enfrentando
apagões.
Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão
Colaborador: George Duarte
Fonte: ANEEL
Data da publicação: 26/06/2012
O serviço de transporte de grandes quantidades de energia elétrica por longas distâncias,
no Brasil, é feito utilizando-se de uma rede de linhas de transmissão e subestações em
tensão igual ou superior a 230 kV, denominada Rede Básica.
Qualquer agente do setor elétrico, que produza ou consuma energia elétrica tem direito à
utilização desta Rede Básica, como também o consumidor atendida certas exigências
técnicas e legais. Este é o chamado Livre Acesso, assegurado em Lei e garantido pela
ANEEL.
A operação e administração da Rede Básica é atribuição do Operador Nacional do
Sistema Elétrico - ONS, pessoa jurídica de direito privado, autorizado do Poder
Concedente, regulado e fiscalizado pela ANEEL, e integrado pelos titulares de geração,
transmissão, distribuição, comercialização e também pelos consumidores com conexão
direta à rede básica. O ONS tem a responsabilidade de gerenciar o despacho de energia
elétrica das usinas em condições otimizadas, envolvendo o uso dos reservatórios das
hidrelétricas e o combustível das termelétricas do sistema interligado nacional.
O pagamento do uso da transmissão aplica-se também à geração da Itaipu Binacional.
Entretanto, devido às características legais dessa usina, os encargos correspondentes são
assumidos pelas concessionárias de distribuição detentoras das respectivas quotas-partes
da potência da usina.
As tarifas de uso do sistema de transmissão - TUST são calculadas com a metodologia
nodal, que dá um sinal econômico locacional, conforme preconizado em Lei. As tarifas
são reajustadas anualmente na mesma data em que ocorrem os reajustes das Receitas
Anuais Permitidas - RAP das concessionárias de transmissão. Esse período tarifário
inicia em 1º de julho do ano de publicação das tarifas até 30 de junho do ano
subsequente.
A Resolução Normativa nº 067, de 8 de junho de 2004, foram introduzidos
aperfeiçoamentos nas regras de composição da Rede Básica, que passou a contemplar as
instalações de transformação necessárias para rebaixar as altas e extra-altas tensões da
transmissão - iguais ou superiores a 230 kV - para as tensões de distribuição. Outro
aspecto importante associado a esse regulamento é que o serviço de transmissão
prestado por essas unidades transformadoras é pago por distribuidoras que dele se
beneficiam, mediante a criação de uma parcela específica da TUST, denominada TUST-
FR, que incorpora, ainda, os custos de transporte associados às Demais Instalações de
Transmissão - DITs compartilhadas entre as concessionárias de distribuição.
A parcela principal da TUST, a TUST-RB refere-se às instalações de transmissão
integrantes da Rede Básica, com nível de tensão igual ou superior a 230 kV, utilizadas
para promover a otimização dos recursos elétricos e energéticos do sistema e, portanto,
gera tarifas aplicáveis a todos os usuários. Seu cálculo é realizado a partir de simulação
com o Programa Nodal, que utiliza como dados de entrada a configuração da rede,
representada por suas linhas de transmissão, subestações, geração e carga, uma receita
total a ser arrecadada e alguns parâmetros estabelecidos por meio da Resolução nº 117,
de 2004. Essa receita é composta da RAP a ser paga às concessionárias de transmissão,
de parte do orçamento do ONS, de uma Parcela de Ajuste, correspondente às diferenças
de arrecadação do período anterior e de uma previsão de receita para pagamento de
instalações de transmissão que irão entrar em operação ao longo do período
considerado.
Devido às regras de composição da Rede Básica fixadas pela Resolução Normativa n.º
067/2004, o Programa Nodal foi modificado para permitir o cálculo da TUST-FR,
porém mantendo, integralmente, a Metodologia Nodal originalmente desenvolvida para
cálculo da TUST-RB, conforme dispõe a Resolução nº 281, de 1999. Outras inovações
no cálculo das tarifas foram traduzidas pelas Resoluções Normativas nº349/2009 e
nº399/2010. Esta última introduziu um sinal econômico para TUST Fora de Ponta, com
início a partir do ciclo 2011-2012.
Ressalta-se que a Resolução Normativa nº 429/2011, apresentou regra de transição para
arrecadação dos recursos no horário fora de ponta, devendo ser recuperado apenas 1/3
dos recursos originalmente previstos na REN 399/2010 neste ciclo, ficando o restante
referente ao segmento consumo recuperado no horário de ponta. No ciclo 2012-2013
será aplicado 2/3 e somente a partir do ciclo 2013-2014, a TUST fora ponta será
aplicada em sua totalidade, finalizando a regra de transição.
A base de dados e o Programa Nodal que trata deste tema estão disponíveis para
simulações na Seção Programa Nodal.
Especificamente para o ciclo tarifário 2012-2013, os dados de entrada utilizados para o
cálculo da TUST, aprovados pela REH 1.316/2012, apresentam os seguintes valores
(em R$):
Dados de Entrada do Nodal
RAP-RB (R$X1000)
R$ 11.850.855,49
GER fora da RB - REN 349/2009 (R$X1000) R$ 499.585,69
ONS - orçamento (R$X1000)
R$ 473.617,00
IGP-M (%)
4,2614509%
Fator FP (2/3) da REN 399/2010 (%)
66,67%
Adicionalmente, de forma a permitir a simulação das tarifas do horário fora de ponta e
da TUSDg, é necessário ativar no programa nodal as seguintes opções:
1. Na caixa “Calcular”, as opções “TUST-FR” e “TUSDg”;
2. Na caixa “TUST Fora de Ponta”, as opções “Calcular”, “TRA Prop.” e “Definir
Percentual”;
Ao ativar a opção “Definir Percentual” o usuário deverá utilizar o valor de 66,67%, que
corresponde ao percentual estabelecido para o ciclo 2012-2013 conforme Resolução
Normativa nº 429, de 2011.
As tarifas nodais aplicáveis às centrais geradoras, aos importadores e/ou exportadores
de energia e às distribuidoras encontram-se nos anexos I, III e V da REH 1.316/2012.
Os consumidores livres e autoprodutores com unidade de consumo diretamente
conectada à Rede Básica - instalações de transmissão com tensão igual ou superior a
230 kV têm suas tarifas individualizadas, TUST-RB, calculadas pelo Programa Nodal e
associada ao ponto de conexão do acessante. As tarifas incorporam, ainda, três encargos
setoriais de responsabilidade do segmento de consumo, em R$/MWh: a Conta de
Consumo de Combustíveis - CCC, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, e o
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA. As
tarifas aplicáveis aos consumidores livres conectados diretamente à rede básica de
transmissão estão dispostas no Anexo II da REH 1.316/2012.
A Resolução Normativa nº 267/2007, alterou a sistemática de cálculo da TUST para os
novos empreendimentos de geração participantes de leilões de energia. Assim,
previamente a cada leilão, a ANEEL calcula um conjunto de 10 tarifas para aquelas
centrais geradoras com conexão diretamente a rede básica e que não estejam em
operação comercial. Para o ciclo 2012-2013, as centrais geradoras, alcançadas pela
norma, têm suas tarifas publicadas no Anexo VII da REH 1.316/2012.
A tarifa de transporte da energia gerada pela UHE Itaipu Binacional destina-se ao
pagamento a FURNAS Centrais Elétricas pela disponibilização do sistema de
transmissão de sua propriedade para uso exclusivo como instalações de conexão da
usina. Este sistema é composto pelas linhas de transmissão Itaipu/Ivaiporã 765 kV e
Itaipu/Ibiúna 600 kVCC, que não fazem parte da Rede Básica. A tarifa é paga
unicamente pelos detentores de quota-parte de Itaipu.
A Resolução Normativa nº349/2009 estabeleceu os critérios para o cálculo locacional
da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição aplicável às centrais geradoras – TUSDg
conectadas no nível de tensão 138 kV ou 88 kV, encerrando o processo de transição
iniciado na separação dos âmbitos de transmissão e distribuição, a partir da REN
067/2004.
O Anexo VIII da REH 1.316/2012 estão dispostos os encargos anuais a serem pagos
pelas distribuidoras, de acordo com a REN 349/2009, a título de repasse a Rede Básica
pelo uso da transmissão de geradores conectados em redes de distribuição, para o ciclo
2012-2013.
Em 4 de abril de 2011, o MME editou as Portarias nº 210 e nº 211 que equiparam, para
efeitos técnicos e comerciais, aos concessionários de serviços público de transmissão de
energia elétrica as instalações, respectivamente, do Sistema de Transmissão Garabi 1 e
Garabi 2 necessárias aos intercâmbios internacionais de energia elétrica autorizadas à
CIEN. Conforme a Lei nº 12.111, de 2009, o usuário das instalações internacionais
contribuem com um adicional de tarifa de uso específico - ADTUE visando a
modicidade tarifária da transmissão.
Em 5 de agosto de 2011, foi publicada a Resolução Normativa nº 442, de 26 de julho de
2011, que regulamentou as disposições relativas às instalações de transmissão de
energia elétrica destinadas a interligações internacionais de que tratam os §§ 6º e 7º do
art. 17 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, incluídos pela Lei nº 12.111, de 9 de
dezembro de 2009, e o art. 21 do Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010,
estabelecendo o adicional de tarifas de uso específico – ADTUE.
Para o ciclo 2012-2013, o valor a ser utilizado pelo ONS para cálculo do ADTUE é R$
278.276.937,55 (duzentos e setenta e oito milhões, duzentos e setenta e seis mil,
novecentos e trinta e sete reais e cinquenta e cinco centavos), que se encerra em 30 de
junho de 2013.
ONS promete medidas especiais durante a
Copa
Colaborador: Rafael Casaes
Fonte: Jornal da Energia
Data da publicação: 11/04/2013
Durante os jogos, haverá redução no carregamento dos principais troncos de
transmissão, com o objetivo de minimizar os riscos de queda por sobrecarga.
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) vai tomar medidas preventivas
especiais para garantir a estabilidade no fornecimento de energia elétrica no país no
próximo ano durante a Copa do Mundo, especialmente nas 12 cidades-sede dos jogos. A
garantia foi dada na tarde desta quarta-feira (10/04), em entrevista na Câmara dos
Deputados, pelo diretor do ONS, Hermes Chipp.
Durante os jogos da Copa haverá redução no carregamento dos principais troncos de
transmissão, com o objetivo de minimizar os riscos de queda de fornecimento por
sobrecarga, além da garantia adicional propiciada pelas usinas termelétricas, que são
usadas para reforçar a estabilidade do sistema durante o ano inteiro. Foram criadas oito
forças tarefa para cuidar do suprimento durante os jogos, com base no desempenho da
transmissão de alta tensão e do potencial de distribuição.
A preparação para a Copa tem custo estimado em R$ 100 milhões, segundo informou
Chipp. Além das providências do ONS, os estádios estarão equipados com sistemas de
geração própria. “O ONS faz um trabalho preventivo em dias importantes como o Natal
ou o Reveillon e a Copa das Confederações [disputada entre 15 e 30 de junho deste ano]
será um primeiro teste para o funcionamento do sistema de controle que foi implantado
para a Copa do Mundo”, disse o diretor.
Chipp participou de audiência pública na Comissão de Minas e Energia da Câmara dos
Deputados, que se reuniu na quarta-feira para discutir a confiabilidade do sistema
brasileiro de transmissão de energia elétrica em face das quedas de energias acontecidas
no país no ano passado.
O presidente interino da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Romeu
Donizete Rufino, disse, durante a audiência pública, que a agência se reúne sempre com
os representantes das empresas do setor elétrico e também com acionistas para cobrar a
qualidade e multar por deficiências de serviços prestados.
O ONS avalia que as causas das quedas de energia que aconteceram no ano passado,
especialmente entre setembro e dezembro, foram identificadas e se deveram a efeitos
localizados. Chipp não acredita que falte manutenção ou que tenha havido sabotagem.
"Há equipamentos mais novos, com tecnologia moderna, e também a maior parte
aparato tem mais de 40 anos de uso, o que não significa que esteja sucateado. Há
necessidade de manutenção preventiva, isso sim", diz, exemplificando que "uma pessoa
mais nova tem menos chance de adoecer. As usinas de geração são projetadas para
trabalhar durante 30 anos, mas têm condições de funcionar acima de 100 anos,
dependendo da manutenção que tiverem".
Obras de transmissão de
Araraquara são suspensas
energia
em
Colaborador: Vagner Castro
Fonte: Notícias MPF PGR
Data da publicação: 2005
Decisão da Justiça atende pedido do MPF em São Paulo
A pedido do Ministério Público Federal em São Paulo, a Justiça Federal de Araraquara
determinou a suspensão das obras da linha de transmissão de energia elétrica que corta o
município de Boa Esperança do Sul. A Transmissora de Energia S/A (Ate) conseguiu
obter junto ao Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e dos Recursos Naturais
Renováveis (IBAMA) as licenças ambientais, porém foram encontradas irregularidades
relativas às normas ambientais - a autorização de instalação das torres ignorou a
existência de diversas reservas legais, vegetação que não pode ser suprimida.
Na ação, o MPF classifica o empreendimento como potencial causador de degradação
ambiental, o que torna imprescindível o licenciamento ambiental. Passando por 24
municípios, sendo 17 no estado de São Paulo e sete no Paraná, a linha de transmissão de
energia elétrica afetaria diretamente 2.176,2 hectares. Além disso, sua área de influência
passaria próximo de 11 unidades de conservação e uma terra indígena, denominada
Araribá.
O MPF acompanhou o licenciamento para implantação da linha de transmissão
Londrina - Araraquara e constatou falhas no Estudo de Impacto Ambiental (EIA) e no
Relatório de Impacto ao Meio Ambiente (RIMA). Uma delas foi a omissão da
existência da área de proteção ambiental estadual da bacia hidrográfica do rio Batalha,
já questionada em Ação Civil Pública pelo MPF em Bauru.
Assim, o MPF pediu à Justiça Federal que determine ao IBAMA que suspenda as
licenças expedidas e realize novas vistorias nos municípios de Araraquara e Boa
Esperança do Sul. Caso os pedidos do Ministério Público sejam aceitos, a
empreendedora Ate deverá apresentar alternativas para o empreendimento, retirar das
áreas de reserva as torres e demais equipamentos nelas alocados e realizar efetiva
recuperação da área degradada das reservas, pela realização indevida das obras.
Para evitar maiores danos ambientais, o juiz federal Peter de Paula Pires determinou a
suspensão das obras, até que decida sobre os pedidos do MPF.
ONS espera propostas para Rio Madeira e
Sul-Sudeste
Colaborador: Vitor Reis
Fonte: Agência Estado
Data da publicação: 20/05/2013
O provável atraso na construção das linhas de transmissão que reforçariam o sistema de
escoamento da energia das usinas do Rio Madeira (RO) e a interligação entre SulSudeste preocupa o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Esses projetos
foram ofertados ao mercado no último leilão de transmissão, há duas semanas, mas não
obtiveram propostas dos participantes. "Esperamos que esses projetos estejam
contemplados no leilão de transmissão de setembro", afirmou o diretor-geral do ONS,
Hermes Chipp, que participou nesta segunda-feira de aula inaugural do Programa de
Planejamento Energético da Coppe - Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação
e Pesquisa de Engenharia, da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).
Os projetos em questão são as linhas Araraquara - Itatiba e Araraquara - Fernão Dias,
ambas em São Paulo, que estão relacionadas ao sistema de escoamento de energia das
usinas do Rio Madeira, e a Itatiba - Bateias (PR), que visa reforçar o intercâmbio de
energia entre Sul e Sudeste. "Essa é uma linha muito importante", afirmou Chipp, que
há tempos defende investimentos em geração térmica e linhas de transmissão no Sul do
país para ampliar a confiabilidade e a segurança do suprimento da região. Os projetos
não tiveram oferta na licitação porque os investidores consideraram baixas as taxas de
retorno fixadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica.
Após o evento, Chipp afirmou que o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico
(CMSE) pode aprovar em junho o desligamento de mais térmicas, dependendo da
evolução das chuvas. Segundo o diretor-geral do ONS, as chuvas não têm sido tão
favoráveis este mês. "A previsão dos meteorologistas é que junho será melhor que
maio", disse. Atualmente, o nível dos reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste está em
62,2%.
No início deste mês, o CMSE determinou o desligamento de quatro usinas a diesel, que
possuem o custo de geração mais alto do sistema elétrico. Nos cálculos do governo
federal, a desativação dessas térmicas trará uma economia de R$ 260 milhões por mês,
dos quais R$ 100 milhões para os consumidores. Hoje, o nível de geração das térmicas
está em 14,5 mil Megawatts (MW) médios.