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Atraso afeta as obras de geração e distribuição no País

Auditoria do Tribunal de Contas da União (TCU) constatou grandes atrasos nas obras de geração e transmissão de energia elétrica leiloadas pelo governo entre 2005 e 2012. Na geração, 79% dos empreendimentos hidrelétricos e 75% das termelétricas estão com atrasos, enquanto 83% das obras de linhas de transmissão também estão fora do cronograma. Os ministros do TCU aprovaram na semana passada, por unanimidade, uma série de determinações à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e ao Ministério de Minas e Energia, para coibir os atrasos e tentar minimizar sua principal consequência, a redução da oferta de energia no País.

Entre as usinas hidrelétricas, 79% deixaram de cumprir o cronograma previsto para entrar em operação, com um atraso médio de oito meses nas obras. Entre as usinas eólicas, o percentual é de 88%, com um atraso médio de 10 meses. Nas usinas térmicas, o atraso médio de 11 meses atinge 75% das unidades, e nas PCHs (pequenas centrais hidrelétricas), o percentual chega a 62%, com o tempo médio de atraso chegando a quatro meses.

Nas linhas de transmissão, 83% dos empreendimentos estão com o seu cronograma defasado, com uma média de 14 meses além das datas; nas subestações, o percentual é de 63%, e a média de atraso é de três meses.As principais causas dos atrasos, segundo o ministro José Jorge, relator do processo no TCU, foram questões ambientais, a falta de estudos “que fundamentassem os prazos estabelecidos nas outorgas e a insuficiência de mecanismos de monitoramento por parte do Ministério de Minas e Energia”. Esses atrasos, enfatizou, “elevam o risco de déficit energético no País, por reduzirem a oferta de energia e sobrecarregarem as linhas de transmissão.”

O TCU determinou à Aneel e ao Ministério de Minas e Energia que elaborem estudos para dimensionar “prazos mais compatíveis com a realidade para a implantação de empreendimentos de geração e transmissão de energia elétrica.” Estes prazos deverão nortear o planejamento dos futuros leilões de energia e, para isso, deverão ser utilizados como “paradigma histórico de implantação das obras já licitadas.”

Para os técnicos do TCU, é preciso adotar medidas mais eficazes porque, apesar de a Aneel possuir normas que preveem sanções para os casos de atrasos na entrada em operação de usinas e de linhas de transmissão, elas não têm sido suficientes para evitar o descumprimento dos cronogramas por parte dos concessionários.

Outra determinação do TCU é de que o Ministério de Minas e Energia elabore, no prazo de 60 dias, um plano de ação para evitar que, em 2015, haja problemas na transmissão da energia gerada pelo complexo de usinas do rio Madeira, principalmente para as regiões Sudeste e Sul, porque as redes de transmissão não suportarão a energia gerada nestas hidrelétricas. O TCU constatou, por exemplo, que houve atraso em várias linhas de transmissão e subestações do Sistema Araraquara. A frustração da entrega da energia prevista para este ano tem ajudado a complicar ainda mais a situação do setor elétrico, que tem se apoiado no acionamento pleno das usinas térmicas para garantir o abastecimento.

Ao todo, 36% do volume total de energia que o governo esperava adicionar ao parque elétrico entre janeiro e julho de 2014 não se confirmou. Nos primeiros sete meses deste ano, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) previa que 3.820 megawatts (MW) de geração firme (carga efetivamente entregue pelas usinas) fossem adicionados ao sistema nacional. A realidade, porém, é que apenas 2.417 MW foram efetivamente entregues neste período, conforme o acompanhamento mensal feito pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

Os atrasos têm obrigado o ONS a trabalhar com métricas mais realistas em relação ao início efetivo de operação das usinas, em vez dos prazos apresentados pela Aneel, que segue à risca os cronogramas dos contratos de concessão. O distanciamento entre as projeções feitas pelos dois órgãos federais pode ser verificado em quatro hidrelétricas que estão em fase de construção e que ainda não acionaram nenhuma turbina. É o caso de Belo Monte (PA), Teles Pires (MT/PA), São Roque (SC) e Baixo Iguaçu (PR). Somadas, essas usinas serão responsáveis por uma potência adicional de 13.538 MW, mais de 10% do potencial atual de todo o País. Os estragos financeiros causados por todos estes atrasos do setor elétrico foram contabilizados pelo TCU. Um processo julgado na semana passada pelo órgão de fiscalização estimou que o prejuízo acumulado foi de R$ 8,3 bilhões ao País entre 2009 e 2013, por conta dos atrasos crônicos entre os projetos de geração e de transmissão de energia. Para pagar parte dessa conta, lembraram os ministros do TCU, o governo tem recorrido sistematicamente a aportes do Tesouro Nacional.

Governo garante que a demora de usinas não terá reflexo sobre a demanda brasileira

Apesar do desrespeito generalizado ao cumprimento dos prazos estipulados nos contratos de concessão do sistema elétrico nacional, o governo federal garante que a situação das obras não terá reflexo sobre a demanda de energia do País. “Lamentavelmente temos atrasos, pelos motivos mais diversos possíveis, como licenciamento ambiental, questões fundiárias e sociais. Mas temos segurança no provimento energético”, garante Ildo Grüdtner, secretário de Energia Elétrica do Ministério de Minas e Energia (MME).

Perguntado sobre o descolamento dos prazos dados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e pelo Operador Nacional do Setor Elétrico, Grüdtner afirma que “cabe ao ONS trabalhar com as datas mais realistas possíveis de operação das usinas”, para evitar problemas.

Na semana passada, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) se reuniu para discutir a situação do abastecimento de energia do País. Segundo o comitê, que reúne representantes da cúpula do setor elétrico, há uma sobra estrutural de cerca de 6.600 MW médios para atender à carga prevista para o Brasil neste ano, que é da ordem de 65.800 MW médios.

Em 2014, segundo o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), já entraram em operação 4.657 MW de nova capacidade de geração, equivalentes a 77,6% do total de 6.000 MW de potência adicional prevista para este ano.

O risco de haver déficit de energia em 2015 nas regiões Sudeste e Centro-Oeste subiu a 4,8%, aproximando-se do limite de 5% definido pelo governo federal, segundo análise mensal apresentada pelo CMSE e divulgada na semana passada. Nos meses anteriores, esse risco estava situado em 4%. Para a região Nordeste, o risco de falta de energia é de 0,5%, mas no mês passado foi avaliado em 0,4%. Esse teto de 5% garante o equilíbrio estrutural do sistema elétrico, segundo previsão do CNPE, um conselho integrado por ministros do governo federal.

O CMSE também reduziu, pela primeira vez neste ano, o volume de carga prevista em 2014. De 67 mil Megawatts (MW) médios em agosto, a previsão de carga caiu a 65,8 mil MW médios. Essa redução da carga necessária para o consumo do País tem relação com a previsão de queda do Produto Interno Bruto (PIB, conjunto de bens e serviços produzidos no País) com a consequente baixa da demanda das indústrias por energia, conforme indicado pelo relatório de consumo da Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

A queda na demanda por carga elétrica é responsável pela elevação da chamada “sobra estrutural” de energia, com um acréscimo calculado de 5.500 MW médios para 6.600 MW médios. O fato de a carga ter caído neste ano e o risco de déficit ter subido em 2015 indica uma preocupação ainda maior do governo com o nível dos reservatórios das usinas hidrelétricas.
Diante da situação atual baixa dos reservatórios, em razão da seca, o nível de chuvas necessário no próximo verão para recuperar uma situação mínima confortável das hidrelétricas do País é maior, para dar conta da demanda brasileira por energia, ainda que ela seja menor do que a anteriormente prevista.

Segundo uma nota divulgada pelo CMSE na semana passada, o volume de chuvas durante o mês de agosto voltou a ficar abaixo da média histórica em todas as regiões do País. Na região Sudeste/Centro-Oeste, as precipitações tiveram volume de apenas 88% da média.

Aben vê problemas estruturais no sistema e afirma que o Brasil não possui um plano B

Na avaliação da presidente da Associação Brasileira de Energia Nuclear (Aben) e coordenadora de Sustentabilidade da Eletronuclear, Ruth Soares Alves, os problemas do sistema elétrico brasileiro “são de longa data, porque são estruturais”. Ruth disse que os problemas ocorrem porque o Brasil não tem fontes confiáveis de energia. “Como você tem uma matriz energética como a nossa, que é eminentemente hidráulica, você depende de chuva. Se não chover, não vai ter energia, porque nós não temos muitos reservatórios”.

Nos últimos 20 anos, as usinas hidrelétricas construídas no País foram a fio d’água, sem reservatório. “Não choveu, não pode gerar. Vai ter que substituir por outra fonte.” Nos últimos seis anos, estão sendo usadas fontes térmicas para suprir a falta de água nos reservatórios das hidrelétricas que, segundo Ruth, não são planejadas para uso direto. “Elas são para dar estabilidade na matriz energética. Estamos usando 100% da nossa capacidade térmica instalada.” Além disso, as usinas termelétricas são mais caras que a nuclear, explicou. “O Brasil não tem um plano B”, disse.

Por isso, Ruth vê a energia nuclear como uma espécie de salvaguarda ou guarda-chuva, porque é feita para operar na base. “A usina nuclear está ligada o tempo todo”. Este ano, a energia gerada pela fonte nuclear atingiu 9.538 gigawatts por hora (GW), com 1,99 GW de capacidade instalada. “Nós somos a menor capacidade instalada, por fontes, do Brasil. As demais fontes são todas maiores em termos de capacidade. Porém, não somos os menores geradores”.

Ruth reiterou a necessidade de diversificação da matriz energética. “Não dá para deixar para amanhã”, disse. “Tem que incluir a nuclear, porque é uma energia de base”, defendeu. Para ela, o maior problema das fontes renováveis é a intermitência. É o caso da biomassa, citou, “porque (essas usinas térmicas) só funcionam três ou quatro meses por ano, quando você tem safra (de cana). O Brasil não pode abrir mão da fonte nuclear. Tem que ter todas as fontes, porque são complementares e muito bem-vindas.”

Além da usina nuclear Angra 3, que está em construção no município de Angra dos Reis, no Rio de Janeiro, o Plano Nacional de Energia 2030 prevê a construção de até 8 mil megawatt (MW) de energia nuclear no País. A presidente da Aben observou, porém, que há necessidade de se começar a construção das novas usinas agora, porque levam em torno de dez anos para ficarem prontas. Após o acidente nuclear em Fukushima, no Japão, em março de 2011, ocasionado por um terremoto seguido de tsunami (ondas gigantes), o mundo deu uma parada nos seus programas nucleares para analisar o que estava ocorrendo e reforçar os mecanismos de segurança. Todos os países reavaliaram seus programas, inclusive o Brasil. “É uma característica da indústria nuclear. Toda vez que ela tem um problema, ele não é só de um (país), é de todos.” Três anos após Fukushima, os planos nucleares foram retomados. A China tem em construção 28 usinas ao mesmo tempo. Os Estados Unidos estão construindo cinco grandes usinas. Ao todo, há em construção no mundo 70 usinas. Em operação, há 437 usinas em mais de 30 países. Ruth acrescentou que uma usina nuclear se paga em 10 ou 12 anos e tem custo de combustível muito baixo, de US$ 28 por megawatt no Brasil, contra US$ 500 por MW do gás natural. “A diferença de preço é espantosa”, disse.

 

Fonte: http://jcrs.uol.com.br/site/noticia.php?codn=173470

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