TCU diz que abastecimento de RR custa R$ 1,5 bi ao ano e dá 180 dias para MME apresentar novo plano

TCU diz que abastecimento de RR custa R$ 1,5 bi ao ano e dá 180 dias para MME apresentar novo plano

21 de junho de 2020

Guilherme Mendes, da Agência iNFRA

O TCU (Tribunal de Contas da União) avaliou em R$ 1,5 bilhão por ano, ou R$ 130 milhões por mês, o custo de não se interligar o estado de Roraima ao SIN (Sistema Interligado Nacional). A cifra consta em relatório de auditoria do órgão e refere-se principalmente ao impasse na implementação da Linha de Transmissão Manaus-Boa Vista.

Novo plano em seis meses
Em decisão da ministra Ana Arraes, julgada na última quarta-feira (17), o tribunal determinou que o Ministério de Minas e Energia apresente, em seis meses – ou 180 dias – , plano com as ações necessárias para garantir o abastecimento do mercado de energia em Roraima, “com segurança, eficiência e sustentabilidade”. O plano terá de contemplar não apenas medidas à linha de transmissão, como também à UHE (Usina Hidrelétrica) Bem Querer, que deve atender o estado e também está atrasada.

A ministra analisou, durante o processo, relatório de auditoria feito pela SeinfraElétrica (área de infraestrutura elétrica) do órgão. As conclusões apontam para uma situação crítica no mercado de energia em Roraima, sendo que a previsão mais otimista é de uma alteração apenas com o suprimento de energia vindo de leilão ocorrido em 2019, com entrega a partir de junho de 2021.

“Há grande dificuldade dos órgãos governamentais na superação dos entraves socioambientais para o principal projeto estruturante da região, a Linha de Transmissão Manaus-Boa Vista”, assinam os técnicos do TCU. “Ademais, existe alto risco de atrasos nos estudos preparatórios para licitação e implantação da UHE Bem Querer, o que pode comprometer o fornecimento de energia para Roraima no longo prazo.”

Mudança na matriz trouxe dificuldade ao mercado
Até 2019, o estado era abastecido pela geração proveniente da UHE Guri, instalada na bacia do rio Orinoco, na Venezuela. A instabilidade político-econômica no país vizinho refletia na qualidade da distribuição no estado brasileiro, que chegou a ter mais de 200 interrupções por ano. A partir de março de 2018, a transmissão cessou integralmente.

Sem ligação com o SIN, Roraima passou a ser dependente de usinas térmicas que produzem em contratos emergenciais, a cerca de R$ 1.200/MWh. Os valores são acima dos contratos para geração a gás prevista para o estado a partir de 2021 (R$ 833/MWh) e leilões mais recentes para suprimentos do sistema (R$ 133/MWh no leilão A-6 de 2018 e R$ 140/MWh no leilão A-4 de 2019).

O custo de alimentar as térmicas de Roraima com um milhão de litros de diesel ao dia é de R$ 3 milhões/dia, cobertos pela CCC (Conta de Consumo de Combustíveis). Foi a CCC quem cobriu a maior parcela do custo para se abastecer Roraima durante o ano de 2019, avaliado pelo TCU em R$ 1,9 bilhão.

Linha de transmissão e UHE com atrasos
A ministra chancelou o entendimento dos auditores de que as medidas, a serem apresentadas pelo Ministério de Minas e Energia ao mercado de Roraima, devem apontar ações concretas sobre dois empreendimentos cujo atraso representaria o maior risco à segurança energética da região: a linha de transmissão entre Manaus-Boa Vista e a UHE Bem Querer.

O entrave na conclusão do linhão é a passagem do empreendimento dentro da terra indígena Waimiri-Atroari, na divisa entre o Amazonas e Roraima. O MPF (Ministério Público Federal) já chegou a pedir a anulação do leilão e da licença prévia emitida pelo Ibama (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis) em 2015, alegando que não teria havido consulta prévia, livre e informada aos indígenas sobre o projeto. Segundo os auditores, porém, tudo indica que os Waimiri-Atroari tenham participado do processo desde abril de 2017.

Os investimentos inicialmente previstos para a implantação da linha de transmissão entre Manaus e Boa Vista eram da ordem de R$ 1,1 bilhão, com RAP (Receita Anual Permitida) de R$ 121 milhões. A ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) já autorizou a Transnorte, vencedora do leilão de transmissão, a recompor a RAP em cerca de 227%, para cerca de R$ 275 milhões. O valor ainda é considerado inferior pela concessionária para que houvesse um reequilíbrio contratual.

Já a UHE seria uma solução de longo prazo para a região, estando disponível, segundo estimativas presentes no acórdão, apenas em meados da próxima década. Com 650 MW de potência instalada, a usina a ser instalada no Rio Branco, próximo à capital do estado, foi incluída no ano passado no PPI (Programa de Parcerias de Investimentos) do governo federal. Atualmente o projeto está em fase de estudos prévios promovidos pela EPE (Empresa de Pesquisa Energética), que devem durar até o ano que vem.

O TCU argumenta, porém, para o risco de atraso devido ao cronograma extremamente apertado apontado pela empresa. “Em que pese a EPE ter realizado a contratação de empresas para a realização dos estudos ambiental e de componente indígena, o cronograma para a realização do leilão não está compatível com o cronograma necessário para realização desses estudos, ou seja, já haveria um leve descompasso em relação àquelas previsões iniciais”, anotaram os auditores.

O projeto, defendem os auditores, importa além do estado. “A UHE Bem Querer pode ser utilizada para atender a demanda no SIN, que teria à disposição uma fonte de energia hidrelétrica localizada numa bacia com ciclo hidrológico diferente dos demais subsistemas”, afirma os autores da auditoria, que concluem: “A UHE Bem Querer ajudaria a mitigar o risco hidrológico do sistema”.

Conjuntura causou sobrecontratação de 46%
O atraso na entrada em operação da linha de transmissão gerou, segundo a auditoria do TCU, uma sobrecontratação de 46% à concessionária de distribuição, a Roraima Energia. “[A sobrecontratação] impactou o fluxo de caixa da concessão, podendo levar à falta de investimentos para a melhoria da qualidade dos serviços prestados no estado de Roraima, além de desequilíbrio no mercado de energia elétrica”, adverte a auditoria.

A empresa, que até 2018 era parte da Eletrobras, protagonizou um cenário onde técnicos do TCU apontaram não ser possível uma resolução com os mecanismos convencionais de mercado. “A situação de uma distribuidora do sistema isolado estar sobrecontratada em grandes quantidades de energia em virtude da não interligação com o SIN é excepcional e não foi possível resolvê-la pela utilização das normas convencionais de descontratação”, apontou a auditoria.

Em 2019, a ANEEL autorizou a cessão dos CCEARs (Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado) celebrados pela concessionária para os demais agentes de distribuição visando mitigar o risco de mercado que não lhe cabia.

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