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28 de Fevereiro de 2020
2º Grau

Tribunal de Contas da União TCU - DESESTATIZAÇÃO (DES) : 01176420180 - Inteiro Teor

Tribunal de Contas da União
há 2 anos
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Inteiro Teor

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TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 011.764/2018-0

GRUPO II – CLASSE VII – Plenário

TC 011.764/2018-0

Natureza: Desestatização.

Órgãos/Entidades: Agência Nacional de Energia Elétrica; Empresa de Pesquisa Energética; Ministério da Fazenda; Ministério de Minas e Energia.

Representação legal: não há.

SUMÁRIO: DESESTATIZAÇÃO. NOVA CONCESSÃO DA UHE PORTO PRIMAVERA, EM DECORRÊNCIA DA PRIVATIZAÇÃO DA CESP PELO ESTADO DE SÃO PAULO, NOS TERMOS DO ART. 30 DA LEI 9.074/1995. EXAME DE PRIMEIRO ESTÁGIO NOS TERMOS DA IN-TCU 27/1998. DETERMINAÇÕES. RECOMENDAÇÕES. RESTITUIÇÃO DOS AUTOS À UNIDADE TÉCNICA.

RELATÓRIO

Adoto como Relatório a instrução de mérito elaborada no âmbito da Secretaria de Fiscalização de Infraestrutura de Energia Elétrica (peça 59), cuja proposta de encaminhamento foi integralmente acolhida pelo corpo dirigente daquela unidade técnica (peças 60-61):

“INTRODUÇÃO

1. Trata-se de acompanhamento de nova outorga de concessão da UHE Porto Primavera em face dos artigos 26, 27, 28 e 30 da Lei 9.074/1995, regulamentados pelo Decreto 9.271/2018, e da iminente alienação do controle acionário da atual concessionária da usina, a Companhia Energética de São Paulo (CESP).

2. Recorde-se que as licitações para a outorga de concessão da exploração de aproveitamento energético são regidas também pelo artigo 175 da Constituição Federal de 1988, pela legislação setorial específica, especialmente pelas Leis 10.848/2004; 9.427/1996; 9.074/1995; 8.987/1995 e, subsidiariamente, pela Lei 8.666/1993.

3. No âmbito do Tribunal de Contas da União (TCU), a matéria está disciplinada pela Instrução Normativa 27/1998-TCU, que dispõe sobre o acompanhamento concomitante dos processos de outorga de concessão ou de permissão de serviços públicos, realizados em quatro estágios, por meio de análise da documentação remetida pelo Poder Concedente.

HISTÓRICO

4. A Companhia Energética de São Paulo (CESP) é uma empresa constituída em 1966 pelo Estado de São Paulo, com operação atualmente voltada para o setor de geração de energia elétrica, possuindo as concessões das UHEs Porto Primavera (MS/SP), Paraibuna (SP) e Jaguari (SP).

5. A empresa já passou por uma série de tentativas frustradas de privatização: i) no ano de 2000, quando nenhuma das seis empresas pré-qualificadas para a aquisição do controle acionário da companhia apresentou lance na concorrência; ii) no ano de 2001, quando um quadro de incertezas regulatórias geradas pela crise energética que acometeu o País à época levou o Governo de São Paulo a suspender o processo; e, por fim, iii) no ano de 2006, novamente fracassada por falta de interessados (peça 42).

6. Em nova tentativa de privatização, o Estado de São Paulo publicou edital no ano de 2017, suspendendo-o logo após para modificações no edital. Tais alterações foram justamente para buscar elevar a atratividade da companhia mediante a renovação da concessão do seu principal ativo de geração, a UHE Porto

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Primavera, com 1.540 MW de capacidade instalada, cuja outorga iniciou-se no ano de 1978, foi prorrogada no ano de 2008 e atualmente vence no ano de 2028, nos termos do Contrato de Concessão Aneel 3/2004 (peça 26).

7. Em 26/1/2018, foi publicado o Decreto 9.271/2018, que regulamenta os artigos 26, 27, 28 e 30 da Lei 9.074/1995, para viabilizar a outorga de novos contratos de concessão em hipóteses de privatização de concessionário de serviço público de geração sob controle direto ou indireto da União, de Estado, do Distrito Federal ou de Município.

8. No dia 30/1/2018, o Estado de São Paulo formalizou junto ao Poder Concedente suas intenções de privatizar a CESP (peça 2) e, no dia 9/3/2018, a Aneel abriu a Audiência Pública 18/2018, para o aprimoramento da minuta do novo contrato de concessão da UHE Porto Primavera (peça 7).

9. Em 13/4/2018, o Ministério de Minas e Energia (MME) protocolizou no TCU os documentos que subsidiaram a definição do valor de outorga da UHE Porto Primavera, bem como a minuta do novo contrato de concessão (peça 1, incluindo a planilha de modelagem econômico-financeira como item não digitalizável disponível para download, e peças 3 a 7).

10. No dia 3/5/2018, foi realizada reunião técnica entre auditores desta Secretaria com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), com vistas ao esclarecimento de questões relativas ao presente processo.

11. Após análise preliminar dos dados apresentados pelo Ministério com a complementação das informações obtidas junto à Aneel, verificou-se a necessidade de informações essenciais ao saneamento dos autos, as quais, embora não estivessem claras, possuíam o condão de modificar os contornos contratuais da nova concessão e, por conseguinte, a precificação da outorga. Dessa forma, foram emitidos dois ofícios de diligência o MME, fixando prazo para atendimento até 18/5/2018 (peças 8 e 9).

12. Em 30/5/2018, após o encerramento da Audiência Pública 18/2018, a Aneel aprovou a minuta do novo contrato de concessão da UHE Porto Primavera (peça 25).

13. O Ministério encaminhou as informações requeridas por esta Unidade Técnica apenas em 4/6/2018, dezessete dias além do prazo inicialmente fixado (peça 14).

14. Em 12/6/2018, outra reunião foi realizada com representantes do Ministério da Fazenda (MF), o MME, a Aneel e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a fim de subsidiar a análise desta Unidade Técnica.

15. Outrossim, em 14/6/2018, foi autuado o TC 019.946/2018-0, relativo a denúncia de possíveis irregularidades nos atos praticados pela Aneel para a aprovação da minuta do contrato de concessão que regulará a nova outorga da UHE Porto Primavera. Não obstante, foi proposto ao relator o apensamento da referida denúncia aos presentes autos, pois ela trata de matéria já em discussão neste processo, como será mostrado adiante.

16. Por oportuno, em razão do prazo utilizado pelo Ministério para suprir todas as pendências identificadas por esta Unidade Técnica, bem como em face da complexidade do caso e dos valores envolvidos, o prazo de sessenta dias regulamentado no art. 8º, inciso I c/c o parágrafo único, da IN 27/1998-TCU foi dilatado pelo relator até 29/6/2018, de forma a compensar quantidade de dias equivalente à mora do MME em responder os questionamentos realizados em diligência (peça 18).

17. Ressalta-se que, em 20/6/2018, foi aprovada a IN 81/2018-TCU, que substitui a IN 27/1998-TCU, para regulamentar a fiscalização desta Corte sobre os processos de desestatização. Apesar disso, considerando que o presente processo foi autuado sob a égide do normativo revogado, adotou-se a antiga IN como regra procedimental a ser observada.

18. Neste momento processual apresenta-se o exame de mérito referente a esta fase de acompanhamento da concessão. A exposição da análise desenvolvida requer, entretanto, que sejam apresentados primeiramente os principais aspectos que tangenciam a concessão da UHE Porto Primavera.

I. Características gerais da UHE Porto Primavera

19. A outorga para construção e exploração do aproveitamento da energia da UHE Porto Primavera foi concedida à CESP por meio do Decreto 81.689/1978, pelo prazo de trinta anos.

20. Foi apenas no ano de 1999, entretanto, que a usina teve as primeiras unidades geradoras efetivamente motorizadas (peça 43, p. 2).

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21. O instrumento contratual foi formalizado no ano de 2004, por meio do Contrato de Concessão 3/2004-Aneel, estabelecendo a data de 21/05/2008 como termo final da concessão para o empreendimento (peça 26).

22. No ano de 2008, com fundamento no art. 19 da Lei 9.074/1995, a concessão foi prorrogada até 19/5/2028, conforme a Portaria 110/2008-MME (peça 44).

23. Posteriormente, o Contrato de Concessão 3/2004-Aneel foi prorrogado por mais 53 dias, alterando se o termo final de 19/5/2008 para 11/7/2028, conforme a Resolução Autorizativa 6111/2016-Aneel (peça 45).

24. Isso posto, a Tabela 1 a seguir lista as principais características do empreendimento, conforme o Contrato de Concessão 3/2004-Aneel.

Tabela 1: Principais características da UHE Porto Primavera, conforme o Contrato de Concessão 3/2004-Aneel




UHE 

Potência
Instalada
(MW) 

Número de
E
Unidades
Geradoras 

ntrada em
operação 

Termo final
do atual
Contrato 

Rio 

Municípios 

Estados 

Concessionária 

o
Porto Primavera (Eng .
Sérgio M otta) 

1.540 

14 

23/1/1999 

11/7/2028 

Paraná 

Anaurilândia e
Rosana 

MS/SP 

CESP 

Fonte: Contrato de Concessão 3/2004 (peça 26).

25. O valor investido nas obras previstas no projeto básico do empreendimento foi calculado pela EPE, conforme o Relatório EPE-DEE-002/2018-r1, resultando em um montante de R$ 9.766.855.690,00, na data base de novembro de 2017 (peça 3, p. 5).

26. A partir desse valor e das taxas de depreciação acumulada do ativo imobilizado, calculadas pelo Regulador conforme a Tabela III do Anexo à Resolução Normativa 731/2016-Aneel (peça 27), a EPE calculou o montante já depreciado dos investimentos relativos ao projeto básico da usina, o que somou R$ 4.710.427.660,00 (51,77%) do montante inicial, restando, portanto, uma parcela de R$ 5.056.428.030,00 correspondente à parte não depreciada dos bens reversíveis da UHE Porto Primavera na data-base de novembro de 2017 (peça 3, p. 25-26).

II. A Garantia Física da UHE Porto Primavera

27. Inicialmente, importa registrar que, consoante o art. 21, § 3º do Decreto 2.655/1998, que a Garantia Física (nominada naquele normativo como “energia assegurada”) corresponde ao montante de energia alocada a cada usina hidrelétrica (conforme suas características físicas calculadas pelo modelo hidrotérmico de planejamento e despacho de energia elétrica), e constitui limite de contratação dos concessionários de geração.

28. No âmbito do TC 016.992/2011-3, este Tribunal apurou denúncia cuja alegação principal era a de que a Aneel teria permitido a modificação das características técnicas da usina sem o devido processo administrativo, em desacordo com o art. 2º da Lei 9.427/1996.

29. Em síntese, verificou-se que a UHE Porto Primavera foi projetada para operar na cota de 259 m, com dezoito turbinas. No entanto, a despeito de ter as obras civis totalmente implantadas, a área do reservatório em seu nível máximo desapropriada e parte dos equipamentos adquiridos, a usina opera atualmente na cota 257 m e possui somente catorze turbinas instaladas, conforme histórico retratado na instrução constante à peça 81 do TC 019.724/2015-2 (peça 46 destes autos):

I. Histórico da UHE Porto Primavera

11. Em 22/11/1978 foi publicado no Diário Oficial da União (DOU) a aprovação do estudo de viabilidade técnico e econômica da usina, por meio do Despacho do Diretor do então Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (Dnaee) no âmbito Processo - MME 704.652/1976 (peça 60, p. 49).

12. A usina começou a ser construída em 1980, sendo que as primeiras turbinas entraram em operação em 1999, tendo a unidade geradora de número quatorze entrado em operação em 2003 (peça 60, p. 49).

13. Em 24/2/1999, por meio da Resolução - Aneel 30/1999, foi emitida a declaração de utilidade pública garantindo a desapropriação de áreas para a implantação da segunda etapa da usina, visando atingir a cota 259 m, nos termos do projeto básico do empreendimento. Foi efetuada, então , a desapropriação de 205,4km2, o equivalente a 99,7% dos 206km2 passíveis de desapropriação (peça 67).

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14. Em 6/6/1999, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), atendendo um pleito da Cesp, reavaliou a garantia física da usina, inicialmente de 940 MWmédios, para 1.017 MWmédios. Porém, após realizar as simulações energéticas que permitiu o acréscimo de 77 MWmédios de garantia física da UHE Porto Primavera, fez a seguinte ressalva: a partir da entrada em operação da décima-segunda unidade geradora inclusive até a décima oitava unidade, a energia garantia física total da usina permanece constante e igual a 1.017 MWmédios (peça 60, p. 28).

15. O ONS salientou que o acréscimo de garantia física só se configuraria com a entrada em operação das sete unidades adicionais , prevista a 12ª para operar em março de 2002, e as demais com intervalos fixos de três meses, prevalecendo o valor de 940 MWmédios para a configuração desta usina com onze unidades geradoras (peça 60, p. 28).

16. Em 12/9/2000, a Resolução - Aneel 232 homologou a garantia física em 787 MWmédios para 2001, 940 MWmédios para 2002, totalizando onze turbinas. Já o Oficio - Aneel 28/2000 estabeleceu que, com a entrada em operação da 12ª turbina, a garantia física da UHE passaria para 1.017 MWmédios (p eça 54, p. 367 e 376), em acordo com a avaliação do ONS.

17. Em 9/10/2001, de acordo com o memorando da Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração da Aneel, há a informação de que a Cesp apresentou estudos mostrando que havia um novo ponto operacional das unidades geradores, com a otimização de suas características, sem perda adicional da vida útil, com incremento de 10% na potência das turbinas, totalizando 1.980 MW para as dezoito turbinas previstas na usina (peça 54, p. 381).

18. Em 6/11/2001, por meio do Despacho - Aneel 908, foi regularizada a alteração da capacidade instalada, que passou de dezoito unidades geradoras de 100 MW cada, para dezoito unidades de 110 MW cada, totalizando 1.980 MW (peça 54, p. 383).

19. A Cesp apresentou o cronograma para entrada em operação das dezoito turbinas, que variava de abril de 2002 até janeiro de 2004, conforme tabela que segue.

Tabela 1- Cronograma de motorização Porto Primavera




Máquina 

Motorização 

12 

Abril/2002 

13 

Julho/2002 

14 

Novembro/2002 

15 

Fevereiro/2003 

16 

Junho/2003 

17 

Setembro/2003 

18 

Janeiro/2004 

Fonte: Cesp (peça 62, p. 221).

20. Houve atraso nesse cronograma e, em 6/6/2002, a Aneel, por meio do Relatório de Fiscalização RFO-017-SFG/2002, determinou que a Cesp encaminhasse à reguladora o cronograma de implantação das unidades geradoras 15 a 18 (peça 54, p. 411-412).

21. Em 25/6/2002, a Cesp informou a Aneel que: “face as atuais diretrizes empresariais, tomou a decisão de concluir a montagem de quatorze unidades geradoras da UHE Porto Primavera, não obstante as obras civis comportarem dezoito unidades, estabelecendo como datas de entrada em operação para as unidades 13 e 14, os meses de outubro de 2002 e novembro de 2003”. Adicionalmente, atendendo ao disposto na Resolução - Aneel 407/2000, a Cesp solicitou a fixação da potência instalada da UHE Porto Primavera em 1.540 MW ou seja, quatorze unidades geradoras de 110 MW cada (peça 54, p. 410)

22. Em 18/11/2002, a Aneel emitiu o Parecer Técnico 327/2002-SCG, o qual acolheu a solicitação da Cesp de fixar a potência instalada em 1.540 MW com quatorze unidades geradoras de 110 MW cada, considerando que a Cesp estava privatizando a usina e que o edital de alienação contemplou como obrigação especial do detentor do bloco de controle a conclusão de, no mínimo, quatorze unidades geradoras da UHE Porto Primavera. Isto é, a Aneel aceitou a justificativa da Cesp de reduzir a potência instalada da usina em razão de sua futura alienação, muito embora naquele momento o leilão havia sido adiado (peça 54, p. 410).

23. Em 21/11/2002, por meio do Despacho - Aneel 738 , a Aneel alterou a capacidade instalada da usina, que passou de dezoito unidades geradoras de 110 MW, que totalizava 1.940 MW, para quatorze unidades de 110 MW cada, totalizando 1.540 MW . Essa redução foi acompanhada do compromisso de que a completa motorização da usina (dezoito unidades geradoras) deveria ser aprovada pela Aneel (peça 54, p. 412).

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24. Em 23/5/2013, por meio da Resolução – Aneel n. 244/2013 , A Agência homologou o montante de energia assegurada (garantia física) de Porto Primavera em 1.017 MWmédios .

25. Em 12/11/2004, foi firmado o contrato de concessão com a garantia física de 1.017 MWmédios, com quatorze unidades geradores de 110 MW cada, totalizando potência instalada de 1.540 MW, na cota 259m, conforme Anexo I da identificação do empreendimento (peça 53, p. 191).

26. Em 25/3/2008, a concessão, de prazo inicial de trinta anos, contados a partir da publicação do Decreto 81.689, de 19/5/1978, foi prorrogada até 2028 (peça 30, p.3 e peça 55, p.13).

27. A privatização da UHE Porto Primavera não ocorreu e a Cesp não motorizou integralmente a usina nem a Aneel cobrou da concessionária tal incremento, não obstante, a usina tenha recebido a garantia física de 1.017 MWmédios, como se estivesse executado todo o projeto originalmente aprovado (...).

30. Desse modo, restou configurado que foi outorgada à CESP a Garantia Física equivalente ao projeto completo, muito embora não tenham sido completados os trâmites para o enchimento do reservatório conforme o projeto original, na cota 259 m, e para a instalação de quatro novas turbinas (totalizando o número de dezoito turbinas originalmente previstas), não havendo portanto qualquer incentivo à concessionária no sentido de concluir o projeto, ainda mais ante a ausência de uma fiscalização atuante por parte dos órgãos responsáveis em fazer exigir da concessionária o cumprimento de suas obrigações.

31. Nesse contexto, mediante o Acórdão 3.492/2012-TCU-Plenário, de relatoria do Ministro Raimundo Carreiro, o TCU determinou ao MME e à Aneel (subitem 9.5) que adotassem as providências conjuntas necessárias à revisão da energia assegurada da UHE Porto Primavera, de modo a ajustá-la à cota real do reservatório (257 m), e, exclusivamente à Agência (no subitem 9.6), que verificasse as razões pelas quais a CESP não implementou o projeto da referida UHE com o atingimento da cota 259 m, com reservatório de regularização, conforme previsto no projeto original.

32. O monitoramento da referida deliberação ocorreu no âmbito do TC 019.724/2015-2, por intermédio do qual se verificou que a revisão da Garantia Física da UHE Porto Primavera estava prevista para ser efetuada quando da revisão geral das Garantias Físicas, conforme a Portaria 681/2014-MME (peça 47).

33. No que se refere à verificação dos motivos para a não implementação integral do projeto inicial da UHE Porto Primavera, a Aneel informou que não deu anuência para modificar as características técnicas da usina, mas entende que não há modificação no projeto básico da usina, e sim restrição de ordem ambiental para sua operação (peça 48, p. 2-3).

34. Assim, o Tribunal decidiu determinar, por meio do Acórdão 1.253/2016-TCU-Plenário (subitem 9.3.2), também da relatoria do Ministro Raimundo Carreiro, que o MME reavaliasse, no prazo de 90 dias, a garantia física da referida usina, ajustando a a sua cota operacional máxima real de 257 m.

35. Além disso, por meio do subitem 9.2.1, foi determinado à Aneel que adotasse as providências de sua alçada, para exigir da CESP a adoção de medidas de adequação da capacidade operacional da UHE Porto Primavera às condições pactuadas no contrato de concessão, especialmente no que tange à busca do licenciamento ambiental, nos termos das Resoluções Conama 6/1986 e 237/1997, necessário ao atingimento da cota 259 m prevista no projeto básico da usina; sem prejuízo de aplicar as sanções cabíveis, caso fosse verificada omissão da CESP no cumprimento das obrigações inerentes à concessão.

36. Conforme consta da instrução lançada à peça 81 do TC 019.724/2015-2, embora houvesse indícios de que os agentes de fiscalização setoriais atuaram com omissão no dever de exigir a conclusão do projeto pela CESP ou de reduzir a garantia física da usina imediatamente, os atos praticados no sentido de reconhecer a situação irregular identificada pelo TCU somavam mais de treze anos, motivo pelo qual deixou-se de propor responsabilizações em específico (peça 46 destes autos).

37. Já em sede de novo monitoramento, desta feita do Acórdão 1.253/2016-TCU-Plenário, verificou-se que a determinação contida no subitem 9.2.1 encontrava-se em cumprimento, visto que a Aneel emitiu o Termo de Notificação 0040/2016-SFG à CESP, com o objetivo de colher as alegações da Companhia para as não conformidades em questão (peça 13, p. 6).

38. Com relação à determinação constante do subitem 9.3.2 do Acórdão 1.253/2016-TCU-Plenário, constatou-se que o MME revisou a Garantia Física da UHE Porto Primavera em uma única etapa, no bojo da revisão ordinária, de que trata o § 4º do art. 21 do Decreto 2.655/1998.

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39. O mencionado decreto prevê que as usinas hidrelétricas terão suas garantias físicas revistas, de forma ordinária, a cada cinco anos, porém, não podendo ser reduzidas em mais de 5% a cada revisão, e não mais de 10% no acumulado das revisões durante a vigência do contrato de concessão. Ou seja, o limitador é um resguardo normativo dado pelo Poder Concedente ao concessionário de geração de energia elétrica de que na ocorrência de fatos supervenientes que alterem a garantia física não venham a comprometer essa em mais de 5% a cada revisão ou em 10% no todo do contrato de concessão.

40. Na ocasião, o Ministério promoveu a alteração de parâmetros ordinários verificados (vazões, inserção de novas usinas no sistema, perdas, etc), bem como da cota de operação de 259 m para 257 m, considerando catorze unidades geradoras, resultando em uma energia firme total de 887,955 MWmédios (peça 49, p. 105). No entanto, em face dos limitadores previstos no Decreto 2.655/1998, o Poder Concedente entendeu que a Garantia Física da usina após a revisão ordinária deveria se fixar em 966,2 MWmédios (peça 49, p. 110).

41. Sobre esse ponto, enfim, o Tribunal entendeu pela necessidade de reparos nas premissas adotadas pelo Ministério e determinou ao órgão, por meio do Acórdão 3.115/2016-TCU-Plenário, que recalculasse a garantia firme de Porto Primavera com quatorze unidades geradoras e nível máximo do reservatório na quota 257 m, mantidas as demais variáveis constantes para, somente após, realizar a revisão ordinária prevista na Portaria 537/2015-MME, atualizando-se as demais variáveis e, se for o caso, observar o limite de 5% disposto no Decreto 2.655/1998.

42. Em cumprimento à referida deliberação, o Poder Concedente informou sobre a edição da Portaria 258/2016-MME, por meio da qual a Garantia Física da UHE Porto Primavera foi ajustada apenas para se compatibilizar à cota de operação efetiva da usina, resultando em 992,6 MWmédios (peça 50).

43. Posteriormente, com a revisão ordinária das Garantias Físicas, foi editada a Portaria 178/2017MME, fixando para a UHE Porto Primavera o montante de 941,8 MWmédios, ou seja, 24,4 MWmédios inferior o estimado antes do cumprimento à determinação contida no Acórdão 3.115/2016-TCU-Plenário (peça 51).

III. O valor da indenização dos bens reversíveis não amortizados ou não depreciados

44. Em face das ocorrências relatadas no tópico anterior, especialmente quanto à possibilidade de a CESP ter realizado investimentos inservíveis à operação do empreendimento, considerando a discrepância entre o dimensionamento da usina e sua real operação, o TCU firmou o seguinte entendimento, por meio do Acórdão 3.492/2012-TCU-Plenário, de relatoria do Ministro Raimundo Carreiro:

9.7 cientificar o Ministério das Minas Energia e a Agência Nacional de Energia Elétrica de que a futura reavaliação dos ativos da UHE Porto Primavera, prevista no art. 3º da Portaria MME 110/2008, deverá considerar a real cota de enchimento do reservatório para a operação da usina e a quantidade efetiva de equipamentos empregados na geração de energia, excluindo, assim, para efeito de eventual indenização à concessionária, os investimentos inservíveis à operação do empreendimento (p. ex.: equipamentos, obras e outras despesas superdimensionadas em comparação com a real capacidade de operação da usina);

45. Além disso, após a última tentativa de alienação do controle acionário da CESP, em 2017, foi protocolada denúncia no TCU, autuada no TC 025.729/2017-9, em que foram levantados riscos de demandas judiciais futuras, em especial quanto à omissão, no Contrato de Concessão 3/2004-Aneel, da metodologia a ser adotada para o cálculo da indenização dos bens reversíveis não amortizados ou não depreciados quando da extinção contratual.

46. De acordo com o denunciante, o concessionário que adquirisse o controle acionário da CESP poderia questionar o valor a ser recebido como indenização pelos ativos mencionados. Ademais, em outras três usinas cujas concessões também pertenciam à companhia (UHEs Três Irmãos, Ilha Solteira e Jupiá), a questão já teria sido judicializada com o argumento de que os investimentos nessas usinas foram realizados anteriormente à edição da Lei 12.783/2013, e, portanto, não se submetem à metodologia do Valor Novo de Reposição (VNR), instituído pela referida lei.

47. No entanto, em que pese os casos ajuizados pela CESP representem a possibilidade de questionamento judicial da matéria, o Tribunal entendeu suficiente, mediante o Acórdão 2.502/2017-TCUPlenário, recomendar à Aneel que avaliasse a pertinência e a oportunidade de considerar o conteúdo da denúncia para eventual revisão da minuta de contrato de concessão constante do edital publicado pelo Estado de São Paulo, haja vista não haver ilegalidade na ausência de expressa previsão contratual sobre a metodologia a ser

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empregada no cálculo de indenização dos bens reversíveis não amortizados ou não depreciados quando da respectiva reversão à União.

48. Em 14/9/2017, o Conselho Diretor do Programa Estadual de Desestatização do Governo de São Paulo decidiu suspender o processo de alienação do controle acionário da companhia, objetivando viabilizar, previamente à privatização, a renovação da outorga da UHE Porto Primavera objeto destes autos, em face de potencial desinteresse do mercado naquele momento, dado que as concessões das hidrelétricas da CESP venceriam entre os anos de 2020 e 2028, esvaziando, as recomendações do Tribunal para aquela circunstância, sem prejuízo de revisitar a questão nestes autos, conforme será visto mais adiante.

IV. Características da nova concessão

49. A Constituição Federal de 1988 dispôs no caput de seu art. 175 que as concessões de serviço público deverão ser sempre precedidas de licitação. Todavia, o parágrafo único deste dispositivo prevê que cabe à lei dispor sobre os contratos de concessão de serviço público, inclusive quanto à sua prorrogação.

50. Com base nisso, a Lei 9.074/1995, nos termos de seus artigos 26, 27, 28 e 30, estabeleceu a possibilidade de renovação ou prorrogação dos contratos de concessão no ato da privatização de pessoas jurídicas sob controle direto ou indireto da União, de Estado, do Distrito Federal ou de Município. Tais dispositivos foram regulamentados por meio do Decreto 9.271/2018, de 26/1/2018.

51. O Decreto 9.271/2018 estabeleceu condições para a celebração da modalidade de renovação em questão, a saber:

Art. 1º A União poderá outorgar novo contrato de concessão pelo prazo de até trinta anos, contado da data de sua celebração, à pessoa jurídica vencedora de leilão de privatização de concessionário de serviço público de geração de energia elétrica sob controle direto ou indireto da União, de Estado, do Distrito Federal ou de Município, nos termos estabelecidos nos art. 26, art. 27, art. 28 e art. 30 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.

[...]

§ 2º Para fins do disposto no caput, a outorga de novo contrato de concessão de geração de energia elétrica fica condicionada ao cumprimento dos seguintes requisitos:

I - existência de contrato de concessão de serviço público de geração vigente no momento da privatização e com prazo remanescente de concessão superior a sessenta meses do advento do termo contratual ou do ato de outorga;

II - solicitação ou ratificação de pedido anterior encaminhada ao Ministério de Minas e Energia pelo controlador da pessoa jurídica titular de contrato vigente de concessão de serviço público de geração de energia elétrica que será privatizada, nos termos estabelecidos neste Decreto;

III - privatização da pessoa jurídica titular de concessão de serviço público de geração de energia elétrica, mediante transferência do controle acionário;

IV - alteração de regime de gerador hídrico de energia elétrica, de serviço público para produção independente de energia elétrica, com o pagamento de uso do bem público, nos termos estabelecido no art. 7º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998; e

V - pagamento do valor de outorga de concessão a que se refere o inciso II do caput do art. 15 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, observado o disposto no § 3º do art. 2º e no § 3º do art. 3º deste Decreto.

52. No presente caso da UHE Porto Primavera, atualmente concedida à CESP, o Poder Concedente optou por aproveitar a intenção de privatização da companhia pelo Estado de São Paulo, para renovar a concessão da usina, de modo que: i) a exploração do potencial pela CESP ocorra até o ano de 2048 e não mais 2028, como consta da atual outorga, dando ensejo ao pagamento de um valor de outorga ao Poder Concedente, correspondente ao benefício econômico-financeiro adicionado pelo novo contrato de concessão, conforme disposto no art. 2º do Decreto 9.271/2018; e ii) a concessão da usina se alinhe às diretrizes atuais do setor elétrico em relação ao regime de produção independente, também em atendimento aos termos do art. 2º do mesmo normativo, conforme a política setorial inaugurada por meio da Consulta Pública do Ministério de Minas e Energia 33/2017.

53. Nesses moldes, a definição do valor correspondente à renovação da outorga da usina e do novo contrato de concessão coube ao Poder Concedente, ao passo que o procedimento licitatório para a privatização da CESP cabe ao Estado de São Paulo, controlador da companhia. Para a licitação, deve-se adotar como critério

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de seleção das propostas o maior valor ofertado para aquisição das ações a serem alienadas da empresa objeto da privatização, de acordo com o art. , § 2º, do Decreto 9.271/2018.

54. Por se tratar de uma transferência de controle acionário, a renovação da concessão pressupõe a prévia anuência da Aneel quanto ao atendimento, pelo novo controlador, das exigências de capacidade técnica, idoneidade financeira e regularidade jurídica e fiscal necessárias à assunção do serviço, conforme o art. 27, § 1º, inciso I, da Lei 8.987/1995.

55. Em 14/4/2018, o Poder Concedente estabeleceu o valor mínimo da nova outorga em R$ 1.098.480.841,04, conforme a Portaria Interministerial 17-MF/MME. Adicionalmente, conforme o art. 3º do § 3º do Decreto 9.271/2018, será convertido em favor da União o produto deste valor mínimo de outorga com o percentual de ágio sobre o valor mínimo para a aquisição das ações a serem alienadas para fins de transferência de controle acionário da CESP, obtido quando da seleção do vencedor no leilão de privatização, da seguinte forma:

𝑉𝑂 = 𝑉𝑀𝑂 + 𝑉𝑀𝑂 × 𝑃𝐴

Onde:

VO = valor de outorga de concessão;

VMO = valor mínimo de outorga de concessão; e

PA = percentual de ágio sobre o valor mínimo para aquisição das ações a serem alienadas quando da seleção do vencedor do Leilão.

56. Para a definição do valor mínimo de outorga, o art. , § 3º, do Decreto 9.271/2018 estabelece que esse deverá ser calculado com base no benefício econômico-financeiro adicionado pelo novo contrato de concessão de geração de energia elétrica, representado pelo Valor Presente Líquido (VPL) adicional do novo contrato.

57. Assim, no caso de Porto Primavera a modelagem realizada pelo Ministério de Minas e Energia em conjunto com o Ministério da Fazenda, trouxe dois cenários possíveis para a concessão da UHE Porto Primavera, um de continuidade da concessão como hoje se encontra, com vigência até o ano de 2028, e outro com vigência até o ano de 2048 (peça 5, p. 3):

Cenário 1: manutenção das condições do Contrato de Concessão 3/2004-Aneel, com fim de vigência em 2028 e com Garantia Física de 941,8 MW, publicada na Portaria 178/2017-MME, considerando a restrição imposta às revisões de garantias físicas fixada no art. 21, § 5º, do Decreto 2.655/1998; ou

Cenário 2: outorga de novo contrato de concessão de geração para a UHE Porto Primavera decorrente da efetiva privatização da CESP, com vigência já a partir de 2018 até 2048, no regime de Produtor Independente de Energia (PIE), com nova Garantia Física estimada em 886,8 MW.

58. No primeiro caso, a modelagem proposta pelo Poder Concedente assumiu que “o valor que melhor representa a Garantia Física é o resultado do cálculo atual sem aplicação das restrições do Decreto 2.655/1998, interpretando os intervalos de cinco anos entre cada revisão como estágios para que gradativamente se atinja a limitação de 10% de redução da Garantia Física, de forma desassociada à incerteza inerente ao processo de revisão subsequente que, no caso concreto, ocorrerá em 2023, ainda que esse processo possa apresentar qualquer resultado”.

59. Portanto, para o primeiro caso, considerou-se que a partir do ano de 2023 a Garantia Física da usina passaria para 915,3 MWmédios, esbarrando assim na trava final durante a vigência do contrato, de no máximo 10% de redução sobre o valor base de 1.017 MWmédios. Para o Cenário 2, a usina já teria a revisão da garantia física antes da celebração do contrato, sem considerar limitações impostas pelo Decreto 2.655/1998, por se tratar de uma nova outorga.

60. O benefício econômico-financeiro foi definido, no caso concreto, como a diferença do valor da outorga existente nos dois cenários mencionados, de forma que:

a. o fluxo de caixa da concessão vigente permaneça com o titular da concessão, preservando seus direitos, e compondo incentivo para que o agente aceite as condições do Decreto 9.271/2018;

b. o fluxo de caixa adicionado pelo novo contrato, ou seja, referente ao período que excede aquele da concessão vigente, seja da União.

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61. O resultado desse modelo atingiu o montante já mencionado de R$ 1.098.480.841,04, referente ao valor mínimo da outorga, como descrito a seguir.

Tabela 2: Benefício econômico-financeiro com a renovação da outorga da UHE Porto Primavera




Cenário 

Data de início 

Data de término 

Garantia Física
inicial 

Garantia Física após V
revisão em 2023 

alor Presente Líquido
(VPL) 


2018 

2028 

941,8 MWmédios 

915,3 MWmédios 

R$ 1.815.069.750,17 


2018 

2048 

886,8 MWmédios 

886,8 MWmédios 

R$ 2.913.550.591,21 

Nova outorga 

2018 

2048 

886,8 MWmédios 

886,8 MWmédios 

R$ 1.098.480.841,04 

Fonte: item não digitalizável disponível para download na peça 1. Data-base 1/6/2018.

62. Sobre o valor da Garantia Física considerada para ambos os cenários, foi descontado cerca de 3% para perdas (consumo interno, perdas internas e na Rede Básica) e aproximadamente 7% para hedge, conforme modelagens anteriores desenvolvidas pelo Poder Concedente.

63. Como dado de entrada para as receitas futuras, foi considerado na modelagem econômico financeira que o novo controlador da CESP terá livre dispor da energia proveniente da UHE Porto Primavera, em conformidade com o regime de exploração do novo contrato. Dessa forma, o valor aplicado para negociação da energia proveniente do novo contrato de geração da usina foi de R$ 170/MWh, obtido pela média do Custo Marginal de Expansão (CME) estimado para os próximos dez anos, conforme o documento “Estudos para expansão da geração - Custo Marginal de Expansão do Setor Elétrico Brasileiro Metodologia e Cálculo - 2017", da EPE (peça 52).

64. Com relação aos custos, a metodologia adotada partiu do Custo de Gestão dos Ativos de Geração (GAG) – que é o procedimento introduzido pela MP 579/2012, convertida na Lei 12.783/2013, para se remunerar as concessões de geração prorrogadas sob o regime de cotas – segregados em custos operacionais (OPEX) e dos investimentos da usina (CAPEX).

65. A parcela de OPEX foi obtida a partir dos Custos de Gestão dos Ativos de Geração (GAG O&M), calculados pela Aneel, excluindo-se o percentual de 10% relativo à taxa de lucro das usinas que operam em regime de cotas, por não ser o caso, mas considerando o percentual de 5% de remuneração dos investimentos sobre bens irreversíveis (peça 4, p. 9-10).

66. A parcela de CAPEX é decorrente dos valores de investimentos em reforços e melhorias, tal como calculados para os Custos de Gestão dos Ativos de Geração (GAG Melhorias) para usinas enquadradas no regime de cotas (peça 4, p. 9-10).

67. A Tabela 3 a seguir sintetiza os custos considerados no cálculo do valor mínimo de outorga, nos dois cenários vislumbrados para a concessão (vide parágrafo 56 acima).

Tabela 3: Custos considerados na modelagem do valor mínimo de outorga (R$/ano)



  
Cenário 1 

Cenário 2 

Custos de Gestão dos Ativos de Geração (GAG O&M) 

R$ 86.308.213,56 

R$ 84.437.380,09 

Custos de Gestão dos Ativos de Geração (GAG Melhorias) 

R$ 166.122.761,52 

R$ 162.521.852,54 

Fonte: item não digitalizável disponível para download na peça 1. Data-base 1/6/2018.

68. Entre os encargos da concessão, foi considerada a Tarifa de Fiscalização do Sistema de Energia Elétrica (TSFEE), a Contribuição Financeira pela Utilização dos Recursos Hídricos (CFURH), o Programa de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), os Encargos de Uso do Sistema de Transmissão (EUST), o pagamento referente ao Uso de Bem Público (UBP) e PIS/COFINS (peça 4, p. 10-13).

69. Além disso, foi considerada como parcela redutora do fluxo de caixa a depreciação ou amortização dos investimentos não depreciados ou amortizados do projeto básico – calculada a partir do Valor Novo de Reposição (VNR), informado pela EPE – e, para o cenário de renovação da concessão, a amortização da bonificação pela outorga de concessão, para fins de contabilização do benefício fiscal previsto na legislação tributária brasileira (peça 4, p. 13).

70. Por fim, utilizou-se como método de remuneração do investimento o Custo Médio Ponderado de Capital (Weighted Average Capital Cost – WACC), normalmente utilizado em concessões do setor elétrico, fundamentado na seguinte equação:

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𝑊𝐴𝐶𝐶 = %𝐸 × 𝐾𝑒 + %𝐷 × 𝐾𝑑

Onde:

%E = Percentual da estrutura de capital referente à capital próprio (equity);

Ke = Custo do capital próprio em termos reais;

%D = Percentual da estrutura de capital referente à capital de terceiros (debt);

Kd = Custo do capital de terceiros em termos reais e líquido de impostos.

71. Para o cálculo da estrutura de capital do modelo, o Poder Concedente afirma ter utilizado a média da relação dívida/capital próprio de todo o universo das empresas nacionais e internacionais do setor de energia elétrica disponíveis no Terminal Bloomberg, resultando em %E equivalente a 62,77% e %D igual a 37,23% (peça 4, p. 16).

72. No que se refere ao custo do capital próprio (Ke), utilizou-se o método CAPM (Capital Asset Pricing Model), expresso pela seguinte equação:

𝐾𝑒 𝑖 = 𝑅 𝑓 + 𝛽𝑎 × 𝑃𝑅𝑀 + 𝑅 𝑝

Onde:

Ke i = Custo do capital próprio nominal ou taxa de retorno nominal requerida para o investimento;

R f = Taxa livre de risco;

βa = Beta alavancado para um dado investimento ou risco sistêmico;

PRM = Prêmio de risco de mercado. É a remuneração que correspondente à diferença entre o retorno de mercado (R m) e o retorno livre de risco (R f).

R p = Risco país.

73. A taxa livre de risco considerada foi de 4,07% a.a. e refere-se à remuneração média de uma cesta de títulos de dez anos do Tesouro dos Estados Unidos, consultada no sistema Bloomberg, no período de 1/1/1995 a 30/1/2018. Os parâmetros adotados, de acordo com o Poder Concedente, são os recomendados pela literatura especializada no tema (peça 4, p. 17-18).

74. A taxa de retorno do mercado (R m), necessária para se calcular o prêmio de risco de mercado (PRM), foi obtida pela média dos logaritmos naturais da razão entre o valor do índice S&P500 de cada mês – composto pelas ações das quinhentas maiores empresas negociadas na NYSE (New York Stock Exchange) ou NASDAQ (National Association of Securities Dealers Automated Quotations) – e o valor do índice do mês anterior, resultando em 10,23% a.a. Desse modo, o prêmio de risco de mercado (PRM) foi calculado em 5,95% a.a. (10,23% a.a. - 4,07% a.a.).

75. O coeficiente Beta, utilizado para medir o risco de um ativo em relação ao mercado (risco sistêmico), foi de 0,582, obtido pela média de cinco anos do valor do beta semanal desalavancado – ou seja, desconsiderando as dívidas das empresas – de uma amostra de 563 companhias do setor de energia, mediante consulta no site Damodaran Online. Tal valor entretanto, não considera a estrutura de capital considerada no projeto (62,77% capital próprio e 37,23% capital de terceiros) tampouco o benefício tributário para a assunção de dívidas, previsto na legislação tributária brasileira. Com a realização de tais ajustes, obteve-se o Beta alavancado de 0,809 (peça 4, p. 19-20).

76. Com a multiplicação do Beta alavancado (0,809) pelo prêmio de risco do mercado (5,95%), obtémse um prêmio de risco do negócio equivalente a 4,82% a.a.

77. Além do risco sistêmico expresso pelo coeficiente Beta, os investimentos no Brasil assumem um risco inerente ao ambiente de negócios a que estão sujeitos, tais como risco regulatório, ambiental, entre outros. Para a consideração desse risco, o Poder Concedente adotou o Risco Soberano do Brasil, calculado pela mediana dos valores diários do índice EBMI+ (Emerging Markets Bonus Index), divulgado pelo JP Morgan, no período de janeiro de 1995 a janeiro de 2018, resultando em 3,9% a.a. (peça 4, p. 20-21)

78. Como resultado da equação mediante a aplicação dos parâmetros informados, encontrou-se um custo de capital próprio nominal (Ke i) correspondente à taxa de 12,78% a.a.

79. Para enfim se chegar ao custo de capital próprio real (Ke), descontou-se a inflação americana, pois utilizou-se o mercado americano como referência para o cálculo da taxa livre de risco (R f) e do retorno do mercado (R m), que foram dados de entrada para a obtenção do prêmio de risco de mercado (PRM). A taxa de

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inflação considerada foi decorrente da média aritmética do índice CPI (Consumer Price Index), no período de janeiro de 1995 a janeiro de 2018, resultando em 2,22% a.a. (peça 4, p. 21).

80. Desse modo, descontando-se a inflação de 2,22% a.a. do custo de capital próprio nominal (Ke i) de 12,78%, obteve-se o custo de capital próprio real (Ke) de 10,33%.

81. No que tange ao custo do capital de terceiros (Kd), por sua vez, o Poder Concedente utilizou a taxa média das debêntures emitidas por empresas do setor elétrico brasileiro negociadas no mercado secundário, resultando em um valor de 3,62% a.a., já computado o benefício de endividamento previsto na legislação tributária (peça 4, p. 22-23).

82. Por fim, o resultado final da taxa de remuneração do investimento, calculado pelo modelo WACC, foi de 7,84%.

EXAME TÉCNICO

83. Tendo em vista os documentos colacionados aos autos e as particularidades que envolvem a hipótese de renovação prevista na Lei 9.074/1995, artigos 26, 27, 28 e 30, é possível o acompanhamento das seguintes etapas da concessão, previstos no art. 7º da IN 27/1998-TCU:

1. Primeiro estágio:

a. relatório sintético sobre os estudos de viabilidade técnica e econômica do empreendimento, com informações sobre o seu objeto, área e prazo de concessão ou de permissão, orçamento das obras realizadas e a realizar, data de referência dos orçamentos, custo estimado de prestação dos serviços, bem como sobre as eventuais fontes de receitas alternativas, complementares, acessórias e as provenientes de projetos associados;

b. relatório dos estudos, investigações, levantamentos, projetos, obras e despesas ou investimentos já efetuados, vinculados à outorga, de utilidade para a licitação, realizados ou autorizados pelo órgão ou pela entidade federal concedente, quando houver;

c. relatório sintético sobre os estudos de impactos ambientais, indicando a situação do licenciamento ambiental.

2. Segundo estágio:

a. minuta de contrato;

84. Para o exame efetuado nesses estágios, considerando a completude do objeto em apreço – a renovação da outorga da UHE Porto Primavera, já caracterizada nesta instrução – definiu-se inicialmente o escopo de análise, como se expõe a seguir.

I. Escopo de análise

85. A definição do escopo de análise desta Unidade Técnica sobre a renovação da outorga da UHE Porto Primavera partiu de uma avaliação de risco, materialidade e relevância, na qual se concluiu pelo exame dos seguintes aspectos do objeto fiscalizado:

a. as implicações existentes sobre a renovação da outorga, em função da situação peculiar atinente o caso concreto, em que, o projeto original da UHE Porto Primavera prevê a operação com dezoito unidades geradoras e reservatório na cota 259 m, tendo sido inclusive realizados investimentos com base nessas premissas, ao passo que a usina opera atualmente com catorze máquinas e reservatório na cota 257 m; e

b. a coerência metodológica da modelagem econômico-financeira e das premissas adotadas para o cálculo do valor mínimo de outorga.

86. Além disso buscou-se dar tratamento às seguintes questões, levantadas no âmbito da denúncia do TC 019.946/2018-0:

a. parcialidade da Aneel na condução das respostas ao TCU no que se refere às providências que a Agência deveria tomar para exigir que a CESP adequasse a capacidade operacional da UHE Porto Primavera às condições pactuadas no contrato de concessão, especialmente no que tange à busca do licenciamento ambiental, para o atingimento da cota 259 m;

b. ilegalidade na nova outorga da UHE Porto Primavera sem a definição do aproveitamento ótimo da usina em face do § 2º do art. 5º da Lei 9.074/1995, visto que “nenhum aproveitamento hidrelétrico poderá ser licitado sem a definição do aproveitamento ótimo pelo poder concedente, podendo ser atribuída ao licitante

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vencedor a responsabilidade pelo desenvolvimento dos projetos básico e executivo”;

c. omissão da minuta do contrato da nova outorga da usina no que diz respeito ao que ocorrerá na hipótese de inviabilidade da ampliação do empreendimento após a realização dos novos estudos.

87. Nesse escopo, foram aprofundados os exames sobre: i) a legalidade e eficiência da solução dada pelo Poder Concedente para a definição do aproveitamento ótimo da UHE Porto Primavera; ii) a valoração do ativo da usina, com base no VNR, para fins de cálculo do valor de outorga; e iii) o valor considerado na modelagem econômico-financeira para a negociação da energia do empreendimento. Tais exames contam de tópicos específicos desta instrução.

88. Outrossim, foram realizados outros exames, os quais de maneira expedita passa-se a evidenciar.

89. Com relação à legalidade do Decreto 9.271/2018, a análise não identificou potenciais irregularidades à luz do estabelecido nos artigos 26, 27, 28 e 30 da Lei 9.074/1995.

90. A despeito da total amortização dos ativos da UHE Porto Primavera antes do fim da nova concessão, não se verificou óbices de ordem legal à renovação pelo prazo de trinta anos, dado que a limitação imposta pelo art. 27, § 1º, da Lei 9.074/1995 refere-se à hipótese de prorrogação e não de renovação, como no caso ora em apreço.

91. Por outro lado, o longo prazo da concessão imputa riscos no que diz respeito à estimativa do preço futuro da energia, definida na modelagem econômico-financeira como o Custo Marginal de Expansão (CME). Segundo o documento “Estudos para expansão da geração - Custo Marginal de Expansão do Setor Elétrico Brasileiro Metodologia e Cálculo - 2017", o CME foi estimado em R$ 170,00/MWh, com base na média aritmética dos montantes estimados para os anos 2022 a 2026 (peça 52, p. 18).

92. Sendo assim, a simulação do CME considera em suas premissas prazo muito inferior ao da concessão, havendo um período contratado superior a vinte anos sem o respaldo de qualquer estimativa. Importa dizer que 2/3 do contrato de concessão se fundamenta em parâmetros desconhecidos ou não suficientemente vislumbrados – ou mesmo em um cenário atual que, reconhecidamente, passará por mudanças profundas nos próximos anos em decorrência da mudança da matriz elétrica brasileira, do modelo de planejamento e despacho eletroenergético, de política setorial de expansão do mercado livre, dentre outros – o que no presente caso reflete um elevado risco a ser assumido pela União e pelo novo concessionário, principalmente considerando as atuais dificuldades para a manutenção da capacidade de armazenamento do sistema, o progressivo aumento de fontes intermitentes na matriz nacional e a necessidade de geração para atendimento à ponta, que tendem a pressionar o custo da energia no futuro.

93. No entanto, entende-se não caber, no caso concreto, uma alternativa metodológica para previsão do custo dessa energia no futuro, visto que inviável o seu tratamento em um horizonte de curto prazo, pois envolve, por exemplo, a implementação de melhorias no modelo de precificação da energia no futuro a partir de uma política setorial perene que, embora sinalizada mudanças por meio da Consulta Pública MME 33/2017, não se materializou em termos legais para assegurar a continuidade das ações, ou até mesmo a revisão do atual modelo de concessões, de modo a compatibilizar os prazos contratuais à capacidade de previsão das suas premissas.

94. Não obstante, considerando as futuras intenções de privatização no setor elétrico, em especial no que tange aos ativos da Eletrobras, na qual o Projeto de Lei 9.463/2018 endereça a possibilidade renovação dos contratos de concessão de geração da estatal, que representam parcela massiva da capacidade de geração do País (cerca de 1/3), com modelagem aderente ao caso da UHE Porto Primavera (Produtor Independente de Energia), é premente a necessidade de aperfeiçoamento das premissas acima apontadas. Destarte, propõe-se determinar ao MME que, em futuras concessões, busque equacionar a incompatibilidade existente entre o curto prazo da estimativa resultante da atual metodologia de precificação da energia no futuro e os longos prazos contratuais normalmente adotados em concessões, em especial das usinas hidrelétricas.

95. Quanto ao montante de Garantia Física considerado na modelagem econômico-financeira, verifica se estar aderente ao comando do Acórdão 3.115/2016-TCU-Plenário, haja vista ter sido computado o valor contido na Portaria 178/2017-MME, de 941,8 MWmédios, após redução até o limite de 5% do valor base de 992,6 MWmédios, decorrente da revisão extraordinária anterior, instituída pela Portaria 258/2016-MME.

96. No que diz respeito à taxa de desconto considerada na modelagem econômico-financeira, o Poder Concedente informa que incorporou dois aprimoramentos já adotados para o Processo de Concessão de

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Terminais Aeroportuários, os quais não foram considerados no Leilão 1/2017-Aneel. O primeiro refere-se à utilização da estrutura de capitais média das empresas do setor de geração elétrica no mundo, dada a reduzida amostra existente no mercado nacional. O segundo, foi a adoção apenas do custo de captação por meio de debêntures do setor de energia para o cálculo do custo de capital de terceiros.

97. Nesse contexto, cabe ressaltar que a análise empreendida no âmbito do TC 016.060/2017-2, referente ao acompanhamento do Leilão 1/2017-Aneel, culminou com a determinação contida no subitem 9.2.1 do Acórdão 1.598/2017-TCU-Plenário, de relatoria do Ministro Aroldo Cedraz, para que o Poder Concedente revisasse a taxa de desconto adotada na ocasião, de 8,08% a.a., pois não foi considerado que as usinas leiloadas já estavam em operação, não restando presentes riscos de negócio relevantes, tais como riscos de construção e risco ambiental, que ocorrem em empreendimentos que preveem a construção de novas usinas hidrelétricas.

98. Em resposta, o Poder Concedente informou ter recalculado a taxa de desconto do Leilão 1/2017Aneel e concluiu pela manutenção da metodologia que resultou na taxa de 8,08% a.a., em razão dos seguintes argumentos (peça 53, p. 3-9).

99. A diferenciação entre projetos novos (greenfield) e projetos já existentes (brownfield), para fins de cálculo da taxa de desconto por meio do modelo WACC repercutiria apenas na variável Beta, que é parâmetro necessário para o cálculo do custo de capital próprio (Ke), bem como na variável referente ao custo de capital de terceiros (Kd).

100. Para o cálculo do Beta no modelo WACC é utilizada uma amostra de empresas e não de projetos, não sendo possível diferenciar projetos greenfield e brownfield.

101. No cálculo do custo de capital de terceiros (Kd), fora utilizada no Leilão 1/2017-Aneel uma ponderação de 50% da TPB (Taxa Preferencial Brasileira) – correspondente às taxas de juros cobradas pelos bancos nacionais para operações de elevado valor e para clientes com baixo risco de inadimplência – com 50% de debêntures emitidas por empresas com operação no setor elétrico brasileiro negociadas no mercado secundário.

102. Também não seria viável a diferenciação na parcela do custo de capital de terceiros referente à TPB, pois se refere a taxa oferecida a uma ampla base de clientes de diversos segmentos.

103. Em relação às debêntures, por sua vez, o Poder Concedente chegou a eliminar da amostra debêntures emitidas por empresas que possuíam exclusivamente projetos greenfield em seu portfólio de ativos. No entanto, aduz as seguintes informações sobre esse ajuste (peça 53, p. 8):

a. implicaria o aumento da taxa de desconto do Leilão 1/2017-Aneel para 8,12%, representando contradição com o que dispõe o item 42 do Voto que fundamentou o Acórdão 1.598/2017-TCU-Plenário, a saber:

42. O cálculo da taxa de desconto do fluxo de caixa do estudo de viabilidade econômico -financeira do leilão deve seraprimorado. A metodologia de cálculo de custo de capital não considerou em nenhum aspecto que se tratava da licitação de usinas já em operação e, por isso, com riscos de construção e ambiental praticamente nulos, o que facilita significativamente a capacidade da empresa conseguir financiamentos e deveria resultar em um valor de taxa de desconto menor . (grifo nosso)

b. não afetaria de maneira significativa o valor do WACC (impacto de 4 bps);

c. traria redução da significância amostral e, portanto, da robustez do modelo; e

d. representaria uma inovação metodológica sem aparente respaldo na literatura.

104. Quanto aos referidos argumentos apresentados pelo Poder Concedente, embora ainda estejam pendentes de análise formal desta Secretaria os demais estágios do Leilão 1/2017-Aneel, entende-se que a avaliação efetuada em cumprimento ao subitem 9.2.1 do Acórdão 1.598/2017-TCU-Plenário mostra-se coerente em face das limitações existentes no modelo.

105. Dessa forma, considerando os aperfeiçoamentos implementados em decorrência do Processo de Concessão de Terminais Aeroportuários e as premissas adotadas para o cálculo da taxa de desconto da presente concessão, que resultaram em uma taxa 0,24% a.a. menor que a do Leilão 1/2017-Aneel, não foi identificada a necessidade de apontamentos.

106. Derradeiramente, em relação aos custos e suas respectivas parcelas denominadas GAG O&M e GAG Melhorias, foi empregada a mesma metodologia adotada nos leilões com bonificação de outorga para o

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cálculo da receita inicial das usinas hidrelétricas elegíveis à antecipação dos efeitos da prorrogação das concessões, conforme previsto na Lei 12.783/2013. Esse modelo está disponível na Nota Técnica 385/2012SRE-SRG/ANEEL (peça 54) e é expresso por uma função não linear entre custos operacionais e a capacidade instalada/fator de capacidade, conforme a equação a seguir:

𝑂&𝑀 = 𝑒 12,55 × 𝐶𝐼 0,74 × 𝐹𝐶 0,36

Onde:

O&M = Custos operacionais;

e = Constante;

CI = Capacidade instalada;

FC = Fator de potência.

107. Com base nessa metodologia, foi incorporado ao custo operacional o adicional de 5% a título de remuneração dos investimentos em bens não reversíveis, conforme o Submódulo 12.4 dos Procedimentos de Regulação Tarifária (Proret), da Aneel.

108. Por outro lado, não foi incluída a majoração constante da Nota Técnica DEA/DEE 01/2012, emitida pela EPE (peça 55), que recomendava a “adoção de um valor de 10% como taxa de lucro a ser incluída nas tarifas de O&M das empresas prestadoras dos serviços de geração e transmissão de energia elétrica, no momento atual da renovação das suas concessões”. Tal providência se mostra adequada, visto que a presente renovação se dá pelo regime de produção independente, não pelo regime de cotas, e o lucro do empreendedor já é considerado na modelagem econômico-financeira para o cálculo do valor mínimo de outorga.

109. No que diz respeito aos custos com investimentos, o Poder Concedente adotou a metodologia descrita na Nota Técnica 105/2015-SRG/ANEEL, que serviu de base para a fixação das tarifas máximas de geração para os Leilões 12/2015-Aneel e 1/2017-Aneel, expressa pelo produto dos custos operacionais pelo fator de investimento de 2,021 (peça 56).

110. Diante do exposto, verifica-se que os montantes relativos aos custos possuem parâmetros regulatórios amplamente discutidos pelo setor, desde a sua introdução no marco legal, no ano de 2012. Ademais, verifica-se que, sendo o caso o concreto o de uma renovação sob o regime de produção independente e não de cotas de energia, o Poder Concedente buscou compatibilizar os custos à situação em apreço, não tendo sido identificadas potenciais inconsistências no método utilizado.

111. Isso posto, expõe-se a seguir as análises que resultaram em constatações com potencial de recomendações e determinações para o caso concreto.

II. Do aproveitamento ótimo da UHE Porto Primavera

112. A questão do aproveitamento ótimo da usina, além de ser um ponto já trabalhado pelo Tribunal no âmbito dos Acórdãos 3.492/2012-TCU-Plenário, 1.253/2016-TCU-Plenário e 3.115/2016-TCU-Plenário, foi objeto da denúncia apensada aos presentes autos – autuada no TC 019.946/2018-0 – que, em breve síntese, alega:

a. parcialidade da Aneel na condução das respostas ao TCU no que se refere às providências que a Agência deveria tomar para exigir que a CESP adequasse a capacidade operacional da UHE Porto Primavera às condições pactuadas no contrato de concessão, especialmente no que tange à busca do licenciamento ambiental, para o atingimento da cota 259 m;

b. ilegalidade na nova outorga da UHE Porto Primavera sem a definição do aproveitamento ótimo da usina em face do § 2º do art. 5º da Lei 9.074/1995, visto que “nenhum aproveitamento hidrelétrico poderá ser licitado sem a definição do aproveitamento ótimo pelo poder concedente, podendo ser atribuída ao licitante vencedor a responsabilidade pelo desenvolvimento dos projetos básico e executivo”;

c. omissão da minuta do contrato da nova outorga da usina no que diz respeito ao que ocorrerá na hipótese de inviabilidade da ampliação do empreendimento após a realização dos novos estudos.

113. Conforme mencionado anteriormente, a UHE Porto Primavera conta com estudo de viabilidade técnico-econômica (EVTE) e projeto básico aprovados ao fim da década de 1970, com previsão de dezoito unidades geradoras e nível d’água máximo do reservatório à cota de 259 m.

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114. Transcorrido um período de quase quarenta anos, todavia, verificou-se no âmbito do TC 016.992/2011-3, que a usina operava com apenas catorze máquinas, a um nível d’água do reservatório à cota de 257 m.

115. Nesse contexto, a despeito das características originais da usina contidas em seu EVTE e projeto básico terem sido aprovadas, a Agência entende que, em razão do tempo transcorrido, não há mais a definição de aproveitamento ótimo do potencial, sendo necessário “compatibilizar o projeto originalmente pensado para a usina na década de 70 com as condições estabelecidas na Lei 9.074/1995” (peça 7, p. 7).

116. Desse modo, fez constar da minuta de contrato da nova concessão previsão expressa para que a nova concessionária elabore novos estudos, nos seguintes termos:

CLÁUSULA QUARTA – OBRIGAÇÕES E ENCARGOS DA CONCESSIONÁ RIA

[...]

Subcláusula Primeira – Sem prejuízo do disposto nas demais cláusulas deste Contrato, constituem encargos gerais da Concessionária na exploração da UHE:

[...]

II. Elaborar estudos de viabilidade técnica e econômica para identificação do aproveitamento ótimo da UHE, considerando as estruturas civis existentes, e submetê-los à avaliação da ANEEL no prazo de 24 (vinte e quatro) meses após a assinatura deste Contrato, observando a legislação e a regulamentação específicas, e promover a eventual ampliação da UHE, se assim determinado pelo Poder Concedente, observado o disposto na Subcláusula Sexta da Cláusula Terceira deste Contrato;

117. Portanto, o que se verifica no caso concreto é que, apesar de a UHE Porto Primavera ter sido dimensionada para uma operação com o reservatório na cota de 259 m e dezoito unidades geradoras, ela somente opera na cota de 257 m, com catorze turbinas, sem que para tanto haja uma definição de aproveitamento ótimo para a usina.

118. Sem embargo, para a melhor compreensão da questão, é necessário rememorar os fatos que antecederam a celebração do contrato de concessão, como se passa a expor.

119. O estudo de viabilidade técnico-econômica (EVTE) original da usina foi aprovado mediante Despacho do MME-DNAEE, de 6/11/1978 (peça 29, p. 68).

120. Em 3/9/1979, mediante Despacho do DCAE, o projeto básico da usina foi aprovado, com dezoito unidades geradoras de 100 MW cada. De acordo com o despacho, foi fixado que a motorização da usina deveria ocorrer entre 28/2/1985 e 31/5/1989 (peça 29, p. 99).

121. Posteriormente, considerando o comportamento do mercado consumidor de energia elétrica à época, a motorização da UHE Porto Primavera foi deslocada para o período de 31/10/1987 a 31/1/1992 (peça 29, p. 145-146).

122. Em 26/10/1987, a CESP solicitou a prorrogação do cronograma de implantação para o período de 31/5/1992 a 31/3/1995 (peça 29, p. 245), o que foi anuído pelo Poder Concedente em 5/4/1988 (peça 29, p. 257258).

123. Ato contínuo, a Portaria 1.086/1993 prorrogou novamente o cronograma da usina, prevendo a motorização entre 31/5/1996 e 31/10/1999, em atendimento a outra solicitação da CESP (peça 29, p. 346-347).

124. Em 10/1/1996, a CESP apresentou o Plano de Conclusão da UHE Porto Primavera, com apenas quinze unidades geradoras, sendo a primeira entrando em operação em maio de 1999 e a última, em janeiro de 2004. De acordo com o documento, as unidades 16 a 18 não tinham previsão de entrada em operação (peça 30, p. 11). Tais premissas foram aprovadas por despacho do DNAEE em 25/1/1996 (peça 30, p. 61).

125. As primeiras unidades geradoras da usina entraram em operação conforme o cronograma, com a última turbina atualmente em operação (UG14) entrando em operação em outubro de 2003.

126. Em outubro de 2001, a Aneel identificou a necessidade de regularização da outorga da usina a fim de alterar a potência instalada da usina, tendo em vista que a CESP havia apresentado estudos, ensaios e testes que indicaram “a obtenção de um novo ponto operacional das unidades geradoras, com a otimização de suas características, sem perda adicional da vida útil e com isto houve um incremento da ordem de 10%, o que

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resulta em uma potência instalada de 110 MW por unidade, totalizando 1.980 MW para as dezoito unidades previstas para a usina” (peça 32).

127. Por meio do Despacho 908/2001-SCG/ANEEL, a Aneel regularizou a capacidade instalada da UHE Porto Primavera, passando de dezoito unidades geradoras de 100.800 kW cada, totalizando 1.814.400 kW, para dezoito unidades geradoras de 110.000 kW cada, totalizando 1.980.000 kW, considerando sua completa motorização (peça 33).

128. No ano de 2002, a Aneel identificou que apenas as unidades de 1 a 12 da usina estavam em operação. As unidades 13 e 14 encontravam-se em montagem eletromecânica e as unidades 15 a 18, em obras civis. Foi então determinado o encaminhamento do cronograma de implantação das unidades geradoras de 15 a 18 (peça 34).

129. Em resposta, a CESP declarou que, em face das suas diretrizes empresariais, havia tomado a decisão de concluir apenas a montagem de catorze unidades geradoras, não obstante as obras civis da usina comportarem dezoito unidades. Sendo assim, solicitou a fixação da potência instalada da usina em 1.540 MW, com catorze unidades geradoras de 110 MW cada, em atendimento à então vigente Resolução 420/2000-Aneel (peça 35).

130. Por meio de Despacho 738/2002-SCG/Aneel, a capacidade instalada da usina foi novamente modificada, passando de dezoito unidades geradoras de 110.000 kW para catorze unidades geradoras de 110.000 kW, totalizando 1.540.000 kW. Além disso, apontou que “a completa motorização da usina (dezoito unidades geradoras) deverá ser objeto de futura ampliação, com o que a concessionária deverá submeter à prévia aprovação da Aneel” (peça 36).

131. Somente em 12 de novembro de 2004, após todas as modificações mencionadas na outorga da UHE Porto Primavera, foi celebrado o Contrato de Concessão nº 003/2004 com a CESP, estabelecendo a data de 21/05/2008 como termo final da concessão para o empreendimento. Muito embora a usina tenha sido dimensionada para operação com dezoito turbinas e nível d’água máximo do reservatório na cota 259 m, o Anexo I do instrumento registra apenas catorze unidades geradoras com potência instalada total de 1.540 MW, sem qualquer menção à cronograma, tampouco obrigação de ampliação do número de unidades geradoras ou do nível do reservatório (peça 26).

132. Isso posto, deve-se destacar que a UHE Porto Primavera teve seu estudo de viabilidade e projeto básico desenvolvidos na década de 70, sob enfoque dos critérios e da conjuntura vigentes à época. Nesse lapso de tempo, o setor de energia elétrica passou por uma série de transformações, no campo tecnológico, regulatório e especialmente ambiental.

133. A título de exemplo, cita-se que a Política Nacional do Meio Ambiente só foi instituída em 1981, por meio da Lei 6.938/1981, que estruturou o Sistema Nacional de Meio Ambiente (Sisnama). Até então, não havia mecanismos eficazes de proteção do meio ambiente, dado que o licenciamento não era uma exigência.

134. Em 1988, os estudos de impacto ambiental, uma das exigências para a concessão do licenciamento ambiental, passou a contar com status constitucional, como se verifica no art. 225, § 1º, inciso IV, da Carta Magna:

Art. 225. Todos têm direito ao meio ambiente ecologicamente equilibrado, bem de uso comum do povo e essencial à sadia qualidade de vida, impondo-se ao Poder Público e à coletividade o dever de defendê-lo e preservá-lo para as presentes e futuras gerações.

[...]

§ 1º Para assegurar a efetividade desse direito, incumbe ao Poder Público:

[...]

IV - exigir, na forma da lei, para instalação de obra ou atividade potencialmente causadora de significativa degradação do meio ambiente, estudo prévio de impacto ambiental, a que se dará publicidad e;

135. Portanto, é clara a evolução da temática ambiental em relação ao momento em que o projeto foi concebido, com todas as normas e condicionantes hoje impostas a empreendimentos com potencial de degradação do meio ambiente.

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136. Sob a ótica do setor elétrico, tendo em vista a referida evolução da temática ambiental, passou a ser impositivo que novos projetos de empreendimentos como a UHE Porto Primavera levassem em conta não apenas uma avaliação de custo x benefício sobre os aspectos energéticos e econômicos, mas também de ordem ambiental.

137. Atualmente, a definição de aproveitamento ótimo de um potencial hidrelétrico está descrita no art. , § 3º, da Lei 9.074/1995:

§ 3º Considera-se "aproveitamento ótimo", todo potencial definido em sua concepção global pelo melhor eixo do barramento, arranjo físico geral, níveis d’água operativos, reservatório e potência, integrante da alternativa escolhida para divisão de quedas de uma bacia hidrográfica.

138. O aproveitamento ótimo de uma usina, caracterizado por entre outros elementos, a potência mínima e o nível d’água do reservatório, é obtido por meio de dois estudos realizados previamente à etapa construtiva do empreendimento: i) os estudos de inventário hidrelétrico e ii) os estudos de viabilidade.

139. O Manual de Inventário Hidrelétrico de Bacias Hidrográficas do MME, revisão de 2007, estabelece que o estudo de inventário “se caracteriza pela concepção e análise de várias alternativas de divisão de queda para a bacia hidrográfica, formadas por um conjunto de projetos, que são comparadas entre si, visando selecionar aquela que apresente melhor equilíbrio entre os custos de implantação, benefícios energéticos e impactos socioambientais ” (grifo nosso – peça 37, p. 25).

140. Em seguida, são realizados estudos mais detalhados para a verificação de viabilidade de um empreendimento. Segundo o documento, isso ocorre por meio de uma análise “da viabilidade técnica, energética, econômica e socioambiental que leva à definição do aproveitamento ótimo que irá ao leilão de energia (...) Com base nesses estudos, são preparados o Estudo de Impacto Ambiental (EIA) e o Relatório de Impacto Ambiental (RIMA) de um empreendimento específico, tendo em vista a obtenção da Licença Prévia (LP), junto aos órgãos ambientais”.

141. Como decorrência lógica desses estudos, elabora-se o projeto básico, no qual são planejadas com mais precisão as características técnicas do empreendimento, relacionadas às obras civis e equipamentos eletromecânicos, bem como os programas socioambientais.

142. Nesse contexto de mudanças e em face do longo tempo transcorrido para a efetiva implementação da usina – como visto, com anuência do Poder Concedente –, é provável que os estudos originais da UHE Porto Primavera não mais reflitam o seu aproveitamento ótimo, como demonstra-se a seguir.

143. Com relação ao número de unidades geradoras, já há o entendimento do Poder Concedente quanto à inviabilidade da ampliação da usina, pois “a motorização dos quatro poços existentes penalizará o consumidor, tendo em vista o rebatimento dos custos para a compra e instalação de mais quatro unidades geradoras de 110 MW nas tarifas de energia elétrica” (peça 39, p. 7).

144. Dessa forma, é razoável que, a partir da celebração do Contrato de Concessão 3/2004-Aneel, as características técnicas da usina – especialmente quanto ao número de unidades geradoras – tenham sido readequadas, porquanto a elevação da capacidade operacional conforme o projeto básico iria de encontro ao aproveitamento ótimo do empreendimento.

145. No tocante ao nível d’água do reservatório, a CESP registrou as seguintes ocorrências em resposta a notificação da Aneel, para as quais apresentou documentação probatória (peça 40):

a. o Estudo de Impacto Ambiental (EIA) da UHE Porto Primavera, entregue ao Ibama em 11/10/1996, previa que a usina teria a operação restrita a fio d’água na cota 257 m, com o nível d’água do reservatório indo sazonalmente até a cota 259 m, com o propósito de reter temporariamente uma fração do volume de cheia, de forma a evitar o agravamento dos picos a jusante;

b. em conformidade com o EIA, foi emitida a Licença de Operação 24/1998, prevendo a cota 259 m como o nível máximo de operação do reservatório da UHE Porto Primavera;

c. no entanto, quando a CESP solicitou ao Ibama autorização para o enchimento do reservatório na cota 257/259 m, o órgão ambiental expediu a Licença de Operação 121/2000, que deixou de considerar a operação sazonal até a cota 259 m, fixando a operação da usina na cota 257 m. De acordo com as condições gerais da licença, a companhia deveria “operar o reservatório no sistema que causasse o menor impacto possível para o novo ambiente” e “apresentar zoneamento ambiental e plano diretor do reservatório”;

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d. em atendimento à segunda condicionante acima citada, a CESP ainda apresentou ao Ibama o zoneamento ambiental do reservatório, prevendo como faixa operativa as áreas situadas entre as cotas 257 m e 259 m, passíveis de inundação, mesmo que sazonalmente;

e. todavia, o Ibama nunca se manifestou a respeito desse zoneamento e ainda encaminhou termo de referência para a elaboração do Plano de Conservação e Uso do Entrono do Reservatório da UHE Porto Primavera;

f. em 28/9/2009, a CESP apresentou ao Ibama proposta de criação de Área de Proteção Permanente (APP) do reservatório, constituída pela área a partir da cota 259 m, já que a área entre as cotas 257 m e 259 m estavam destinadas à operação sazonal do empreendimento;

g. em 30/10/2013, o Ibama enviou à CESP ofício afirmando que, de acordo com as normas legais vigentes que regulamentam APP de reservatórios artificiais (Lei 12.651/2012), não foram encontrados óbices para aprovação da proposta encaminhada pela companhia, no que se refere à cota de operação do reservatório 257 m. No caso de enchimento do reservatório para a cota 259 m, a proposta também estaria adequada, devendo ser reavaliada apenas a existência de áreas do munícipio de Castilho, Três Lagoas e na região do remanso do reservatório, de forma a se verificar se há propriedades de lindeiros dentro do limite da cota máxima maximorum (259,5 m) para subsidiar a alteração da APP.

146. Em resposta a questionamentos desta Unidade Técnica, o Poder Concedente informou que, em 23/5/2018, a LO 121/2000 foi renovada pela segunda vez, ratificando a existência de uma APP vinculada à concessão, situada entre a margem da cota 257 m e da cota da área desapropriada, totalizando 656,81 km 2 (peça 41, p. 3).

147. Portanto, no que se refere ao nível d’água do reservatório, verifica-se que a CESP ainda buscava, até idos de 2013, o cumprimento de condicionantes ambientais da Licença de Operação 121/2000, que permitia o enchimento do reservatório para a cota 257 m.

148. Sendo assim, considerando o possível impacto dos custos sociais relacionados à operação sazonal na cota 259 m sobre a medida de aproveitamento ótimo da usina, é possível que a elevação da cota do reservatório também nunca possa ser de fato atingida tal como previsto no projeto básico do empreendimento.

149. Tais fatos sugerem incerteza sobre a viabilidade econômica no aumento da capacidade de armazenamento do reservatório da UHE Porto Primavera haja vista os custos associados a essa medida, em que pese do ponto de vista energético seja indiscutível que ela traz ganhos sistêmicos.

150. Inicialmente a Aneel notificou a CESP em atendimento ao subitem 9.2.1 do Acórdão 1.253/2016TCU-Plenário, a fim de apurar possível responsabilidade da concessionária frente ao não atingimento da cota 259 m. No entanto, verificados os fatos aqui narrados, os quais demonstram que a CESP intentou em alguma medida a obtenção do licenciamento para operação na mencionada cota junto ao Ibama, entende-se por adequada as conclusões da Agência pela não imputação de responsabilidade ao concessionário.

151. Isso, porém, não afasta o fato de que a UHE Porto Primavera foi construída com base em projetos desatualizados e os agentes públicos responsáveis pela fiscalização da concessão não tomaram providências tempestivas para readequar a Garantia Física da usina à realidade operativa da cota 257 m. Todavia, conforme já exposto alhures, são fatos originados há mais de 13 anos, o que tornaria a persecução de eventual punibilidade extremamente onerosa, bem como já teríamos, em tese, a prescrição da pretensão punitiva.

152. De toda sorte, ainda pariam dúvidas sobre a potencialidade de se elevar o reservatório da usina para operação na cota 259 m, o que, do ponto de vista energético, seria o ideal para o sistema. Nessa toada, a Agência propõe, com a renovação da concessão da usina, obrigação ao novo controlador da CESP no sentido de elaborar os estudos de viabilidade para a definição do aproveitamento ótimo da usina.

153. Dessa forma, ao contrário do alegado na denúncia do TC 019.946/2018-0 (vide parágrafo 112), não se verificou inércia administrativa ou parcialidade da Aneel no atendimento a decisão deste Tribunal.

154. No entanto, ante a dúvida gerada quanto ao aproveitamento ótimo da UHE Porto Primavera, a primeira questão a ser dirimida é se a renovação da outorga da usina, como ora sugerido pelo Poder Concedente, de fato traz luz ao caso.

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155. Quanto a esse ponto, necessário destacar que os estudos de viabilidade seriam elaborados pelo próprio concessionário da usina, o que pode dar ensejo a um conflito de interesses capaz de enviesar as conclusões apontadas pelo trabalho em detrimento do interesse público.

156. Sobre a questão, o Poder Concedente sustenta (peça 41):

Os regramentos que tratam da elaboração de estudos de inventário – que balizam a definição da partição de quedas ótima de rio ou trecho de rio – e da elaboração de estudos de viabilidade se aplicam a elaboração deste estudo. Nesta linha, a ANEEL avaliará os estudos apresentados pela concessionária, no intuito de verificar a observância aos regramentos, ao manual de inventário e às instruções para elaboração de estudos de viabilidade.

Tal procedimento não difere daquele adotado para avaliação de qualquer novo inventário ou novo estudo de viabilidade técnica e econômica de usinas hidrelétricas, para o qual a ANEEL dispõe tanto da competência legal, quanto da competência técnica.

(...)

Todo e qualquer estudo que objetive a definição do aproveitamento ótimo deve observar os aspectos energético, econômico, social e ambiental, de forma a equilibrar todos os interesses entre si.

157. Pelo atual modelo de estruturação de empreendimentos hidrelétricos, cabe aos particulares a solicitação de registro junto à Aneel, para fins de elaboração dos estudos de inventário e de viabilidade.

158. A remuneração dos estudos ocorre exclusivamente caso o projeto vá a leilão, mediante ressarcimento, pelo vencedor do certame, dos custos incorridos pelo desenvolvedor dos estudos. Portanto, como no momento em que são concluídos os estudos, ainda não há concessão para a construção do empreendimento, não há o que se falar em conflito de interesses.

159. No caso concreto, todavia, a usina já se encontra em operação e os estudos de viabilidade seriam realizados pelo próprio concessionário. Os resultados obtidos teriam o condão de impactar a remuneração do empreendimento, beneficiando o empreendedor por meio de uma revisão extraordinária de Garantia Física, conforme previsto na Portaria 406/2017-MME (peça 57). Sendo assim, há aparente ruptura no que se refere ao princípio de separação das funções de desenvolvedor de estudos e explorador dos serviços.

160. Tal fato, embora represente risco relativo à qualidade dos estudos apresentados, não é suficiente para enviesar em definitivo as conclusões neles inseridas, visto que cabe à Aneel a decisão final tanto em relação à viabilidade ou não do empreendimento, sob o ponto de vista energético, econômico e socioambiental, quanto à existência de fato relevante para se revisar extraordinariamente a Garantia Física da usina.

161. Contudo, visando maior neutralidade da solução a ser adotada, propõe-se recomendar ao MME que avalie a oportunidade e conveniência de buscar meios próprios, com o auxílio da EPE, para desenvolver os estudos exigidos por meio da Cláusula Quarta, Subcláusula Primeira, II, da minuta do novo Contrato de Concessão da UHE Porto Primavera, eliminando a referida previsão contratual, se for o caso.

162. O segundo aspecto levantado, e que é objeto da denúncia do TC 019.946/2018-0, é se a renovação incorreria em descumprimento ao art. , § 2º, da Lei 9.074/1995, que assim dispõe:

§ 2º Nenhum aproveitamento hidrelétrico poderá ser licitado sem a definição do "aproveitamento ótimo" pelo poder concedente, podendo ser atribuída ao licitante vencedor a responsabilidade pelo desenvolvimento dos projetos básico e executivo.

163. Para responder essa questão, o Poder Concedente informou o que segue (peça 41, p. 1):

O aproveitamento ótimo é um conceito dinâmico, que representa a melhor utilização viável do potencial hidráulico, podendo, portanto, ser revisto periodicamente com vistas a incorporar novas condições ambientais, econômicas, sociais e de uso dos recursos hídricos. A ssim, no caso da UHE Porto Primavera, atualmente o aproveitamento ótimo é aquele para a usina operando na cota 257 metros, haja vista as restrições ambientais existentes. Logo, a Lei 9.074 não está sendo descumprida.

O que o Contrato de Concessão aprovado estabelece em relação a isso é a obrigação do novo concessionário desenvolver estudos para identificar se, superadas todas as restrições existentes (no caso, também incluídas as econômicas e sociais) seria viável a ampliação da potência da usina.

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Vale ressaltar que não se trata de uma renovação da outorga vigente – serviço público, e sim da emissão pela União de nova outorga de Concessão sob o regime de Produção Independente de Energia Elétrica, nos termos dos artigos 27 e 28 da Lei nº 9.074/1995 e do Decreto nº 9.271/2018.

164. A resposta acima transcrita demonstra que atualmente a UHE Porto Primavera opera com base em um conceito de aproveitamento ótimo desatualizado, em face do tempo transcorrido desde a elaboração dos estudos e projetos originais da usina.

165. No entanto, uma análise sobre o teor do art. , § 2º, da Lei 9.074/1995 permite concluir que, mediante a exigência legal imposta, o legislador busca evitar que empreendimentos hidrelétricos sejam sub/superdimensionados considerando o melhor aproveitamento de uma bacia hidrográfica.

166. Como a UHE Porto Primavera já se encontra em operação, a construção do empreendimento com base em premissas desatualizadas já fez incidir o risco de superdimensionamento da usina, como se verifica nas discrepâncias existentes entre a operação atual e as características do projeto básico.

167. Sendo assim, deve-se salientar a atipicidade do caso concreto, dado que, embora não haja consenso a respeito do aproveitamento ótimo da UHE Porto Primavera, trata-se de um empreendimento já construído e operacional.

168. Ademais, a não renovação certamente tornaria dificultosa a alienação do controle acionário da CESP, ainda mais considerando o histórico de tentativas frustradas em razão da falta de atratividade da companhia. E, sem privatização, por sua vez, é provável que a concessão siga indeterminadamente sem a definição do aproveitamento ótimo da usina, com a manutenção da concessionária não obstante as claras dificuldades de capacidade de investimento por que ela passa.

169. Desse modo, entende-se não haver óbices legais para a renovação da outorga da UHE Porto Primavera em relação ao tema tratado neste tópico, qual seja, da discussão sobre o aproveitamento ótimo da usina, tendo em vista ainda que há fortes indícios de que do ponto de vista ambiental haverá restrições complexas a serem equacionadas para se elevar a cota operativa para 259 m. Esse entendimento também responde à questão levantada no âmbito da denúncia do TC 019.946/2018-0.

170. Por outro lado, considerando que a usina foi construída cerca de vinte anos após a concepção do seu projeto, era notória a necessidade de revisão dos estudos que o embasaram antes do efetivo investimento realizado pela CESP.

171. Nesse contexto, entende-se pertinente recomendar à Aneel que avalie a conveniência e oportunidade de revisar os normativos que regulam a construção de empreendimentos hidrelétricos, de modo que faça exigir a atualização de estudos antigos previamente ao efetivo início das obras.

172. Outrossim, considerando a hipótese de superdimensionamento dos investimentos relativos à UHE Porto Primavera, não devem reverter à União bens que eventualmente tenham se mostrado inservíveis para a prestação do serviço concedido, como será tratado a seguir.

III. Da valoração do ativo da UHE Porto Primavera

173. De acordo com o art. 35, § 4º, c/c o art. 36 da Lei de Concessoes (Lei 8.987/1995), é direito do concessionário ser indenizado pelas parcelas dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou depreciados, que tenham sido realizados com o objetivo de garantir a continuidade e atualidade do serviço concedido.

174. Assim, de forma a valorar os ativos relacionados à atividade de geração da UHE Porto Primavera, bem como simular a amortização desses bens nos fluxos de caixa futuros, o Poder Concedente adotou a metodologia correspondente ao Valor Novo de Reposição (VNR), calculado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) em R$ 9.766.855.690,00 na data-base de dezembro de 2017 (peça 3, p. 5).

175. Ocorre que, conforme já tratado nesta instrução, a usina foi dimensionada originalmente para operar com dezoito unidades geradoras e nível d’água do reservatório na cota 259 m, mas opera apenas com catorze máquinas e reservatório na cota 257 m.

176. Eventuais investimentos realizados e não utilizados no serviço concedido devem ser, por conseguinte, eliminados do cálculo do VNR dos ativos relacionados à atividade de geração da UHE Porto

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Primavera, para fins de simulação da amortização do atual ativo. Nesse sentido, o Tribunal deu ciência ao MME e à Aneel, nos termos do subitem 9.7 do Acórdão 3.492/2012-TCU-Plenário:

9.7 cientificar o Ministério das Minas Energia e a Agência Nacional de Energia Elétrica de que a futura reavaliação dos ativos da UHE Porto Primavera, prevista no art. 3º da Portaria MME 110/2008, deverá considerar a real cota de enchimento do reservatório para a operação da usina e a quantidade efetiva de equipamentos empregados na geração de energia, excluindo, assim, para efeito de eventual indenização à concessionária, os investimentos inservíveis à operação do empreendimento (p. ex.: equipamentos, obras e outras despesas superdimensionadas em comparação com a real capacidade de operação da usina) ; (grifo nosso)

177. Mediante análise do Relatório EPE-DEE-002/2018-r1 (peça 3), que embasou o cálculo do VNR, verifica-se que já foi considerada apenas a instalação de catorze unidades geradoras e de peças fixas, grades e comportas nos dezoito blocos da casa de força. Não há inconsistência, portanto, em relação à parcela de equipamentos eletromecânicos incluída no valor do ativo da usina.

178. Com relação às obras civis, a EPE destacou:

Ressalta-se que, apesar de terem sido instaladas apenas 14 unidades geradoras, foram executadas as obras civis referentes a 18 unidades, conforme previsto originalmente no Projeto Básico. Mesmo com a não implantação da totalidade das máquinas, algumas obras foram necessárias, tais como concretagem do circuito hidráulico de geração e instalação de equipamentos de vedação, sob pena de inviabilizar, tecnicamente, a instalação posterior das 4 máquinas remanescentes, o que poderia ocorrer quando entendido oportuno do ponto de vista eletroenergético e econômico.

179. Pela manifestação acima transcrita, percebe-se que foi incluída no cálculo do VNR parcela superdimensionada de investimentos efetuados em obras civis. Todavia, a contabilização dessa parte inservível demandaria a elaboração de outro projeto, com base apenas nas características operativas atuais, de modo a verificar o quanto se investiu a mais do que o necessário no empreendimento. Além disso, não há o que se falar em relação à reversão apenas da parcela das obras civis que estejam sendo aproveitadas ao serviço concedido, porquanto são bens indivisíveis.

180. Desse modo, embora as obras civis da UHE Porto Primavera tenham sido superdimensionadas, torna-se inviável, devido aos contornos fáticos, a sugestão de reparos no cálculo do VNR em relação a esse ponto.

181. No tocante ao reservatório do empreendimento, foi desapropriada uma área correspondente ao nível d’água na cota 259 m. Os custos relacionados a essa desapropriação foram considerados pela EPE na conta “Terrenos, Realocações e Outras Ações Socioambientais”, no valor de R$ 1.372.934.350,00 na data-base de novembro de 2017.

182. Em resposta à diligência efetuada por esta Unidade Técnica, o Poder Concedente respondeu que os terrenos desapropriados “não foram considerados passíveis de individualização. O orçamento original não apresentava distinção entre as áreas destinadas a implantação do empreendimento nas diferentes cotas, fornecendo apenas a área total e seu custo unitário” (peça 14, p. 5). Não obstante, a área correspondente entre o nível da cota 257 m e o nível máximo maximorum (259,5 m) seria de aproximadamente 473 km 2 , conforme informações prestadas pela CESP à Aneel, em atendimento à Resolução Normativa Aneel 501/2012 (peça 41, p. 3).

183. Não seria inviável estimar o valor de tal área, considerando o montante total associado às desapropriações do empreendimento. No entanto, como mencionado no parágrafo 145 acima, a atual licença de operação da UHE Porto Primavera possui como condicionante a existência de uma Área de Preservação Permanente (APP), no âmbito do Plano de Conservação e Uso do Entorno do Reservatório.

184. Sobre esse ponto, o Poder Concedente informa que a “licença de operação em vigor (licença de operação nº 121/2000 – 2ª renovação de 23/5/2018), emitida pelo Ibama, define que a Área de Preservação Permanente (APP) da usina corresponde à área entre a cota 257 m – de operação do reservatório – e a cota da área desapropriada, totalizando 656,81 km²” (peça 41, p. 3).

185. Destarte, ainda que a área total desapropriada pela CESP visando o enchimento do reservatório na cota 259 m não seja efetivamente aproveitada à geração de energia elétrica, os custos incorridos pela companhia

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com desapropriação foram necessários, pois a licença de operação da UHE Porto Primavera exige que tal área permaneça vinculada à concessão, na forma de APP.

186. Disso se conclui que, embora haja superdimensionamento decorrente da realização das obras da UHE Porto Primavera com base em estudos e projetos desatualizados, não há reparos a serem feitos no cálculo do VNR em decorrência de que tais ativos são servíveis, necessários e indivisíveis à concessão em face dos contornos fáticos apresentados.

187. Esse contexto responde o ponto levantado na denúncia do TC 019.946/2018-0, porquanto caso não haja o efetivo enchimento do reservatório, os terrenos inicialmente destinados à elevação da cota 259 m continuarão vinculados à concessão, por força da condicionante ambiental imposta pela LO 121/2000, mantendo-se as atuais condições econômicas e operativas do contrato de concessão.

188. Por fim, o último ponto a ser tratado na presente instrução refere-se às premissas utilizadas pelo Poder Concedente na modelagem econômico-financeira para o cálculo do valor mínimo de outorga, como se expõe a seguir.

IV. Da coerência metodológica da modelagem econômico-financeira e das premissas adotadas para o cálculo do valor mínimo de outorga

189. A modelagem econômico-financeira da concessão considerou que o novo controlador da CESP terá livre dispor sobre a totalidade da Garantia Física da UHE Porto Primavera, para comercialização no Ambiente de Comercialização Livre (ACL) ou no Ambiente de Comercialização Regulada (ACR).

190. De acordo com a Nota Técnica 3/2018/ASSEC, o valor adotado para negociação da energia pela CESP partiu da seguinte lógica (peça 5, p. 6):

Em estimativas de valor de outorga anteriores, foram utilizadas premissas que faziam referência ao Preço de Liquidação de Diferenças (PLD).

No entanto, a consolidação pela EPE de metodologia para o cálculo do CME, contida na Nota EPEDEE-RE27/2017-r0, de 9 de junho de 2017, intitulada "Estudos para expansão da geração - Custo Marginal de Expansão do Setor Elétrico Brasileiro Metodologia e Cálculo - 2017", tornou recomendável a adoção do CME ao invés do PLD.

Adicionalmente, no longo prazo, o Custo Marginal de Operação - CMO, no qual o PLD se baseia, tende a convergir para o CME. Assim, no horizonte do novo contrato de 30 anos, o CME sinaliza a média do valor de negociação da energia no mercado.

[...]

Assim, o valor considerado para a negociação da energia pela UHE Porto Primavera no novo contrato de concessão é de R$ 170,00/MWh.

191. No entanto, 230 MWmédios de Garantia Física da UHE Porto Primavera estão contratados no ACR, a preços significativamente superiores ao CME estimado, os quais não foram considerados na modelagem. A CESP vendeu 148 MWmédios de energia da usina no Leilão 2/2005-Aneel, a um preço atualizado de R$ 227,01, com início de suprimento no ano de 2010, e 82 MWmédios de energia no Leilão 2/2006-Aneel, a um preço atualizado de R$ 240,87, com início de suprimento em 2009 (peça 42).

192. A negociação desses contratos decorreu de permissivo instituído pelos artigos 17 e 18 da Lei 10.848/2004 e pelo Decreto 5.271/2004, que revogou o art. 27, § 2º, do Decreto 5.163/2004, possibilitando que usinas já existentes e que teriam os respectivos contratos de concessão prorrogados por mais vinte anos a participarem de leilões de energia nova e venderem energia em prazo superior ao previsto para a extinção do contrato de concessão – comumente denominadas de “usinas botox” pelo jargão do setor.

193. Em resposta às diligê ncias encaminhadas por esta Unidade Técnica, o MF informou que tais contratos serão honrados no cenário de renovação (peça 14, p. 9):

A respeito da mudança de regime de exploração de uma das usinas hidrelétricas da empresa, com a alteração de regime de Concessionário de Serviço Público de Energia Elétrica para Produtor Indep endente de Energia Elétrica não altera a obrigação da empresa de manutenção de seus contratos vigentes, bem como a transferência de controle também não altera essa obrigação.

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194. Sendo assim, cerca de 25% da energia passível de contratação da UHE Porto Primavera gerarão ganhos econômico-financeiros superiores ao estimado na modelagem proposta pelo Poder Concedente, tanto no cenário sem renovação como no caso de renovação da concessão, até os anos de 2038 e 2039. Apenas após esse período a totalidade da energia firme da usina estaria a seu livre dispor.

195. A justificativa do Poder Concedente para desconsiderar os contratos mencionados é que a outorga foi calculada pelo custo de oportunidade da exploração da atividade de geração de energia elétrica e eventuais perdas ou ganhos em razão dos contratos firmados devem ser da concessionária, dado que são resultado da gestão empresarial (peça 14, p. 9):

Na outorga, este Ministério não levou em conta os contratos vigentes pois calcula quanto vale a concessão, ou seja, o custo de oportunidade da exploração da atividade de geração de energia elétrica. Sendo os preços dos contratos superiores ou inferiores ao preço considerado para o cálculo do custo de oportunidade, os ganhos ou perdas da operação devem ser avaliados no âmbito empresarial. Entende-se que a União não deve ser beneficiada ou prejudicada pela possível variação entre os preços dos contratos e o preço considerado para a modelagem do valor da outorga de concessão, sendo o foco o preço que melhor reflita as condições do mercado de geração de energia elétrica da data base para cálculo do fluxo de caixa.

196. De fato, os resultados da performance empresarial devem ser apropriados pela própria concessionária ao longo da concessão. No entanto, os períodos de suprimento dos contratos firmados em decorrência dos Leilões 2/2005-Aneel e 2/2006-Aneel findam respectivamente em 2039 e 2038, ou seja, prazo superior ao da atual outorga, cujo término ocorre em 2028.

197. Como não há garantias de que a CESP continuará com a concessão após o ano de 2028, não é certo que os efeitos econômicos remanescentes desses contratos recairão sobre a empresa, ainda que sejam decorrentes de sua atividade empresarial. Sobre a questão, os contratos de comercialização dos referidos leilões fixam o disposto a seguir:

CLÁUSULA 4ª – DA VIGÊNCIA E DO PERÍODO DE SUPRIMENTO

[...]

4.4. Na eventualidade de o prazo final da concessão ou autorização do COMPRADOR ou do VENDEDOR encerrar-se antes do término do PERÍODO DE SUPRIMENTO, o sucessor da titularid ade da respectiva concessão, permissão ou autorização, assumirá todas as obrigações e direitos previstos no presente CONTRATO.

198. Nesse contexto, a extinção da atual outorga impõe a assunção de todas as obrigações e direitos previstos nos aludidos contratos pelo novo concessionário, o que importa em atribuir os resultados da gestão empresarial à própria concessão.

199. Por corolário, os efeitos econômicos em razão desses contratos após o prazo da concessão são suportados pela União, sendo ela a real titular do serviço público de energia elétrica, nos termos do art. 21, inciso XII, alínea b, da Constituição Federal. Ou seja, o regime jurídico dos contratos firmados em decorrência dos Leilões 2/2005-Aneel e 2/2006-Aneel não é inteiramente privado, pois seus efeitos não se limitam à gestão empresarial, mas à própria concessão pública.

200. Prova disso é o fato de que, na hipótese de uma má gestão empresarial ao longo da concessão, com contratos firmados por preços inferiores ao valor de mercado e com prazos superiores à duração da concessão, a concessionária dificilmente optaria por prorrogar ou renovar a outorga, abandonando a, com a sua baixa atratividade econômica, a uma licitação. Como nesse cenário conjectural a concessão possui contratos “ineficientes”, os respectivos efeitos negativos recairiam sobre o valor da outorga, uma vez que licitar considerando simplesmente o valor da energia no mercado como a única alternativa de negociação significaria o fracasso do leilão.

201. Vale dizer, sob a égide do atual modelo de comercialização, a existência de contratos de comercialização remanescentes vinculados à outorga, qualquer que fosse o caso de extinção do contrato de concessão da UHE Porto Primavera, poderia resultar em ganhos ou perdas econômicas à União. Até mesmo na hipótese de nulidade, podem permanecer válidos os efeitos em relação a terceiros de bo -fé que negociaram energia decorrente de um contrato de concessão nulo.

202. Dessa forma, por coerência lógica, seja qual for a performance empresarial de uma concessionária, o atual contexto de contratos de comercialização de energia vinculados ao lastro de produção torna a União a

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real sucessora de qualquer conjunto de direitos e obrigações porventura existentes após a extinção da outorga. Apresenta-se a seguir diagrama que sintetiza a alocação dos efeitos desses contratos.

Figura 1 – Alocação dos efeitos econômicos dos contratos oriundos dos Leilões Aneel 2/2005 e

CESP União

2009/2010 2028 2038/2039

Início dos contratos Fim da atual concessão Fim dos contratos

2/2006

Fonte: Elaboração própria

203. Faz-se necessário reconhecer o esforço do Poder Concedente em desenvolver uma modelagem que seja aplicável a todos os casos de concessão. E, fosse o caso concreto o de uma usina que não possui contratos de comercialização firmados ou se não houvesse vinculação entre a energia vendida pela CESP e o lastro de produção da UHE Porto Primavera, de fato haveria coerência na simplificação metodológica do modelo adotado.

204. No entanto, considerando que a UHE Porto Primavera possui contratos de venda de energia oriundos dos Leilões 2/2005-Aneel e 2/2006-Aneel, os quais só vencem após a extinção da atual outorga, a realidade dos fatos deve se impor sobre a metodologia adotada, de modo que os efeitos econômicos gerados por tais instrumentos após a vigência da atual concessão (2028) sejam considerados na valoração da renovação da outorga.

205. Dessa forma, propõe-se determinar ao MME que considere os valores dos contratos da usina celebrados em decorrência dos Leilões 2/2005-Aneel e 2/2006-Aneel nos fluxos de caixa estimados para a outorga, de forma a alocar à concessão os efeitos econômicos desses instrumentos a partir do ano de 2028, conforme sintetizado a seguir.

Tabela 4: Premissas de negociação da energia utilizadas na modelagem econômico-financeira



    
Período 
  
  
2018 a 2038 

2039 

2040 a 2048 

Premissa utilizada pelo
Poder Concedente para
os dois cenários 

CME 

CME 

CME 

Alteração sugerida para
os dois cenários 

Contratos dos Leilões 2/2005Aneel e 2/2006-Aneel e CME
para a parcela restante de
Garantia Física 

Contrato do Leilão 2/2005-Aneel
e CME para a parcela restante de
Garantia Física 

CME 

Fonte: Elaboração própria (peça 58, incluindo a planilha de modelagem econômico-financeira como item não digitalizável disponível para download).

206. A diferença resultante da alteração dessas premissas nos fluxos de caixa estimados para a outorga representa valores superiores a R$ 230 milhões, como se mostra a seguir:

Tabela 5: Impacto dos contratos de comercialização existentes no valor da outorga



  
Cálculo do Poder Concedente 

Alteração sugerida 

Valor da outorga atual (A) 

R$ 1.815.069.750,17 

R$ 2.293.638.380,63 

Valor da nova outorga (B) 

R$ 2.913.550.591,21 

R$ 3.626.644.293,55 

Valor da renovação (B – A) 

R$ 1.098.480.841,04 

R$ 1.333.005.912,92 

Fonte: Elaboração própria (peça 58, incluindo a planilha de modelagem econômico-financeira como item não digitalizável disponível para download).

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CONCLUSÃO

207. Este processo foi constituído para acompanhamento da renovação da outorga da UHE Porto Primavera, em face dos artigos 26, 27, 28 e 30 da Lei 9.074/1995, regulamentados pelo Decreto 9.271/2018, e da iminente alienação do controle acionário da atual concessionária da usina, a Companhia Energética de São Paulo (CESP).

208. Tratando-se de uma renovação de outorga concomitante à privatização da concessionária – que no presente caso é pertencente a outra unidade federativa – a definição do valor correspondente à renovação da outorga da usina e do novo contrato de concessão coube ao Poder Concedente, ao passo que o procedimento licitatório para a privatização da CESP cabe às instâncias administrativas estaduais.

209. De acordo com a Portaria Interministerial 17/2018-MF/MME, o valor mínimo da outorga foi calculado pelo Poder Concedente em R$ 1.098.480.841,04.

210. A análise da concessão partiu de uma avaliação de risco, materialidade e relevância, resultando nas ocorrências listadas a seguir.

211. Constatou-se, inicialmente, que embora o contrato de concessão possua prazo de trinta anos, a metodologia de previsão do preço da energia abrange horizonte temporal de apenas dez anos, o que imputa elevados riscos a serem assumidos pela União e pelo novo concessionário, principalmente considerando as atuais dificuldades para a manutenção da capacidade de armazenamento do sistema, o progressivo aumento de fontes intermitentes na matriz nacional e a necessidade de geração para atendimento à ponta, que tendem a pressionar o custo da energia no futuro.

212. Desse modo, tendo em vista também as futuras intenções de privatização no setor elétrico, em especial no que tange aos ativos da Eletrobras, na qual o Projeto de Lei 9.463/2018 endereça a possibilidade renovação dos contratos de concessão de geração da estatal, que representam parcela massiva da capacidade de geração do País (cerca de 1/3), com modelagem aderente ao caso da UHE Porto Primavera (Produtor Independente de Energia), foi proposta determinação para o equacionamento da questão em futuras concessões.

213. Na linha do que já fora identificado pelo TCU em processos anteriores, também se verificou que a construção da UHE Porto Primavera se baseou em seus estudos e projetos originais, desenvolvidos na década de 70, sob enfoque dos critérios e da conjuntura vigentes à época. Todavia, nesse lapso de tempo, o setor de energia elétrica passou por uma série de transformações, no campo tecnológico, regulatório e especialmente ambiental.

214. Tal fato deu ensejo a uma série de discrepâncias entre o projeto original da usina e a sua efetiva operação, que resultaram no superdimensionamento do empreendimento – especialmente no tocante às obras civis implantadas e à área desapropriada para o reservatório, considerando o contexto atual –, bem como da sua respectiva Garantia Física. A usina opera atualmente com catorze unidades geradoras e com o reservatório na cota 257 m, ao passo que o projeto original previa a instalação de dezoito turbinas e reservatório na cota 259 m.

215. Tendo em vista o superdimensionamento das obras civis, o Poder Concedente considerou no valor do ativo da UHE Porto Primavera, para fins de cálculo do valor da outorga, apenas as parcelas de fato operativas do empreendimento, à exceção das obras civis, haja vista a inviabilidade de se estimar o montante a ser excluído.

216. Com relação à área desapropriada para o reservatório, embora a CESP tenha requisitado ao Ibama o enchimento do lago sazonalmente na cota 259 m, conforme previsto nos estudos de impacto ambiental da UHE Porto Primavera, o órgão ambiental apenas autorizou a operação na cota 257 m. Além disso, impôs condicionante para o estabelecimento de Área de Preservação Permanente, no âmbito do Plano de Conservação e Uso do Entorno do Reservatório, a qual corresponde aos limites impostos pela margem atual do reservatório e a área total desapropriada pela concessionária.

217. Dessa forma, a área desapropriada, embora não seja integralmente aproveitada ao serviço de geração de energia elétrica como previsto no projeto original, é condicionante da licença de operação da usina. Nesse sentido, foram corretas as premissas adotadas pela EPE, ao calcular os investimentos da usina com base no respectivo projeto básico, sob o método de Valor Novo de Reposição (VNR).

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218. No tocante à ampliação da usina, por sua vez, há entendimento formal do MME quanto à inviabilidade econômica de se acrescentar quatro novas unidades geradoras, em aderência ao projeto original.

219. Em relação ao lapso temporal em que a Garantia Física da UHE Porto Primavera esteve superdimensionada, verificou-se que os agentes públicos responsáveis pela fiscalização da concessão não tomaram providências tempestivas para readequar as características da usina à sua realidade operativa.

220. No entanto, tendo em vista as revisões ordinárias e extraordinárias implementadas pelo Poder Concedente, as quais buscaram compatibilizar, na medida do possível, as características da usina à sua realidade operativa, bem como tratar-se de fatos originados há mais de 13 anos, o que tornaria a persecução de eventual punibilidade extremamente onerosa, bem como já teríamos, em tese, a prescrição da pretensão punitiva, entendeu-se desnecessárias novas providências a respeito.

221. Não obstante, em face da dúvida remanescente sobre a viabilidade de ampliar as características atuais da UHE Porto Primavera, a Aneel entende ser necessário compatibilizar o projeto originalmente pensado para a usina na década de 70 com as condições estabelecidas na Lei 9.074/1995, motivo pelo qual fez constar, da minuta do contrato de concessão, obrigação para que o novo concessionário elabore estudos de viabilidade para a definição do aproveitamento ótimo do empreendimento.

222. Quanto a esse ponto, identificou-se potencial conflito de interesses do novo concessionário em realizar tais estudos, dado que o modelo de estruturação de empreendimentos hidrelétricos normalmente segrega as funções de desenvolvedor dos estudos e de explorador dos serviços. Ademais, os resultados obtidos teriam o condão de impactar a remuneração do empreendimento, por meio de uma revisão extraordinária de Garantia Física, conforme previsto na Portaria 406/2017-MME.

223. Desse modo, muito embora seja responsabilidade da Aneel a aprovação dos estudos e de eventual pedido de revisão extraordinária da Garantia Física da usina, foi proposta recomendação para que seja adotada solução alternativa, de modo a buscar maior neutralidade dos resultados a serem obtidos.

224. Outrossim, verificou-se não haver ilegalidade na realização do leilão da CESP sem a definição de aproveitamento ótimo da UHE Porto Primavera, dadas as peculiaridades do caso concreto, em especial o fato de a usina já se encontrar em operação e de a renovação da concessão ser requisito para o sucesso da venda da companhia.

225. Contudo, em que pese a inexistência de reparos a serem feitos em relação a tais pontos, foram identificadas oportunidades de melhoria no novo contrato de concessão da UHE Porto Primavera e em futuras concessões relativas a novos empreendimentos, as quais também foram objeto de proposta de recomendação.

226. Por outro lado, em relação às premissas adotadas na modelagem econômico-financeira utilizada pelo Poder Concedente para o cálculo do valor da outorga, verificou-se que não foram considerados os contratos firmados pela CESP em decorrência dos Leilões Aneel 2/2005 e 2/2006, com término da vigência nos anos de 2039 e 2038, respectivamente.

227. Tendo em vista que a energia comercializada nesses contratos corresponde a aproximadamente 25% da Garantia Física da UHE Porto Primavera e foi negociada por preços significativamente superiores à premissa adotada pelo Poder Concedente na simulação de receita com a venda de energia, foi proposta determinação para que tais contratos fossem considerados na modelagem econômico-financeira para o cálculo do valor mínimo de outorga.

228. A inclusão dos contratos oriundos dos Leilões Aneel 2/2005 e 2/2006 na modelagem econômico financeira deve ocorrer previamente à privatização da CESP pelo Estado de São Paulo, de forma a afastar a subavaliação do valor mínimo da outorga em cerca de R$ 230 milhões.

PROPOSTA DE ENCAMINHAMENTO

229. Ante todo o exposto, e tendo em vista a previsão de controle concomitante deste Tribunal de Contas da União em processos de concessões públicas federais, submetem-se os autos à consideração superior, propugnando, com fulcro no art. 258, inciso II, do Regimento Interno do TCU c/c o art. 7º, inciso I, da IN 27/1998-TCU, sua remessa ao Exmo. Senhor Ministro-Relator Aroldo Cedraz com a seguinte proposta de encaminhamento:

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a) com fundamento no art. 250, inciso II, do Regimento Interno do TCU, determinar ao Ministério de Minas e Energia, na qualidade de Poder Concedente, que:

i. em futuras concessões, busque equacionar a incompatibilidade existente entre o curto prazo da estimativa resultante da atual metodologia de precificação da energia no futuro e os longos prazos contratuais normalmente adotados em concessões, remetendo ao Tribunal, no prazo de 120 dias, as medidas tomadas a respeito;

ii. antes da licitação do controle acionário da CESP, considere os valores dos contratos da UHE Porto Primavera celebrados em decorrência dos Leilões 2/2005-Aneel e 2/2006-Aneel nos fluxos de caixa estimados para a outorga, de forma a alocar à concessão os efeitos econômicos desses instrumentos a partir do ano de 2028;

b) com fundamento no art. 250, inciso III, do Regimento Interno do TCU, recomendar à Agência Nacional de Energia Elétrica, na qualidade de Regulador do Setor Elétrico e responsável por aprovar minutas de contrato de concessão e por autorizar o início das obras de novos empreendimentos, que avalie a oportunidade e conveniência de:

i. incluir na minuta do novo contrato de concessão da UHE Porto Primavera previsão expressa a respeito de eventuais benefícios econômicos a que terá ou não direito o concessionário e a União, caso o empreendimento venha a ser ampliado;

ii. revisar os normativos que regulam a construção de empreendimentos hidrelétricos, de modo que estudos antigos sejam atualizados antes do efetivo início das obras.

c) com fundamento no art. 250, inciso III, do Regimento Interno do TCU, recomendar ao Ministério de Minas e Energia, na qualidade de representante do Poder Concedente e responsável pela política de aproveitamento da energia hidráulica, que avalie a oportunidade e conveniência de buscar meios próprios, com o auxílio da EPE, para desenvolver os estudos de viabilidade da UHE Porto Primavera exigidos por meio da Cláusula Quarta, Subcláusula Primeira, II, da minuta do novo Contrato de Concessão da UHE Porto Primavera, eliminando a referida previsão contratual, se for o caso.

d) com fundamento no art. 250, inciso II, do Regimento Interno do TCU, determinar ao Ministério de Minas e Energia e à Aneel que encaminhem, no prazo de 180 dias, as conclusões a respeito das recomendações contidas nas alíneas b e c acima, motivando a decisão de adoção ou não adoção das propostas do Tribunal;

e) encaminhar cópia do Acórdão que vier a ser exarado nestes autos, bem como do Relatório e Voto que o fundamentarem à Agência Nacional de Energia Elétrica, ao Ministério de Minas e Energia, ao Ministério da Fazenda e à Empresa de Pesquisa Energética; e

f) restituir o presente processo à SeinfraElétrica para continuidade do acompanhamento da renovação da outorga da UHE Porto Primavera, nos termos da Instrução Normativa 27/1998-TCU.”

É o Relatório.

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VOTO

Conforme consignado no Relatório precedente, este processo de desestatização cuida do acompanhamento de nova outorga de concessão da UHE Porto Primavera em face dos artigos 26, 27, 28 e 30 da Lei 9.074/1995, regulamentados pelo Decreto 9.271/2018, e da iminente alienação do controle acionário da atual concessionária da usina, a Companhia Energética de São Paulo – Cesp.

2. Inicialmente, cabe esclarecer que, em conformidade com as normas jurídicas supramencionadas, em casos nos quais o titular da concessão de competência da União for empresa sob controle direto de Estado a ser privatizada, e desde que as partes acordem quanto às regras estabelecidas, é facultado ao poder concedente outorgar nova concessão ao vencedor do leilão de privatização, atendidos os requisitos legais.

3. Ainda que a privatização da Companhia Energética de São Paulo não seja alcançada pela jurisdição desta Corte de Contas, fiscalizam-se neste processo os procedimentos adotados pelo poder concedente para a definição do valor correspondente à outorga da UHE Porto Primavera e da minuta de novo contrato de concessão. Por essa razão foi adotado o rito previsto na IN TCU 27/1998, vigente ao tempo do encaminhamento da documentação constante dos autos pelo Ministério de Minas e Energia.

4. Foi estabelecido pelo MME o valor mínimo da nova outorga em R$ 1.098.480.841,04, bem como determinado percentual do ágio do leilão a ser revertido em favor da União.

5. A SeinfraElétrica analisou os estudos de viabilidade econômico-financeira encaminhados pelo poder concedente e ainda examinou as seguintes questões levantadas no TC 019.946/2018-0, apenso aos presentes autos: i) legalidade e eficiência da solução dada pelo Poder Concedente para a definição do aproveitamento ótimo da UHE Porto Primavera; ii) valoração do ativo da usina, com base no Valor Novo de Reposição – VNR, para fins de cálculo do valor de outorga; e iii) valor considerado na modelagem econômico-financeira para a negociação da energia do empreendimento.

6. Considero que o exame dos elementos do processo foi adequadamente realizado pela Unidade Técnica, podendo ser acolhido como minhas próprias razões de decidir, sem prejuízo das considerações que passo a tecer.

7. No que tange à estimativa de precificação da energia, a unidade instrutiva apontou a necessidade de que o poder concedente compatibilize a atual metodologia empregada, que considera premissas de curto prazo, com os longos prazos contratuais adotados em concessões de usinas hidrelétricas. Ainda que concorde integralmente com as conclusões expressadas pela SeinfraElétrica, entendo pertinente endereçar a proposta ao MME como recomendação, por se tratar de aperfeiçoamento metodológico a ser implantado em futuras concessões.

8. Quanto ao aproveitamento ótimo da UHE Porto Primavera, a Unidade Técnica considerou adequadas as conclusões da Aneel que a levaram a não imputar à Cesp responsabilidade pelo não atingimento da cota de 259 m, haja vista a incerteza quanto à viabilidade econômica dessa medida, ante os custos e os impactos ambientais associados. Nesse contexto, faz-se mister pontuar que, em decorrência do alongado lapso temporal entre a elaboração dos estudos originais da UHE Porto Primavera e a efetiva implantação da usina, houve evolução do próprio conceito de aproveitamento ótimo, que atualmente não pode desconsiderar aspectos ambientais do empreendimento. Ademais, o relato dos fatos atinentes ao tema demonstra que não houve inércia ou desídia dos agentes públicos envolvidos, ainda que se aponte a ausência de providências tempestivas para a readequação da garantia física da usina no passado.

9. Todavia, demanda maior reflexão a previsão constante da Cláusula Quarta, Subcláusula Primeira, item II, da minuta de contrato de concessão, que imputa ao concessionário a elaboração de

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estudos de viabilidade técnica e econômica para identificação do aproveitamento ótimo da UHE, a serem posteriormente submetidos à Aneel. Considerando que os resultados desses estudos podem vir a beneficiar o concessionário, caso apontem a necessidade de revisão extraordinária da garantia física da usina, corroboro a proposta da SeinfraElétrica de modo a recomendar ao MME que avalie a oportunidade e a conveniência de buscar meios próprios para desenvolver referidos estudos.

10. Manifesto, de igual forma, integral concordância com a conclusão, exposta no relatório precedente, de que não há óbices legais para a nova outorga da UHE Porto Primavera, associada à privatização da Cesp. No entanto, deixo de acompanhar a proposta de recomendação à Aneel para que revise normativos atinentes à construção de empreendimentos hidrelétricos, de modo a exigir a atualização de estudos antigos previamente ao efetivo início das obras, por entender que não há indícios de ser essa uma situação corriqueira, tampouco por não terem sido apontadas falhas ou oportunidades de melhoria específicas nos regulamentos existentes.

11. No que se refere à valoração do ativo da usina, acertado o posicionamento da SeinfraElétrica, que não identificou desconformidades no cálculo do Valor Novo de Reposição, ainda que tenha considerado obras civis e desapropriações que visaram o enchimento do reservatório da usina à cota de 259 m, vez que se tratam de ativos servíveis, necessários e indivisíveis à concessão. De fato, mostra-se impossível evitar a reversão de construção já executada, ainda que superdimensionada para a cota atual de operação, por sua indivisibilidade inerente. Demais disso, as áreas desapropriadas devem permanecer vinculadas à concessão, na forma de Área de Preservação Permanente, nos termos da licença de operação da UHE Porto Primavera.

12. O exame sobre a modelagem econômico-financeira identificou que foram desconsiderados os valores dos contratos celebrados em decorrência dos Leilões 2/2005-Aneel e 2/2006-Aneel, que abrangem 25% da energia passível de contratação da UHE Porto Primavera. Anuo à conclusão quanto à necessidade de que seja determinada medida corretiva, eis que a valoração do ativo a ser concedido não pode ignorar, no fluxo de caixa do empreendimento, o valor real de contratos já celebrados e vigentes, sob pena de subavaliação.

13. Por fim, deixo de acolher a proposta de recomendação vazada no item i da alínea b do parágrafo 229 da instrução da SeinfraElétrica, por não ter sido abordada a questão no exame promovido.

Ante o exposto, VOTO no sentido de que o Tribunal adote a deliberação que ora submeto à apreciação deste Colegiado.

TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 11 de julho de 2018.

AROLDO CEDRAZ

Relator

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ACÓRDÃO Nº 1587/2018 – TCU – Plenário

1. Processo TC 011.764/2018-0.

2. Grupo II – Classe de Assunto: VII – Desestatização.

3. Interessados/Responsáveis: não há.

4. Órgãos/Entidades: Agência Nacional de Energia Elétrica; Empresa de Pesquisa Energética; Ministério da Fazenda; Ministério de Minas e Energia.

5. Relator: Ministro Aroldo Cedraz.

6. Representante do Ministério Público: não atuou.

7. Unidade Técnica: Secretaria de Fiscalização de Infraestrutura de Energia Elétrica (SeinfraElétrica).

8. Representação legal: não há.

9. Acórdão:

VISTOS, relatados e discutidos estes autos de processo de desestatização referente à nova outorga de concessão da UHE Porto Primavera em face dos artigos 26, 27, 28 e 30 da Lei 9.074/1995, regulamentados pelo Decreto 9.271/2018, e da iminente alienação do controle acionário da atual concessionária da usina, a Companhia Energética de São Paulo – Cesp;

ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão do Plenário, ante das razões expostas pelo Relator, em:

9.1. com fundamento no art. 250, inciso II, do Regimento Interno do TCU, determinar ao Ministério de Minas e Energia, na qualidade de Poder Concedente, que, antes da licitação do controle acionário da CESP, considere os valores dos contratos da UHE Porto Primavera celebrados em decorrência dos Leilões 2/2005-Aneel e 2/2006-Aneel nos fluxos de caixa estimados para a outorga, de forma a alocar à concessão os efeitos econômicos desses instrumentos a partir do ano de 2028;

9.2. com fundamento no art. 250, inciso III, do Regimento Interno do TCU, recomendar ao Ministério de Minas e Energia, na qualidade de Poder Concedente, que:

9.2.1. em futuras concessões, busque equacionar a incompatibilidade existente entre o curto prazo da estimativa resultante da atual metodologia de precificação da energia no futuro e os longos prazos contratuais normalmente adotados em concessões;

9.2.2. avalie a oportunidade e conveniência de buscar meios próprios para desenvolver os estudos de viabilidade da UHE Porto Primavera exigidos por meio da Cláusula Quarta, Subcláusula Primeira, item II, da minuta do novo Contrato de Concessão da UHE Porto Primavera, eliminando a referida previsão contratual, se for o caso;

9.3. com fundamento no art. 250, inciso II, do Regimento Interno do TCU, determinar ao Ministério de Minas e Energia que encaminhe, no prazo de 180 (cento e oitenta) dias, as conclusões a respeito das recomendações contidas nos itens 9.2.1 e 9.2.2 acima, motivando a decisão de adoção ou não adoção;

9.4. encaminhar cópia desta deliberação à Agência Nacional de Energia Elétrica, ao Ministério de Minas e Energia, ao Ministério da Fazenda e à Empresa de Pesquisa Energética; e

9.5. restituir o presente processo à SeinfraElétrica para continuidade do acompanhamento nos termos da Instrução Normativa TCU 27/1998.

10. Ata nº 26/2018 – Plenário.

11. Data da Sessão: 11/7/2018 – Ordinária.

12. Código eletrônico para localização na página do TCU na Internet: AC-1587-26/18-P.

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13. Especificação do quorum:

13.1. Ministros presentes: Raimundo Carreiro (Presidente), Augusto Nardes e José Múcio Monteiro.

13.2. Ministros-Substitutos convocados: Augusto Sherman Cavalcanti (Relator), Marcos Bemquerer Costa e André Luís de Carvalho.

(Assinado Eletronicamente) (Assinado Eletronicamente)

RAIMUNDO CARREIRO AUGUSTO SHERMAN CAVALCANTI

Presidente Relator

Fui presente:

(Assinado Eletronicamente)

LUCAS ROCHA FURTADO

Procurador-Geral, em exercício

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