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28 de Fevereiro de 2020
2º Grau

Tribunal de Contas da União TCU - MONITORAMENTO (MON) : 01922820147 - 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 019.228/2014-7

GRUPO II - CLASSE V - Plenário

TC-019.228/2014-7 [Apenso: TC-010.017/2015-1]

Natureza: Monitoramento

Órgão/Entidade/Unidade: Agência Nacional de Energia Elétrica; Centrais Elétricas Brasileiras S.A.; Empresa de Pesquisa Energética; Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis; Ministério de Minas e Energia; Ministério do Meio Ambiente; Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS; Petróleo Brasileiro S.A.

Representação legal: José Renato Pinto da Fonseca e outros, representando Agência Nacional de Energia Elétrica; Alexandre de Sá Chiganer (143.095/OAB/RJ) e outros, representando Empresa de Pesquisa Energética; Antonio Carneiro Maia Neto (138278/OAB/RJ) e outros, representando Petróleo Brasileiro S.A.; Polyanna Ferreira Silva Vilanova (19.273/OAB/DF) e outros, representando Petróleo Brasileiro S.A.

SUMÁRIO: MONITORAMENTO. TEMAS DE MAIOR SIGNIFICÂNCIA: SEGURANÇA ENERGÉTICA - MONITORAMENTO DOS ACÓRDÃOS 184/2015, 1.171/2014 E 1.196/2010, TODOS DO PLENÁRIO. ANÁLISE DE INFORMAÇÕES APRESENTADAS PELOS DIVERSOS ÓRGÃOS. DELIBERAÇÕES EM ATENDIMENTO E ATENDIDAS. REVISÃO DAS GARANTIAS FÍSICAS. NECESSIDADE DE GERAÇÃO X ALTERNATIVAS. ENTRAVES AO LICENCIAMENTO SÓCIOAMBIENTAL. DETERMINAÇÕES. RECOMENDAÇÕES. CIÊNCIA. MATRIZ DE REFERÊNCIA. JUSTIFICATIVA DAS DECISÕES DE EXPANSÃO.

RELATÓRIO

Adoto, como relatório, com ajustes de forma, excertos das instruções uníssonas vazadas pela SeinfraElétrica às peças 366 e 399, respectivamente:

“INTRODUÇÃO

Trata-se de monitoramento de deliberações deste Tribunal decorrentes de um conjunto de fiscalizações, iniciadas em 2008, versando sobre o tema segurança energética (TC-021.247/2008-5). Há quatorze itens de acórdãos diversos sendo monitorados, a seguir elencados, envolvendo ações a cargo do Ministério de Minas e Energia (MME), Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel):

i) Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário (MME), com redação do item 9.2 dessa decisão dada pelo item 9.2 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário e reiterado pelo item 9.3 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário:

i.1) Subitem 9.2.1 - opções para matriz energética x segurança energética x economicidade x emissões de gases de efeito estufa;

i.2) Subitem 9.2.2.1 - confronto entre opção técnica por UHE com reservatório x fio d´água;

i.3) Subitem 9.2.2.2 (MME) - política do gás natural;

i.4) Subitem 9.2.2.3 - compensações sociais e ambientais em razão de expansão do parque gerador;

i.5) Subitem 9.3.1 (MME) - revisão ordinária da garantia física do sistema;

i.6) Subitem 9.3.3 (MME) - custo do déficit;

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i.7) Subitem 9.3.4 (MME) - repotenciação;

ii) Acórdão 1.196/2010-TCU-Plenário (MME):

ii.1) Subitem 9.1.2.1 (Aneel) - custo do déficit;

ii.2) Subitem 9.2.1.4 (MME) - política do gás natural;

ii.3) Subitem 9.2.1.5 (MME) - repotenciação;

iii) Acórdão 994/2015-TCU-Plenário:

iii.1) Subitem 9.2.1 (MME) - órgãos responsáveis por determinar corte de carga;

iii.2) Subitem 9.2.2 (MME) - superação dos limites de risco de déficit;

iii.3) Item 9.3 (EPE) - incorporação de despachos fora da ordem do mérito no planejamento;

iii.4) Item 9.4 (EPE) - revisão ordinária da garantia física do sistema.

2. Importa ressaltar que o Relator, Ministro Augusto Sherman, exarou Despacho determinando à SeinfraElétrica o monitoramento prioritário dos itens 9.2.1, 9.2.2.1 e 9.2.2.3 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, reiterados pelo item 9.3 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário e item 9.1.2.1 do Acórdão 1.196/2010-TCU-Plenário, reiterado pelo item 9.3.3 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário e pelo item 9.4 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário (peça 297). Ademais, requereu o Relator que fosse avaliado o estudo do MME relativo à reavaliação ordinária das garantias físicas e o novo Plano Decenal de Energia (PDE) 2024.

3. Todavia, adianta-se que, sem prejuízo das avaliações determinadas pelo Relator, foi oportuno realizar também o exame de todos os demais itens em monitoramento, de forma a concluir pelo mérito do presente processo.

HISTÓRICO

4. Entre 2008 e 2010, foi realizada ampla auditoria operacional no tema Segurança Energética, nos autos do TC-021.247/2008-5, o que ensejou a edição do Acórdão 1.196/2010-TCUPlenário, com uma série de determinações ao MME, à Aneel e à EPE para apresentarem informações e estudos relativos ao planejamento e às ações do setor elétrico com vistas à garantia da segurança energética estrutural do sistema alinhada à modicidade tarifária.

5. Em 2013, foram realizados dois monitoramentos do referido acórdão no âmbito do TC-004.475/2013-5 (apreciado por meio do Acórdão 1.126/2013-TCU-Plenário) e do TC-012.949/2013-2 (apreciado por meio do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário).

6. Em 2014, foi realizado monitoramento do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, que deu origem ao Acórdão 184/2015-TCU-Plenário.

7. Em 2015, o monitoramento parcial da decisão refletida no Acórdão 1.171/2014-TCUPlenário, realizado nos meses de fevereiro a abril de 2015, resultou no Acórdão 994/2015-TCUPlenário. Ainda em 2015, esta unidade técnica, em monitoramento das ações visando o atendimento os Acórdãos 1.171/2014, 184/2015 e 994/2015 retro mencionados, elaborou a instrução que se encontra na peça 265.

8. Dado o interstício entre o monitoramento de 2015 e a presente data, houve mudanças no setor e novos itens tornaram-se monitoráveis. Assim, o Ministro-Relator, por meio de Despacho, determinou que fosse realizado novo monitoramento e que esta unidade técnica analisasse a última versão do Plano Decenal de Expansão de Energia 2024, ‘para que fosse avaliado se alguma nova informação ali contida demanda alteração de informações prestadas ou providências por parte deste Tribunal’ (peça 297).

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9. No contexto macroeconômico, no período de 2015 a 2016, verificou-se que a redução no consumo de energia acompanhou a desaceleração na indústria nacional e no consumo de grandes clientes (clientes do Grupo A), os quais historicamente respondem por até 50% do faturamento das distribuidoras.

10. Em 2015, de acordo com a Resenha Mensal do Mercado de Energia Elétrica da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o consumo de energia no Brasil caiu 2,1% em relação ao ano de 2014, quando a previsão era de crescimento de 4,5% ao ano. No setor industrial a queda foi de 5,3% (peça 147, p. 38, e peça 362).

11. Em 2016, o consumo de energia no Brasil caiu 0,9% em relação ao ano de 2015, quando a previsão era de crescimento de 1% ao ano. No setor industrial a queda foi de 2,9% (peça 354, p.2 e peça 361).

12. Além disso, o mercado de curto prazo tem apresentado sérios problemas de inadimplência: a liquidação financeira ocorrida em 10/11/2016 ficou descoberta em R$ 1 bilhão. Apenas 32% do volume liquidado foi efetivamente pago. Isso porque os agentes estão amparados por liminares judiciais. Há mais de 500 ações judiciais, com pedidos distintos, interferindo na liquidação a cargo da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) (peça 355).

13. Mais recentemente, foi a editada a Lei 13.360, de 17/11/2016, com grande impacto para o consumidor, tratando de: a) Conta de Desenvolvimento Energético (CDE); b) privatização das concessionárias de distribuição; c) repasse dos custos decorrentes do Tratado de Itaipu para os consumidores; e d) alterações de regras do setor elétrico, a exemplo da permissão das distribuidoras venderem o excedente de energia para o mercado livre.

14. Nesse diapasão, o MME abriu as seguintes Consultas Públicas: (i) 20/2016, que trata de diretrizes estratégicas para o desenho de novo mercado de gás natural no Brasil por meio do programa ‘Gás Para Crescer’ e envolve a elaboração de uma nova regulação para a indústria do gás natural; 21/2016, que versa sobre a expansão do mercado livre de energia elétrica, benefícios e riscos envolvidos; 22/2016, que estabelece competências e diretrizes para alterações nos Modelos Computacionais de Operação e Formação de Preço; 23/2016, relacionada à redefinição dos parâmetros de aversão a risco nos modelos computacionais para operação, formação de preço, expansão e cálculo de garantia física; e (v) 24/2016, que cuida da Revisão Ordinária de Garantia Física de Energia das Usinas Hidrelétricas Despachadas Centralizadamente no Sistema Interligado Nacional (SIN).

15. Além disso, a Aneel promoveu Chamada de Projeto de P&D Estratégico 20/2016, com o objetivo de aprimorar o ambiente de negócios do setor elétrico e propor subtemas de relevância que exijam esforço conjunto e coordenado de empresas de energia elétrica e instituições de pesquisa. De acordo com a Aneel, os fatores que motivaram a rediscussão do modelo atual estabelecido na Lei 10.848/2004 foram: avanços tecnológicos nas áreas de geração distribuída, veículos elétricos, armazenamento de energia, telecomunicações e processamento de dados, além das questões comerciais e papel mais ativo dos consumidores nas decisões do setor.

16. Dessa sorte, esta instrução analisa todos os itens pendentes dos monitoramentos que se seguiram ao TMS Segurança Energética.

EXAME TÉCNICO

17. No tópico I, será realizada a análise do cumprimento das determinações contidas nos dez [temas] elencados na introdução.

18. Nos tópicos II e III serão tratadas questões acerca da ausência de transparência no setor no que diz respeito à publicidade de dados relativos à comercialização e geração das usinas, bem como

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acerca da subavaliação da carga do sistema elétrico utilizado pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) nos modelos computacionais.

I.1. Opções para a matriz energética, incluindo avaliação técnica comparativa entre usina hidrelétrica (UHE) com reservatório e fio d´água, política do gás natural e compensações sociais e ambientais em razão de expansão do parque gerador (item 9.2 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, com redação alterada pelo item 9.2 e reiterado pelo item 9.3, ambos do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário, e subitem 9.2.1.4 do Acórdão 1.196/2010-TCU-Plenário)

19. O exame contido neste tópico está relacionado às seguintes deliberações:

Item 9.2 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, com redação alterada pelo item 9.2 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário e reiterada pelo item 9.3 do mesmo acórdão.

9.2. determinar ao Ministério de Minas e Energia - MME que, no prazo máximo de noventa dias:

9.2.1. encaminhe ao TCU plano de trabalho, acompanhado de cronograma, que não deverá ultrapassar doze meses, para elaboração de estudos, incluindo, se for o caso, a realização de audiências/consultas públicas, visando, além do esclarecimento à sociedade, à identificação clara dos custos e benefícios econômicos e socioambientais da utilização de cada tecnologia de geração de energia elétrica (hidrelétrica, termonuclear, térmica convencional, eólica, etc.), considerando as possibilidades, os requisitos e os efeitos de sua inserção na matriz energética brasileira e na expansão do parque gerador, com base em critérios que propiciem o compromisso adequado entre segurança energética, economicidade, aí incluídas as imperiosas qualidades relacionadas à modicidade tarifária e ao cumprimento dos acordos internacionais e legislação ambientais, especialmente aos relacionados à contenção/redução da emissão de gases produtores do efeito estufa;

9.2.2. sejam incluídos no estudo referido no item 9.2.1, retro:

9.2.2.1. análise da utilização de usinas hidrelétricas com reservatório, respectivo porte ótimo, em confronto com as a fio d’água, sob os mesmos parâmetros de segurança energética, modicidade tarifária, e obediência aos acordos internacionais e legislação ambiental, considerados os efeitos da expansão de tais tecnologias na matriz energética brasileira como um todo;

9.2.2.2. elaboração de política pública clara para inserção do gás natural na matriz energética brasileira, especialmente ante a expectativa de considerável aumento na produção nacional em razão da exploração do pré-sal;

9.2.2.3. alternativas e parâmetros para compensações sociais e ambientais, em razão dos impactos provocados pela inevitável expansão do parque gerador de energia elétrica.

Subitem 9.2.1.4 do Acórdão 1.196/2010-TCU-Plenário

Recomendar ao MME que:

9.2.1.4. na qualidade de presidente do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), garanta a atuação desse Conselho na formulação efetiva das políticas governamentais para o gás natural no Brasil, notadamente no que se refere: a) à promoção da competitividade entre os agentes dessa indústria; b) a sua integração com o setor elétrico e explicitando diretrizes para utilização ótima desse recurso energético.

Estudos das alternativas energéticas

20. No que se refere ao item 9.2.1 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, o MME demandou à EPE que apresentasse os estudos. Foram elaboradas oito notas técnicas que tratou das diferentes tecnologias para produção de energia elétrica, como hidroelétrica, eólica, solar, biomassa, nuclear, gás natural, carvão mineral e oceânica (peças 303 a 311).

21. Em cada nota técnica há levantamento dos recursos e das reservas da fonte de energia primária; o panorama mundial e nacional do uso do recurso primário; o estado da arte da tecnologia de conversão do recurso primário em energia elétrica; a estrutura de produção, transporte, logística

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e tecnologia; a caracterização técnica e econômica; os aspectos socioambientais; e o potencial de conversão da fonte primária em energia elétrica.

22. No que diz respeito ao subitem 9.2.2.1, a EPE apresentou estudo com 25 projetos hidrelétricos, cujos reservatórios poderiam agregar 46.646 MWmed de energia armazenável ao sistema, capazes de acrescentar 16% da capacidade de armazenamento em 2015 (peça 304, p. 93).

23. Realizou-se a avaliação socioambiental que categorizou os 25 projetos analisados em quatro grupos de acordo com suas principais interferências socioambientais (áreas legalmente protegidas e população afetada). Além disso, foram apresentadas outras questões importantes no âmbito do processo de licenciamento ambiental.

24. O resultado da avalição socioambiental indicou que 16 projetos, correspondente a 54% da energia armazenável de todo o conjunto (25.153 MWmed), apresentam, pelos critérios utilizados, grau de complexidade socioambiental menor do que os demais. Outros nove projetos, que compreendem cerca de 46% da energia armazenável de todo o conjunto (21.493 MWmed), apresentam maior grau de complexidade (peça 304, p. 93).

25. A EPE elenca os desafios em construir usinas com reservatório, dentre eles: 1) o potencial estar localizado em áreas protegidas (unidades de conservação, terras indígenas e terras ocupadas por remanescentes das comunidades dos quilombos); 2) maior participação da sociedade nas discussões socioambientais; e 3) necessidade cada vez maior de articulação entre diferentes órgãos governamentais para realização de projetos intersetoriais (peça 304, p. 88).

26. Detalha as dificuldades enfrentadas não só para se construir usina com reservatório, mas também a fio d’água. A primeira, a falta de regulamentação quanto aos dispositivos legais e normativos que regem a situação dos povos indígenas, quilombolas e povos e comunidades tradicionais. No Brasil, determinou-se que a consulta prévia, livre e informada prevista na Convenção n. 169 da Organização Internacional do Trabalho - OIT se aplica aos povos indígenas e quilombolas afetados diretamente por medidas legislativas ou administrativas. Entretanto, ainda não existe regulamentação sobre o procedimento de consulta. Ademais, há demanda para inclusão dos povos e comunidades tradicionais entre os sujeitos de direito da Convenção n. 169 da OIT, o que ampliaria o escopo de territórios e povos sob esta legislação (peça 304, p. 88).

27. Quanto às comunidades indígenas, a EPE refere-se ao artigo 231 da Constituição Federal, que trata do reconhecimento dos direitos originários dos índios sobre as terras tradicionalmente ocupadas. A falta de regulamentação do § 3º, sobre a exploração dos recursos hídricos em terras indígenas, deixa em aberto o procedimento de consulta e a forma de compensação às comunidades afetadas, exigindo atualmente a autorização do Congresso Nacional para a instalação de projetos nessas terras (peça 304, p. 88).

28. Outro aspecto é que a implantação de aproveitamentos hidrelétricos geralmente é incompatível com os objetivos de criação de uma unidade de conservação ambiental. Portanto, para construir usinas em sítios localizados em unidades de conservação, há necessidade de redelimitar as áreas destas unidades, o que só pode ser feito por meio de lei específica (§ 7º do art. 22 da Lei 9.985/2000 do Sistema Nacional de Unidade de Conservação − SNUC). Embora algumas unidades já tenham sido redelimitadas para a implantação de projetos hidrelétricos, ainda não existe nenhum dispositivo legal que estabeleça os procedimentos necessários para tal processo, o que dificulta a resolução do conflito (peça 304, p. 88).

29. Embora do exposto pela EPE entenda-se que as determinações foram cumpridas, é importante ressaltar que as ações para a mudança do quadro problemático delineado pela Empresa de Pesquisa sejam discutidas e implementadas. Em diversas situações, a estruturação de usinas hidrelétricas tem encontrado dificuldades no que se refere ao trato, principalmente, das questões socioambientais. São problemas cuja gênese está nos marcos legais e infralegais, sem o

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delineamento de regras claras e seguras, a exemplo da questão indígena, aliada à falta de articulação entre os vários atores envolvidos no processo de viabilização socioambiental dos projetos, de forma a culminar com a não continuidade do processo de discussão transparente sobre as prioridades, em consonância com uma avaliação socioambiental integrada.

30. Desta feita, importa ressaltar que se encontra em andamento auditoria ampla para avaliar os potenciais entraves na estruturação de projetos de grandes empreendimentos hidrelétricos (TC029.192/2016-1). Esta fiscalização tem, entre outros, objetivo de examinar minudentemente os principais entraves destes projetos, passando pelas questões socioambientais, em especial a indígena, ora apontadas pela EPE. Assim, propõe-se considerar atendida as determinações do item 9.2.2.1, do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, sem prejuízo das avaliações a serem realizadas na auditoria em comento, foro no qual o Tribunal poderá deliberar, a partir de uma visão sistêmica de todo processo de estruturação de UHEs, sobre possíveis determinações aos agentes responsáveis por ações para mudança do quadro identificado.

Alternativas e parâmetros para compensações socioambientais

31. No que diz respeito ao subitem 9.2.2.3 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário (alternativas e parâmetros para compensações sociais e ambientais, em razão dos impactos provocados pela inevitável expansão do parque gerador de energia elétrica), o MME argumentou que a formulação de alternativas e parâmetros para compensações sociais e ambientais é objeto dos termos de referência estabelecidos pelos órgãos de licenciamento ambiental para elaboração dos Estudos de Impacto Ambiental (EIA) de cada projeto e, além disso, do próprio diagnóstico socioambiental realizado no escopo desses estudos. Assim sendo, não se inscreve em uma abordagem geral que caracteriza os estudos de que trata o item 9.2.1 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário (peça 217, p. 2).

32. Em que pese tal ausência, o MME, por meio da EPE apresentou uma nota técnica com a avaliação dos impactos econômicos, energéticos e ambientais da não inclusão da UHE São Luiz do Tapajós. Tal estudo se mostra relevante, pois essa usina consta no cenário de expansão previsto no Plano Decenal de Energia (PDE) 2024 (peça 340).

33. A UHE São Luiz do Tapajós é uma usina a fio d’água, sem reservatório. Essa avaliação foi feita por meio da comparação do sistema operando em duas configurações: 1) Referência, com a UHE São Luiz do Tapajós; e 2) Alternativa, sem a UHE São Luiz do Tapajós, substituída por uma usina termelétrica a gás natural em ciclo combinado (peça 340, p. 8).

34. Segundo a EPE, a opção pela substituição por uma UTE em ciclo combinado se justifica por representar uma opção de expansão controlável e despachável. Ou seja, para se ter uma comparação energética tecnicamente adequada, é necessário substituir a fonte hídrica por uma fonte com natureza de despachabilidade similar, no caso, as usinas termoelétricas a gás. Importante ressaltar que as fontes intermitentes, tais como de origem eólica e solar não têm atualmente característica operacionais que permitam substituir energia elétrica de ‘base’ sem haver um backup de energia térmica ou hidráulica.

35. A EPE explica que a Configuração Alternativa com apenas uma UTE foi feita apenas para simplificar a simulação, sem impactos na qualidade dos resultados, porém ressalvando que caso venha a se viabilizar essa alternativa, esse montante pode ser composto por mais de uma usina termelétrica.

36. O estudo foi feito com o sistema em configuração estática, onde a carga é ajustada pelo critério econômico, em que o Custo Marginal de Operação (CMO) é igual ao Custo Marginal de Expansão (CME). Foi considerado o valor do CME (R$ 193,00/MWh) atualmente utilizado nos estudos de planejamento da EPE de modo que o sistema fique em ‘regime permanente’, o que permite avaliar as condições de qualidade de suprimento de uma forma estrutural.

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37. A Configuração de Referência inclui a UHE São Luiz do Tapajós e o tronco de intercâmbio entre os subsistemas Tapajós e Sudeste/Centro Oeste.

38. A Configuração Alternativa substitui a UHE São Luiz do Tapajós e o tronco Tapajós -Sudeste/Centro Oeste por uma termelétrica de 5.500 MW de potência disponível (5.778 MW de potência efetiva, se considerarmos uma disponibilidade de 95%), totalmente flexível, com CVU de 265,00 R$/MWh.

39. A avaliação econômica usou como premissa uma taxa de desconto de 8% para ambas as fontes, o O&M da hídrica no valor de R$20/kW/ano e térmica R$270/kW/ano e prazo de amortização de 30 anos para hídrica e 20 anos para térmica. Foram comparados os custos anuais (fixo + operação) de cada uma das configurações (com a UHE São Luiz do Tapajós e com a usina termelétrica). A Tabela 1 apresenta os valores e os parâmetros financeiros utilizados para o estabelecimento dos custos fixos envolvidos.

Tabela 1 - Valores e parâmetros financeiros (agosto de 2016)




Item 

UHE São Luiz do Tapajós +
Interlig. Tapajós-Sudeste 

Térmica 

Capital (Capex) Milhões R$ 

UHE: 26.500
LT: 12.800 

UTE: 17.368 

Fator Financeiro* 

UHE = 1,15
LT = 1,10 

1,10 

* O fator financeiro é o multiplicador do CAPEX referente aos juros incidentes durante a construção (JDC)

Fonte: EPE peça 340, p. 9.

40. A análise econômica, sintetizada na Tabela 2, permite concluir que a expansão com a termelétrica à gás natural em ciclo combinado em substituição à UHE São Luiz do Tapajós implica em um custo adicional anual da oferta (investimento + operação) de R$ 774,4 milhões anuais, o que perfaz R$ 23 bilhões ao longo da concessão de uma hidrelétrica que é de 30 anos.

Tabela 2 - Análise Econômica




Métrica 

Expansão com
UHE São Luiz do
Tapajós 

Expansão com
Térmica 

Custo Fixo (CF = CAPEX + JDC + O&M) (Milhões
R$/ano) 

4.117,7 

3.509,1 

Custo de Operação (CO) (Milhões R$/ano) 

4.771,5 

6.154,5 

Custo Total = CF + CO (Milhões R$/ano) 

8.889,2 

9.663,6 

Fonte: EPE peça 340, p.12.

41. No que diz respeito à avaliação ambiental a substituição da oferta de energia no SIN representada pela UHE São Luiz do Tapajós e pelo tronco de interligação Tapajós-Sudeste por uma usina termelétrica a gás natural em ciclo combinado resulta em aumento de emissões anuais de gases causadores de efeito estufa de 6,5 M t CO2, o que significa um crescimento de 21% nas emissões totais em relação à configuração de referência (peça 340, p. 11-12).

42. Em conclusão, a não construção da UHE São Luiz do Tapajós implicará não somente em maiores custos tarifários que serão arcados pelos consumidores de energia, mas também ambientais, conflitando, inclusive, com a meta de redução da emissão de gases de efeito estufa projetadas até 2020 entre 36,1% e 38,9%, fixada na Lei 12.187/2009, que instituiu a Política Nacional sobre a Mudança do Clima (PNMC) e oficializou o compromisso voluntário do Brasil junto à Convenção da ONU sobre Mudança do Clima.

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43. A UHE São Luiz do Tapajós, de acordo com a Resolução CNPE 3/2011, é um projeto estratégico, de interesse público, estruturante e prioritário para efeito de licitação e implantação. Contudo, em agosto de 2016, seu processo de licenciamento foi arquivado pelo Ibama porque os estudos complementares necessários para a análise da viabilidade não foram entregues dentro do prazo previsto (peça 351), em decorrência de obstáculos impostos por questões indígenas, muito embora não haja, até o momento nenhuma reserva efetivamente demarcada na área de influência da usina.

44. Apesar de arquivado o licenciamento ambiental de Tapajós, a legislação prevê que o projeto pode ser retomado a qualquer momento, bastando para isso que a Funai autorize a entrada de equipes para a continuidade dos estudos de viabilidade econômica e ambiental (EVTEA), em especial para a obtenção da licença ambiental prévia.

45. Considera-se cumprido o subitem 9.2.2.3 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário. Em que pese a UHE São Luiz do Tapajós integrar estudo de caso no âmbito da fiscalização em curso sobre os entraves na estruturação de grandes projetos hidroelétricos (TC-029.192/2016-1), foro no qual tal matéria será tratada com profundidade, entende-se que não há prejuízo de, em nome da transparência, dar ciência às Comissões de Serviços de Infraestrutura (CI), de Assuntos Econômicos (CAE) e de Meio Ambiente, Defesa do Consumidor e Fiscalização e Controle (CMA) do Senado Federal, às Comissões de Minas e Energia (CME) e de Defesa do Consumidor (CDC) da Câmara dos Deputados, e à 3ª Câmara de Coordenação e Revisão do Ministério Público Federal (Consumidor e Ordem Econômica) de que a substituição da oferta de energia no SIN representada pela UHE São Luiz do Tapajós e pelo tronco de interligação Tapajós-Sudeste por uma usina termelétrica em ciclo combinado a gás natural resultará em repasses tarifários adicionais para o consumidor de energia da ordem de R$ 774,4 milhões anuais, o que perfaz R$ 23 bilhões ao longo da concessão, além de emissões anuais adicionais de gases causadores de efeito estufa da ordem de 6,5 M t CO2, o que significará um acréscimo de 21% nas emissões totais em relação à configuração de referência somente com a UHE São Luiz do Tapajós.

Política de inserção do gás natural

46. No que se refere ao item 9.2.2.2, que trata de determinação ao MME para ‘elaboração de política pública clara para inserção do gás natural na matriz energética brasileira’, esse ministério encaminhou ao TCU, em maio de 2015, nota técnica elaborada pela Secretaria de Petróleo e Gás (SPG), à peça 233.

47. A SPG pontua que a atuação da União para inserção do gás natural na matriz energética consiste basicamente na elaboração de estudos e projeções de caráter indicativo, a exemplo do Plano Decenal de Energia e do Plano Nacional de Energia, e, ademais, concretiza-se a partir das ações estruturantes, como: a realização de licitações para a concessão de blocos de bacias sedimentares para a exploração do gás; o aproveitamento do gás metano em depósitos de carvão; o Zoneamento Nacional de Recursos de Óleo e Gás (ZNMT); a importação e a exportação de gás; bem como mediante os regimes especiais de incentivos e as diretrizes para a implementação de política para restrição da queima de gás natural (peça 233, p. 22).

48. Segundo a SPG, em vista da garantia legal de propriedade do gás natural a agentes privados e a liberdade de preços, não é possível determinar, por meio de uma política pública, a sua destinação para um mercado específico, sob o risco de desestimular a produção. A referida Secretaria argumenta que, em última instância, cada Unidade da Federação poderia estabelecer políticas públicas diferenciadas para cada segmento de consumo de gás natural, podendo ou não haver conflito com uma eventual política pública federal.

49. Especificamente quanto à participação do gás na matriz elétrica, a Secretaria mostra que a contribuição desse combustível passou de 3%, em 2000, para 13,7%, em 2014 (peça 233, p.18).

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50. A SPG destaca que 20% do gás natural disponibilizado ao mercado advém de regaseificação de GNL e 33% de importação por meio de gasodutos. Ela considera o GNL uma relevante alternativa de suprimento, pois existem diversos fornecedores externos.

51. A Secretaria destaca que há incertezas nas estimativas do volume de produção de gás natural nos campos do pré-sal. Além disso, um dos fatores que podem impactar a produção é a distância desses campos em relação aos centros consumidores, o que exige alto investimento em infraestrutura para escoamento. Outro fator refere-se às características dos campos, as quais podem exigir reinjeção do gás para produção de petróleo, reduzindo o volume a ser eventualmente disponibilizado ao mercado. Além desses dois aspectos, há questões relativas à composição do gás natural capazes de onerar o seu tratamento (peça 233, p. 20).

52. Importa esclarecer que a determinação contida no item 9.2.2.2 do Acórdão 1.171/2014Plenário tem sua origem em recomendação exarada no item 9.2.1.4 do Acórdão 1.196/2010Plenário. Na ocasião, a recomendação foi motivada pelo fato de não haver gás para abastecer as térmicas, razão pela qual foi firmado um termo de compromisso entre Aneel e Petrobras como solução de contorno para o suprimento.

53. Atualmente, com o crescimento da malha de dutos e a maior oferta do combustível para o setor elétrico, não há mais essa situação. Desde outubro de 2012 não houve interrupção da geração termoelétrica em razão de insuficiência de gás.

54. Mais recentemente, o MME instaurou a Consulta Pública 20/2016, ‘Gás para Crescer’, com o objetivo de ‘propor medidas concretas de aprimoramento do arcabouço normativo do setor de gás, tendo em vista a redução da participação da Petrobras nesse setor’ (peça 339, p.1). Isto porque a exploração de gás no país atualmente está totalmente conexa aos planos de negócios da Petrobras.

55. Segundo o MME, a indústria de gás natural brasileira é caracterizada por elevada concentração tanto da oferta quanto da demanda, pois encontra-se em um estágio de baixa maturidade e dinamismo de mercado. Embora a atividade de gás natural seja de livre mercado, na prática a estatal tem um papel dominante em todas as atividades da cadeia de gás natural (peça 339, p.4). Em função da situação financeira da Petrobras e da necessidade de reduzir seu endividamento, a empresa anunciou, em seu plano de negócios mais recente, uma diminuição significativa nos novos investimentos e um programa agressivo de desinvestimentos, sendo a área de gás e energia uma das mais afetadas.

56. Torna-se, portanto, crucial planejar bem esta etapa de transição para o setor de gás natural, bem como assegurar que a iniciativa privada possa arcar com as responsabilidades até então assumidas pela Petrobras, levando em conta a importância estratégica do gás natural para o país e as oportunidades como a produção no Pré-sal e a comercialização de gás natural liquefeito.

57. Adicionalmente, o ministério ressalta que a indústria de gás mundial passa por uma grande revolução em termos de recursos e preços, a qual pode atingir o Brasil por meio da importação de gás a preços competitivos.

58. Enfatiza que a penetração de renováveis no setor elétrico, com produção variável, e a crescente dificuldade de aproveitamento de potenciais hídricos para a expansão da capacidade instalada de hidrelétricas aumenta a necessidade de termoelétricas no sistema, sendo o gás natural o combustível ideal.

59. Há que se registrar que a matriz elétrica nacional vem sofrendo alterações profundas e estruturais. Após o leilão da UHE Teles Pires, em 2011, não foi leiloado mais nenhum grande empreendimento de geração. Mesmo as UHE’ s Santo Antônio, Jirau, Belo Monte e Teles Pires são usinas a fio d’água, sem reservatórios de regularização. A expansão da geração nos últimos cinco

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anos foi predominantemente baseada em fontes intermitentes de energia, como eólicas e biomassa. Por isso, uma política bem definida para o gás que possa induzir e viabilizar a disponibilização dessa importante fonte energética para a geração é de fundamental importância para a segurança do sistema elétrico nacional.

60. Segundo o MME, a consulta pública busca identificar: uma alocação equilibrada de risco entre o setor elétrico e de gás natural; um modelo de suprimento de gás natural que melhor atenda às necessidades de ambos os setores; e um planejamento integrado gás/eletricidade, no intuito de aproveitar a expansão termelétrica para propiciar o desenvolvimento da infraestrutura de gás natural (peça 337, p. 4).

61. Ante tal cenário, entende o MME que há necessidade de estruturar uma reforma no setor capaz de garantir a segurança energética relacionada ao suprimento de gás natural ao mercado, bem como promover maior competitividade, por meio das seguintes ações (peça 339, p.4):

 Realinhar o planejamento setorial de gás natural e do setor elétrico, no intuito de permitir a expansão das malhas e a maior convergência possível no uso do gás natural para geração termelétrica;

 Revisar o marco legal para atrair mais investimentos na exploração e na produção de petróleo e gás natural;

 Atuar junto aos Estados para aperfeiçoar a estrutura tributária do setor e promover maior dinamismo e competição no mercado;

 Redefinir a estrutura da indústria de gás natural, através da promoção de maior diversidade no número de agentes comercializando gás natural, e do incentivo a uma regulação tarifária eficiente no transporte;

 Desenhar um novo arranjo comercial, que garanta a transparência na formação de preços e a formação de um mercado concorrencial;

 Fortalecer a governança do setor, em especial na coordenação das atividades de transporte, e na abertura dos mercados nos segmentos de distribuição.

62. Mais especificamente, na documentação que subsidia a consulta há um anexo destinado ao setor elétrico, com proposta de estudar e propor medidas que permitam uma maior ‘harmonização dos setores de gás natural e energia elétrica em uma visão de futuro onde o gás natural será necessário e a matriz elétrica será distinta da atual’ (peça 337, p. 4).

63. O setor elétrico é muito importante para o desenvolvimento do setor de gás, pois as termoelétricas são grandes consumidoras deste insumo, o que justifica novos investimentos em instalações de gás natural. Entretanto, a lógica de um sistema hidrotérmico necessita superar uma dualidade intrínseca aos dois setores. Se por um lado o setor elétrico tem térmicas flexíveis, que são despachadas apenas quando não há água, por outro lado, o setor de gás natural, com elevados custos fixos e de investimento, precisa de uma demanda firme para alcançar sua viabilidade.

64. No passado, o setor elétrico impôs seus requisitos sem levar muito em conta a viabilidade econômico-financeira para o setor de gás. Nos últimos anos houve algumas iniciativas para compatibilizar os setores de gás e energia elétrica, tais como a incorporação das limitações do setor de gás natural nos modelos de leilão e de despacho do setor elétrico.

65. Ainda assim, ressalte-se que as indústrias de gás natural e energia elétrica se desenvolveram a partir de dinâmicas distintas, e mesmo em economias maduras com mercados em funcionamento há décadas, ainda há barreiras entre os modelos comerciais, regulatórios e operacionais em que os setores interagem. Os desafios mais importantes trazidos pela interdependência dos sistemas de gás natural e energia elétrica estão relacionados a uma operação

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confiável e eficiente de ambos, bem como ao planejamento integrado dos dois setores (peça 337, p. 2).

66. Assim, considera-se que o MME vem atuando no sentido de promover a discussão de inserção do gás natural na geração termoelétrica. Os resultados dessa discussão, sobretudo da consulta pública mencionada, após maturação pelo Ministério, deverão conduzir a ações concretas no sentido de promover uma política estruturada e sustentável para o gás natural no setor elétrico. Todavia, ante a complexidade de estruturação de uma política sustentável de longo prazo, já que, como relatado, a inserção do gás depende de vários fatores técnicos, regulatórios e de mercado que vão além do setor elétrico, é de se esperar um período razoável de maturação do planejamento dessa política pública.

67. Desta feita, sem prejuízo de a SeinfraElétrica acompanhar em suas ações de planejamento a evolução e maturação dessas ações, propõe-se desde já considerar cumprida a determinação 9.2.2.2 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário ante as ações concretas do Ministério em promover a discussão por meio da audiência pública 20/2016, ‘Gás para Crescer’.

68. Diante de todo exposto, propõe-se considerar cumpridos os subitens 9.2.1, 9.2.2.1, 9.2.2.2 e 9.2.2.3 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário e em cumprimento o item 9.2.1.4 do Acórdão 1.196/2010-TCU-Plenário. Saliente-se que o item 9.2 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário teve sua redação alterada pelo item 9.2 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário e foi reiterado pelo item 9.3 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário.

I.2. Custo do déficit (subitem 9.3.3 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, reiterado pelo item 9.3 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário, e subitem 9.1.2.1 do Acórdão 1.196/2010TCU-Plenário)

69. O exame contido neste tópico está relacionado à seguinte deliberação:

Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, reiterado pelo item 9.3 do Acórdão 184/2015-TCUPlenário

Determinar ao Ministério de Minas e Energia-MME que:

9.3.3. apresente ao TCU, no prazo de sessenta dias, plano de ação, acompanhado de cronograma, para elaboração e conclusão dos estudos necessários à definição da curva do custo do déficit de energia objeto da determinação contida no item 9.1.2.1 do Acórdão TCU 1.196/2010-Plenário;

Acórdão 1.196/2010-TCU-Plenário

Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) que informe ao Tribunal, no prazo de 30 dias, os cronogramas de desenvolvimento dos trabalhos e resultados relativos a:

9.1.2.1. estudos de definição da curva do custo do déficit de energia;

70. Com relação ao tema custo do déficit, a EPE contratou a consultoria especializada Volga Engenharia de Produção Ltda., por meio do Contrato CT-EPE-023/20J4, celebrado em 20/12/2014, para o desenvolvimento dos estudos sobre o custo do déficit (peça 110, p. 7-8).

71. Como resultado do trabalho da consultoria, a EPE, em 21/10/2016, elaborou a Nota Técnica EPE-DEE-RE-092/2016 (peça 341).

72. O relatório que subsidiou o Acórdão 1.196/2010-Plenário traz a definição do custo do déficit e destaca sua importância:

94. Na metodologia utilizada pela EPE no planejamento da expansão da geração, busca-se identificar o total de investimentos necessários em novos empreendimentos de geração de forma que se atenda à demanda com um grau de confiabilidade aceitável, minimizando as possibilidades de prejuízo com a falta de energia. Estudos são realizados para identificar quanto representaria a soma dos diversos prejuízos na ocorrência de falta de energia. Esse valor agregado constitui o custo do déficit. Assim, de acordo com o

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PDE 2007-2016, ‘dado um determinado custo do déficit, o planejamento da expansão da geração deve atender ao critério de segurança estabelecido pelo CNPE em que o risco anual de déficit não deve superar 5% em cada subsistema e, simultaneamente, ao critério da expansão econômica com a igualdade do Custo Marginal de Operação e do Custo Marginal de Expansão’.

95. O custo do déficit, na prática, deve retratar o quanto custa para a sociedade a insuficiência de oferta de energia elétrica. Nesse sentido, o impacto do custo da energia no Produto Interno Bruto (PIB) é considerado como uma das formas mais consistentes de valoração da importância econômica da energia elétrica para a sociedade, sendo a matriz insumo-produto nacional uma das ferramentas aplicáveis.

73. É importante frisar que o a função custo do déficit (FCD) foi calculada nos anos 1980, revista no final dos anos 1990 e, desde então, vem sendo apenas atualizada monetariamente pela aplicação de índices de preço, no caso o IGP-DI. Portanto, esse parâmetro precisava ser revisado, seja em razão da evolução e alteração da estrutura da economia nacional, seja em razão das mudanças no perfil da demanda por energia elétrica no país ocorridas ao longo do tempo.

74. Na verdade, essa revisão é imprescindível, pois o custo do déficit de energia, entendido como o valor que se pode atribuir à insuficiência estrutural da oferta de energia elétrica, é um parâmetro fundamental para o planejamento da expansão da geração, para a programação da operação do Sistema Interligado Nacional (SIN) e para o cálculo do PLD, na medida em que aos cenários de déficit de energia são aplicadas penalidades no modelo de otimização do despacho da geração.

75. Para o ano de 2016, o valor do custo do déficit aplicado nos estudos de planejamento energético foi de R$ 4.000,00/MWh, tendo como base os valores dos quatro patamares de déficit divulgados pela Aneel em dezembro de 2015. Já para 2017, o valor do custo de déficit foi definido em R$ 4.650,00/MWh. Este valor foi utilizado nos estudos da nova parametrização do CVaR no modelo Newave para fins de definição da política de operação e cálculo do PLD (peça 341, p. 17).

76. Em que pese essas revisões, a função de custo do déficit ainda está passando por avaliações com foco na identificação de ‘possíveis aprimoramentos metodológicos interagindo economia e energia, propondo assim uma forma alternativa e conceitualmente mais robusta e coerente com o perfil atual do consumidor para o cálculo dos valores da FCD’, conforme Chamada de Projeto de P&D Estratégico n. 002/2008 intitulado ‘Metodologia de Elaboração da Função de Custo do Déficit’ aprovada, na 32ª Reunião Pública Extraordinária da Diretoria de 2014, realizada em 2/9/2014 (peça 341, p. 9).

77. Este projeto, atualmente em execução e financiado por 27 empresas, está em desenvolvimento e deve apresentar resultados no início de 2017 (peça 341, p. 9).

78. Assim, como esse parâmetro ainda em aprimoramento, entende-se pertinente continuar acompanhando seu desfecho.

79. Dado o exposto, propõe-se concluir que os subitens 9.3.3 do Acórdão 1.171/2014-TCUPlenário, reiterado pelo item 9.3 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário, e 9.1.2.1 do Acórdão 1.196/2010-TCU-Plenário estão em cumprimento.

I.3 Garantia física (item 9.4 do Acórdão 994/2015-TCU-Plenário e subitem 9.3.1 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, reiterado pelo item 9.3 do Acórdão 184/2015-TCUPlenário)

80. O exame contido neste tópico está relacionado às seguintes deliberações:

Acórdão 994/2015-TCU-Plenário

9.4. recomendar ao Ministério de Minas e Energia - MME que, juntamente com a EPE e com o Cepel, priorizem os trabalhos de revisão das garantias físicas das usinas, não só porque tal medida é essencial o correto planejamento da expansão da capacidade de geração da energia elétrica, mas também porque a

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solução encontrada para resolver o descompasso entre a garantia nominal e a real (a contratação de energia de reserva) resulta no pagamento em duplicidade (pela garantia física e pela energia de reserva) de vultosos valores pelos consumidores (estimado, a partir de dados fornecidos pela unidade técnica desta Corte, em R$ 3,5 bilhões por ano);

Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, reiterado pelo Acórdão 184/2015-TCU-Plenário

Determinar ao MME que:

9.3.1. apresente ao TCU, no prazo de sessenta dias, plano de ação, acompanhado de cronograma, para a elaboração de estudos que subsidiem a revisão ordinária das garantias físicas das usinas integrantes do sistema elétrico brasileiro, cujo prazo dos certificados de energia assegurada findarão em 31/12/2014, nos termos da Portaria MME 303/2004 c/c art. , § 2º, e art. , § 1º, do Decreto 5.163/2004 e Anexo 1, art. , parágrafo único, do Decreto 7.798/2012;

81. Verificou-se sobre o tema indícios consistentes de sobreavaliação das garantias físicas. Por esse motivo, o Governo vem optando por contratar energia de reserva de forma a reduzir o nível do risco de déficit do sistema para os padrões normatizados. Entretanto, a correção adequada dessa distorção, mitigada pela contratação de energia de reserva, passa por efetivamente recalcular e alterar as garantias físicas das usinas hidroelétricas, razão pela qual o Tribunal se manifestou por meio do item9.4 do Acórdão 994/2015-Plenário, item 9.4 do Acórdão 184/2015-Plenário e subtitem 9.3.1 do Acórdão 1.171/2014-Plenário.

82. O Decreto 5.163/2004, art. , § 2º define a garantia física:

art. 2º - Na comercialização de energia elétrica de que trata este Decreto deverão ser obedecidas, dentre outras, as seguintes condições:

(...)

§ 2º A garantia física de energia e potência de um empreendimento de geração, a ser definida pelo Ministério de Minas e Energia e constante do contrato de concessão ou ato de autorização, corresponderá às quantidades máximas de energia e potência elétricas associadas ao empreendimento, incluindo importação, que poderão ser utilizadas para comprovação de atendimento de carga ou comercialização por meio de contratos . (grifo nosso).

83. Observa-se que a definição de garantia física (que é o mesmo que energia assegurada) para o empreendedor espelha o limite de energia que cada gerador pode vender em seus contratos de energia, conforme definido no Decreto 2.655/1998. Esse parâmetro também é usado como garantia do suprimento, pois o critério definido (no caso, CME=CMO) deve assegurar a otimização da expansão do sistema elétrico, respeitado o limite para o risco de insuficiência da oferta de energia elétrica estabelecido no art. 2º da Resolução CNPE n. 1, de 17 de novembro de 2004, que é de 5%.

84. Assim, do ponto de vista sistêmico, a garantia física corresponde à maior demanda que um sistema pode atender, sob certo critério de confiabilidade de suprimento (carga crítica).

85. A carga crítica e a garantia física das usinas são resultantes de simulação específica, estática, que define esses parâmetros a cada leilão de energia. O objetivo dessa simulação é identificar qual a máxima carga e a contribuição de cada usina para o sistema.

86. O Decreto 5.163/2004 estabelece que o CNPE deve propor critérios de suprimento com o objetivo de assegurar o ‘adequado equilíbrio entre confiabilidade de fornecimento e modicidade de tarifas e preços’.

87. A situação que perpassa o sistema elétrico é que a utilização de metodologias diferentes para o cálculo de garantias físicas e a utilização de parâmetros que não refletem a real operação do sistema para a definição dessas garantias resultaram em superavaliação da carga crítica do sistema interligado. Ou seja, a soma das garantias físicas já atribuídas às usinas é maior que a atual garantia física total do sistema, ensejando um desequilíbrio (peça 348, p. 94).

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88. Para equacionar tal desequilíbrio, o MME já realizou nove leilões de energia de reserva, correspondente à contratação de 4.885 MWmédio, no horizonte de 20 anos, por R$ 116 bilhões. Em 19/12/2016, houve outro leilão de energia de reserva (peça 356).

89. Ocorre que a contratação de energia de reserva se dá por meio de um encargo (Encargo de Energia de Reserva) que foi criado para essa recomposição do lastro de garantia física sistêmica, o que torna o sistema caro, pois para as tarifas dos consumidores são repassados os valores dos contratos, por meio desse encargo.

90. O Decreto 2.655/1998, art. 21, regulamenta, entre outras matérias, a revisão ordinária de garantia física de energia de UHE. Segundo esse decreto, cada usina hidrelétrica tem um valor de garantia física de energia, que corresponde ao limite máximo empregado na contratação de energia.

art. 21. A cada usina hidrelétrica corresponderá um montante de energia assegurada, mediante mecanismo de compensação da energia efetivamente gerada (Redação dada pelo Decreto 3.653, de, 7 de novembro de 2000).

§ 2º Considera-se energia assegurada de cada usina hidrelétrica participante do MRE a fração a ela alocada da energia assegurada do sistema, na forma do disposto no caput deste artigo.

§ 3º A energia assegurada relativa a cada usina participante do MRE, de que trata o parágrafo anterior, constituirá o limite de contratação para os geradores hidrelétricos do sistema, nos termos deste regulamento.

§ 4º O valor da energia assegurada alocado a cada usina hidrelétrica será revisto a cada cinco anos, ou na ocorrência de fatos relevantes.

§ 5º As revisões de que trata o parágrafo anterior não poderão implicar redução superior a cinco por cento do valor estabelecido na última revisão, limitadas as reduções, em seu todo, a dez por cento do valor de base, constante do respectivo contrato de concessão, durante a vigência deste.

91. Estabelece também que esse montante de garantia física deverá ser revisto a cada cinco anos ou na ocorrência de fatos relevantes. A revisão que deve ocorrer a cada cinco anos é denominada Revisão Ordinária de Garantia Física de Energia. Já a revisão, que tem por base fatos relevantes, é conhecida como Revisão Extraordinária de Garantia Física.

92. Adicionalmente, o Decreto 2.655/1998 determina que para as usinas hidrelétricas participantes do MRE, as reduções de garantia física devem ser limitadas em cinco por cento do valor estabelecido na última revisão e em dez por cento da sua garantia física originalmente estabelecida.

93. Em 29/4/2016, o MME realizou análises que apontaram o total de 44.006 MWmédios de garantia física passível de revisão e, após a revisão, passou para 44.033 MWmédios. Assim, identificou-se que a diferença entre as garantias físicas das usinas e o total do sistema é de 27 MWmédios a mais, apenas 0,06% (peça 301, p. 10).

94. Em 11/11/2016, esse estudo foi refeito e aprofundado. Ao invés da revisão geral, optou-se por mexer somente em variáveis econômicas, pois os estudos essenciais para a completa revisão das garantias físicas, tais como, usos consuntivos da água, produtibilidade das usinas e curvas cota área-volume dos reservatórios, dados básicos e essenciais ao recálculo adequado, ainda não foram concluídos.

95. O estudo relativo aos usos consuntivos, de responsabilidade da ANA, será finalizado em março de 2017 (peça 335, p. 4).

96. Os estudos de produtibilidade das usinas estão a cargo do ONS. Embora tenha sido realizado um acordo sobre a metodologia de revisão das vazões turbinadas e cálculo dos rendimentos históricos, os agentes envolvidos não concluíram os trabalhos de aplicação da

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metodologia. O cronograma apresentado pelo ONS mostra que em dezembro de 2017 o resultado final do estudo será alcançado (peça 347, p. 2).

97. Quanto aos polinômios, que redefinirão as curvas cota-área-volume dos reservatórios, a ANA relatou dificuldade para a finalização do trabalho, tais como restrições orçamentárias, falta de profissionais no mercado para contratação e condições hidrológicas insuficientes para o correto levantamento dos parâmetros exigidos na Resolução Conjunta ANA/Aneel n. 3/2010. Alega que essa mensuração é feita em condições de máximo e de mínimo enchimento dos reservatórios, mas que algumas usinas encontram-se com volume de águas muito reduzido há anos, impossibilitando a correta mensuração (peça 335, p.4).

98. Assim, o MME resolveu elaborar a revisão somente com a atualização de parâmetros econômicos, desconsiderando as demais variáveis. Essa revisão vigorará a partir de janeiro de 2018 . Os estudos essenciais à revisão integral, incluindo os de usos consuntivos, de produtibilidade das usinas e das curvas cota-área-volume dos reservatórios, tem calendário previsto para conclusão em datas diversas, porém, no conjunto, subsidiarão a revisão das garantias físicas somente após cinco anos da revisão de 2018, ou seja, somente em 2023. À medida em que os estudos forem sendo concluídos serão utilizados no software Newave para operação diária realizada pelo ONS.

99. Foram atualizados cinco parâmetros econômicos. O primeiro, foi o Mecanismo de Aversão ao Risco (CVaR). O CVaR teve nova parametrização e passou o alfa a 50% e lambda a 40% (antes era 50% e 25%), o que, na prática, aumenta a segurança do sistema. O segundo, foi o custo do déficit no valor de R$ 4.650,00 (anteriormente adotado como R$ 3.250,00). O terceiro, foi a configuração hidrotérmica de referência que foi atualizada com base no Programa Mensal de Operação Energética de setembro de 2016. O quarto, foi o uso da topologia de Reservatórios Equivalentes de Energia (REE) de janeiro de 2016. O quinto, foi o Custo Marginal de Expansão (CME) de R$ 193,00/MWh (anteriormente fixado em R$ 154,00/MWh) (peça 335, p. 2-3).

100. Com essa nova parametrização, apurou-se uma redução de 1.408,6 MWmédios, equivalente a 2,5% da energia disponível no Sistema Interligado Nacional (SIN). Assim, o SIN passará formalmente a contar com 56.016,38 MWmédios em 2018, ante os 57.424,98 MWmédios admitidos como existentes no sistema atualmente (peça 353, p. 32).

101. Em termos absolutos, a usina que mais reduzirá a sua garantia física é a UHE Itaipu, que passará de 8.182 MWmédios para 7.772,9 MWmédios, ou seja, 409,1 MWmédios a menos (peça 353, p. 18).

102. Aqui, abre-se um parêntese para registrar que Itaipu, em 2004, arcou com um ajuste forçado do valor do bloco hidráulico vigente à época (garantia física do conjunto de usinas hidrelétricas então existentes). Naquela época constataram que o valor do bloco hidráulico não era de 45.383 MWmédios, mas sim de 44.953 MWmédios. Para sanar o problema, essa diferença negativa de 430 MWmédios foi atribuída exclusivamente à UHE Itaipu. Tal ajuste deveria valer entre 2008 até 2014, quando se faria a revisão ordinária das usinas, conforme inciso II do art. 2º da Portaria MME n. 303/2004. Agora, novamente Itaipu é a maior responsável pelo ajuste de garantia física que não existe no sistema em que pese ser a usina que produz historicamente até 2.000 MWmédios acima de sua garantia física.

103. Para o cálculo, a EPE levou em consideração que 13.418,58 MWmédios disponíveis atualmente no SIN não são passíveis de revisão (por não estarem associados a unidades geradoras em operação comercial [há] mais de cinco anos). Então, a revisão focou em 44.006,40 MWmédios, que tiveram redução de 3,2% na garantia física total, que ficará em 42.597,80 MWmédios (peça 353, p. 32). A medida não significa que todas as hidrelétricas terão redução, pois algumas terão aumento da garantia física. A variação mostrada na nota técnica da EPE vai de uma redução de 5%

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até um aumento da garantia física de até 17%. De um total de 148 hidrelétricas, 122 usinas passarão pelo procedimento.

104. Em 27/12/2016, por meio da Portaria MME 714, definiu-se que as atuais garantias físicas das UHE´s permanecem válida até 31/12/2017 (peça 363).

105. O MME submeteu a nota técnica da EPE com essa proposta à Consulta Pública n 24/2016. Em reunião técnica realizada no MME, em 2/2/2017, informou-se que até abril de 2017 serão analisadas as contribuições da consulta pública e publicadas as garantias físicas que vigorarão em janeiro de 2018.

106. Assim, propõe-se considerar que o item 9.4 do Acórdão 994/2015-TCU-Plenário e o subitem 9.3.1 do Acórdão 1.171/2015-TCU-Plenário, reiterado pelo item 9.3 do Acórdão 184/2015TCU-Plenário, estão em cumprimento.

I.4. Repotenciação (item 9.3.4 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, com prazo estabelecido pelo item 9.4 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário, e item 9.2.1.5 do Acórdão 1.196/2010-TCUPlenário)

107. O exame contido neste tópico está relacionado às seguintes deliberações:

Acórdão 184/2015-TCU-Plenário

9.4. Determinar ao Ministério das Minas e Energia - MME que encaminhe a este Tribunal os planos de trabalho e os estudos eventualmente já realizados sobre o objeto de cada determinação referida no item 9.3, retro, bem como aquele alegadamente já concluído a respeito da determinação contida no item 9.3.4 do Acórdão 1.171/2014, no prazo de 10 dias a contar de presente deliberação;

Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário

Determinar ao Ministério de Minas e Energia - MME que:

9.3.4. apresente no prazo de sessenta dias, plano de ação, acompanhado de cronograma, para a elaboração de estudos objetivando dimensionar a real possibilidade e as vantagens econômicas e socioambientais da repotenciação e modernização de usinas, objeto da recomendação contida no item 9.2.1.5 do Acórdão TCU 1.196/2010-Plenário;

Acórdão 1.196/2010-TCU-Plenário

Recomendar ao MME que:

9.2.1.5. em conjunto com a EPE, considerando a necessidade de otimização do potencial hidrelétrico, bem como o cenário de vencimento das concessões, desde já elaborem estudos mais consistentes, que possam estimular novos investimentos em repotenciação e modernização em hidrelétricas, inclusive argumentando sobre as vantagens ambientais em relação à implantação de novos empreendimentos;

108. A respeito do assunto, o MME enviou a ‘Nota Técnica DEN 03/2008 - Considerações sobre repotenciação e modernização de usinas hidrelétricas’, elaborada pela EPE em junho de 2008 e já encaminhada ao TCU em oportunidade anterior.

109. Naquela ocasião, a EPE concluiu que a repotenciação e modernização das usinas hidrelétricas, considerando um subconjunto de usinas com mais de vinte anos de idade, não agrega energia nova ao Sistema Interligado Nacional (SIN) em volumes significativos. A empresa conclui seu argumento dizendo que a repotenciação e modernização das usinas é uma decisão econômica do agente (peça 37, p. 12).

110. Todavia, a Aneel realizou a Audiência Pública 18/2012, que teve participação de agentes do setor sobre o tema. A agência publicou a Nota Técnica 26/2011-SRG/Aneel, que trata da ‘repotenciação de unidades geradoras que podem trazer ganhos na operação energética e agregar disponibilidade de potência econômica ao SIN’ (peça 135).

111. A nota técnica da agência apresentou dados de vertimento das usinas que possuem poços para a instalação de novas unidades geradoras e afirmou que, apesar de não ter sido considerada a

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diferença entre vertimentos turbináveis e não turbináveis, ‘pode-se concluir que entre 2006 e 2010 verificou-se um considerável potencial energético que não pôde ser convertido em energia elétrica pela falta de potência adicional nessas hidrelétricas’ (peça 135, p. 4).

112. A nota arremata o assunto afirmando que, embora a instalação de novas unidades geradoras nos poços existentes ou o aumento do rendimento das unidades em operação possam não trazer significativo incremento de energia firme, o que se observa, em muitas usinas, é que a potência adicional teria condições de ser utilizada nos períodos de afluência média e alta, isto é, fora do período crítico em que a energia firme é calculada, podendo trazer ganhos econômicos e de confiabilidade na operação do SIN.

113. Outro assunto tratado na nota técnica foi a necessidade de incentivos regulatórios para que os geradores efetuem investimentos, por conta própria, para aumentar a potência disponível, já que o custo para adicionar mais potência à usina pode ser maior que o benefício da garantia física alcançado por ele.

114. Ao participar da Audiência Pública 18/2012 da Aneel, a EPE contribuiu com a Nota Técnica EPE-DEE-RE-061/2012-r0, de 16/7/2012 (peça 134).

115. O documento da EPE adverte que alguns aspectos trazidos na nota técnica da Aneel foram abordados de forma simplificada, como a desconsideração dos custos fixos relativos aos projetos de potenciação; a utilização do vertimento total ao invés do vertimento não turbinável para estimar o potencial técnico para motorização de poços existentes no SIN; e a viabilidade ambiental e hídrica da geração adicional de energia.

116. A EPE conclui que a motorização adicional de empreendimentos hidrelétricos existentes necessita de uma análise detalhada do projeto, para cada empreendimento, inclusive levando-se em conta as restrições ambientais e de disponibilidade de recursos hídricos. Conclui ainda que é preciso avaliar se há competitividade na sobremotorização de usinas hidrelétricas existentes, considerando todos os custos envolvidos na sua implantação, com eventuais soluções termelétricas próprias para geração durante os horários de ponta (usinas de partidas rápidas e nos centros de carga, como, por exemplo, térmicas a gás natural em ciclo aberto) (peça 134, p. 9).

117. Posteriormente, a EPE divulgou a nota técnica EPE-DEE-RE-112/2012-r0, de 31/10/2012 (peça 166), que avalia a viabilidade técnica e econômica da ampliação de capacidade de algumas usinas hidrelétricas apontadas na nota técnica da Aneel.

118. Nessa análise, foram feitas simulações com o modelo MSUI, avaliando-se a viabilidade técnica da modulação da geração destas usinas conforme uma determinada curva de carga. Nesta etapa, foram incorporadas as restrições ambientais que afetam a operação de ponta.

119. Em uma segunda etapa, os mesmos resultados foram utilizados para quantificar a contribuição individual das usinas para o atendimento à demanda de ponta. O critério foi a garantia de atendimento entre 90% e 95% quando fossem chamadas a gerar na ponta. Adicionalmente, foram apresentadas as capacidades de redução de vertimento e consequentes ganhos de energia firme e média de cada ampliação.

120. Nessas duas primeiras etapas, classificaram-se as usinas em 3 grupos: as ampliações que não contribuiriam, as que contribuiriam o ano todo e as que contribuiriam parte do ano, conforme demonstra a Tabela 3.

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Tabela 3 - Benefícios Energéticos das Ampliações




Contribuição
para o
atendimento
da ponta 

UHE 

Potência
Adicionada
(MW) 

Capacidade
de Redução
de
Vertimentos 

Variação da
Energia Média
(MWmed) 

Variação
da Energia
Firme
(MWmed) 

Fator de
Capacidade
da ampliação
(EF) 
  
São Simão 

806 

52% 

141,01 

22,89 

2,80% 

Contribuiriam 

Curuá-una 

10 

35% 

3,65 

4,10 

41,00% 

o ano inteiro 

Cachoeira Dourada 

105 

31% 

10,14 

3,29 

3,10% 
  
Jaguara 

213 

54% 

47,63 

33,32 

15,60% 
  
Gov. Bento Munhoz 

838 

69% 

48,42 

32,74 

3,90% 

Contribuiriam 

Taquaruçu 

105 

43% 

1,45 

0,00 

0,00% 

parte do ano 

Rosana 

89 

50% 

4,57 

1,26 

1,40% 
  
Salto Santiago 

710 

55% 

78,9 

32,95 

4,60% 
  
Porto Primavera 

440 

46% 

63,36 

16,80 

3,80% 

Não 

Três Marias 

123 

37% 

8,89 

3,36 

2,70% 

contribuiriam 

Itaparica 

1000 

57% 

96,11 

26,03 

2,60% 

Fonte: EPE (peça 166, p. 19).

121. A última etapa do estudo avaliou a viabilidade econômica das ampliações utilizando a Metodologia do Balanço de Ponta adotada no Plano Decenal de Energia 2021. Essa análise considera apenas a redução de custo operativo de térmicas para o atendimento à demanda de ponta como benefício, sem levar em conta os benefícios energéticos, ou seja, o atendimento ao mercado médio.

122. Das usinas que contribuem em parte do ano para o atendimento da ponta, considerando o horizonte de 20 anos de vida útil da ampliação, apenas as UHE Gov. Bento Munhoz, Taquaruçu e Salto Santiago satisfizeram o critério econômico estabelecido.

123. Para as usinas que contribuem o ano inteiro, as ampliações serão economicamente viáveis se seus custos de implantação forem inferiores aos calculados pela EPE na nota técnica, os quais giram em torno de R$ 1.100/kW (peça 166, p. 22).

124. O documento afirma que os números apresentados são estimativas otimistas da viabilidade técnica e econômica das ampliações avaliadas (peça 166, p. 23).

125. Segundo a EPE, há a possibilidade de se instalar máquinas adicionais em hidrelétricas existentes, adicionando mais de 2.600 MW ao sistema. De acordo com a Empresa, nota técnica pretérita de sua autoria atestou tal viabilidade em seis diferentes UHE, distribuídas entre os subsistemas Norte, Sudeste/Centro Oeste e Sul. A EPE ressalta, contudo, que a implantação de projetos dessa natureza varia de 24 a 36 meses, dependendo das características de cada usina (peça 264, p. 5).

126. Posteriormente, a EPE emitiu a Nota Técnica 14/2016 na qual registra que 50% da capacidade instalada de hidrelétricas têm mais de 30 anos em operação, o que, para a EPE, significa a necessidade de investimentos na modernização de algumas delas. Além disso, ressalta a EPE, ‘as possibilidades de repotenciação merecem ser investigadas, principalmente com uma maior participação das fontes renováveis intermitentes e novas usinas a fio d´água na Amazônia’ (peça 304, p. 64).

127. A Audiência Pública 18/2012 da Aneel foi finalizada sem conclusão. Assim a Aneel descreve o desfecho: ‘a EPE assevera que os estudos de repotenciação devem ser realizados no âmbito do planejamento energético, nos termos da Lei 10.848/2004’. Desta feita, a Aneel encerrou a audiência sem resultados e limitou-se a enviar todos os estudos para o MME (peça 167, p.5).

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128. É importante mencionar que o ONS cobra dos entes a repotenciação e a motorização das usinas, conforme consta do Plano de Operação Energética 2014/2018, que recomenda ao MME e à Aneel o avanço nos estudos de criação de incentivos econômicos e regulatórios para motorização dos poços existentes em algumas usinas já em operação (da ordem de 5 GW). Tal plano sugere, ainda, o aumento de potência hidráulica no SIN, mediante, por exemplo, a repotenciação de usinas existentes e/ou previsão da instalação de potência adicional em novos projetos hidrelétricos (peça 136, p. 19).

129. Observa-se que o assunto ainda carece de discussões técnicas entre os órgãos responsáveis pelas políticas energéticas do país, além de estudos detalhados para dimensionar a real possibilidade e as vantagens econômicas e socioambientais da repotenciação e modernização de usinas. Repise-se que essa foi a conclusão do próprio regulador no âmbito da Audiência Pública 18/2012.

130. Neste monitoramento, novamente, indagou-se ao MME a respeito das providências tomadas.

131. Em resposta às indagações do Tribunal (peça 329, p. 2), o MME argumentou que por ocasião da reestruturação do setor poderá identificar mecanismo compatível para viabilizar e justificar a repotenciação. Assim, respondeu que a repotenciação de usinas hidrelétricas precisa ser comparada com outras opções de atendimento de potência.

‘Antes de definir os empreendimentos prioritários para repotenciação, há que se aferir a economicidade para o atendimento do requisito de potência, criando-se um mercado de lastro de potência. Esse mercado, similarmente ao mercado de lastro de energia, definirá o sinal econômico para efetivar projetos de repotenciação com base competitiva. Com um mercado de lastro de potência, será possível avaliar a relação custo benefício com outras opções de atendimento ao requisito de potência do sistema elétrico’ (peça 343, p.13).

132. Segundo o MME, ‘a repercussão comercial da necessidade de potência do sistema é objeto da Chamada Pública 20/2016, que trata do projeto de P&D Estratégico intitulado ‘Aprimoramento do ambiente de negócios do setor elétrico brasileiro’, que avaliará, entre outros a eficácia e a necessidade dos mecanismos vigentes e potenciais para contratação de lastro de potência’ (peça 343, p.13). Os produtos resultantes dessa chamada têm uma previsão para ser entregues em um prazo de dezoito meses, ou seja, não antes de meados de 2018.

133. Ante o exposto, propõe-se considerar que a determinação constante do item 9.3.4 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, com prazo estabelecido pelo item 9.4 do Acórdão 184/2015TCU-Plenário, e a recomendação do item 9.2.1.5 do Acórdão 1.196/2010-TCU-Plenário estão em cumprimento.

I.5. Responsáveis por determinar corte de carga e superação dos limites de risco de déficit (subitens 9.2.1 e 9.2.2 do Acórdão 994/2015-TCU-Plenário)

134. O exame contido neste tópico está relacionado às seguintes deliberações:

Acórdão 994/2015-TCU-Plenário

9.2. diligenciar o MME para que informe a este Tribunal, no prazo de 10 dias:

9.2.1. a qual órgão cabe apreciar e deliberar sobre a adoção de medidas de contenção/redução dos custos/riscos de déficit de energia elétrica, como, por exemplo, a redução compulsória de consumo de energia (corte de carga) constante da Resolução Homologatória n. 1.837/2014 da Aneel:

9.2.2. quais medidas de contenção/redução dos custos/riscos de déficit de energia elétrica foram ou estão sendo adotadas em razão da superação do limite de risco de déficit e do primeiro patamar de custo de déficit, referidos no item 9.1, retro;

135. Em resposta ao item 9.2.1, por meio do Ofício 090/2015-SE-MME, o MME informa que a curva do custo do déficit é apenas um dos parâmetros utilizados na otimização do despacho de

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TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 019.228/2014-7

geração com vistas a encontrar uma solução de equilíbrio entre segurança e custo e não tem o objetivo de deliberar uma redução compulsória do consumo (peça 223).

136. O Ministério afirma que o ordenamento jurídico vigente não define a qualquer órgão ou entidade integrante do setor energético brasileiro, de forma isolada, a competência para apreciar e deliberar acerca da adoção de medidas de contenção/redução dos custos/riscos de déficit de energia elétrica, considerando-se para tanto, as competências concorrentes tanto do Conselho Nacional de Política Energética - CNPE (art. , inciso I, da Lei 9.478/1997), quanto do Comitê de Monitoramento do Sistema Elétrico - CMSE (art. 14 da Lei 10.848/2004, c/c art. do Decreto 5.175/2004), do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS (art. 13 da Lei 9.648/1998) e da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE (art. 22 da Lei 10.848/2004), no tocante à garantia e segurança do suprimento (peça 223, p. 2).

137. O MME diz ainda que varia, caso a caso, a competência para se definirem e se aplicarem as medidas para a superação de situações de crise energética. A situação, a gravidade, a extensão, a duração e a permanência da anormalidade energética definem, no caso concreto, o órgão ou entidade competente para apreciá-la.

138. Assim, de acordo com o MME, as competências de mitigação de risco de abastecimento restam compartilhadas entre os órgãos do setor, que utilizam como referência as medidas tomadas em tempos de crise no passado, quando foi necessária a adoção de providências de natureza estrutural e institucional não previstas no arcabouço precedente, em situações excepcionais e de gravidade extraordinária.

139. Aqui vale ressalvar que o item 9.1 do Acórdão 2.519/2015-TCU-Plenário proferido no âmbito do TC-003.025/2015-2, que trata de medidas emergenciais e estruturantes ante a perspectiva de crise do setor elétrico, recomendou ao MME a elaboração de plano de ação para instituição de ‘Plano de Contingência para Situações de Elevado Risco de Insuficiência Energética’ contendo, entre outros, a definição de medidas a serem gradativamente disparadas mediante critérios objetivos, por agentes determinados, de forma a dar previsibilidade, transparência decisória e maior segurança para o sistema elétrico.

140. Assim, sugere-se considerar que o item 9.2.1 do Acórdão 994/2015-TCU-Plenário está atendido.

141. Quanto ao item 9.2.2, o MME informou que, entre as ações adotadas, está a autorização para que o ONS utilize na plenitude os recursos térmicos disponíveis, assim como adote medidas excepcionais para prover recursos adicionais ao SIN. Ademais, o Ministério elencou uma enorme quantidade de medidas operativas adotadas pelo ONS nos anos de 2014 e 2015 (peça 223, p. 2 e 3).

142. Também propõe-se considerar cumprido o item 9.2.2 do Acórdão 994/2015-TCU-Plenário.

I.6. Utilização de despachos fora da ordem do mérito no planejamento (item 9.3 do Acórdão 994/2015-TCU-Plenário)

143. O exame contido neste tópico está relacionado à seguinte deliberação:

Acórdão 994/2015-TCU-Plenário

9.3. recomendar à Empresa de Pesquisa Energética - EPE que analise a possibilidade de alimentar o sistema de planejamento de expansão da capacidade de geração com as informações relativas aos despachos fora da ordem econômica de mérito realizados pelo Operador Nacional do Sistema - ONS como mecanismo de aversão ao risco;

144. Em resposta à recomendação do TCU, por meio do Ofício 0568/EPE/2015, de 18/5/2015, a EPE informou que ‘a incorporação do CVaR (valor condicionado a um dado risco) aos modelos de planejamento da operação, de formação de preços e de planejamento da expansão reduziu a necessidade de despachos fora da ordem de mérito. No entanto, a referida incorporação não foi

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suficiente para zerar a necessidade de despachos adicionais em situações extremas, como as vivenciadas atualmente no Sudeste e Nordeste devido às condições climatológicas, em virtude de a ferramenta não ser capaz de representar todos os detalhes e abranger todas as possibilidades de ocorrência, já que é necessário simplificar o problema real’ (peça 227).

145. Dessa forma, ‘os resultados obtidos devem ser interpretados como um auxílio à tomada de decisão quanto aos despachos fora da ordem de mérito, que cabe ao CMSE’. A empresa acrescenta, de forma consistente, que restrições elétricas pontuais caracterizam condições conjunturais que são consideradas no cotidiano da operação, mas que não podem constituir especificamente premissa ou critério para o planejamento da expansão (peça 227, p. 2).

146. Sugere-se considerar, portanto, cumprida a recomendação constante do item 9.3 do Acórdão 994/2015-TCU-Plenário.

147. Enfatiza-se que a questão dos despachos fora da ordem de mérito é parte deste monitoramento desde a auditoria seminal sobre segurança energética, realizada em 2010. Ao longo do tempo, os despachos fora da ordem do mérito [tiveram] tratamento e impacto diverso na gestão do SIN. Os despachos dessa modalidade iniciaram-se em 2008 e não faziam parte da formação de preço. Em 2013, com a inclusão do mecanismo de aversão ao risco (CVaR) no modelo, acreditou-se que tais despachos iriam minimizar, contudo, não foi o que aconteceu.

148. No ano de 2016, em pleno período de chuvas, quando o CMO da última semana de janeiro/2016 estava em R$ 2,69/MWh , houve despacho térmico com usina custo variável unitário (CVU) de R$ 511,77/MWh (peça 358).

149. Como a principal variável do modelo (CMO) sinalizava que o custo da água estava em R$ 2,69/MWh, ou seja, indicava que se despachem hídricas, e esse sinal foi desrespeitado, não restou claro se o ONS opera ou não deterministicamente.

150. Com tais despachos, o ONS dá sinais econômicos distorcidos para o mercado, na medida em que o CMO não captura os despachos fora da ordem de mérito feitos pelo ONS e, portanto, acarretou distorções no PLD ao não incorporar o custo real de operação do sistema.

151. Esses despachos foram recorrentes até o CMSE, em junho de 2016, tê-los reduzido. Na sua 169ª reunião, o CMSE deliberou pelo desligamento das usinas térmicas fora da ordem de mérito nos submercados SE/CO e Sul, a partir de 4 de junho de 2016. Contudo, o despacho fora da ordem de mérito permaneceu nos submercados N e NE, em razão da necessidade de preservar os estoques dos reservatórios das UHE Tucuruí e Sobradinho.

152. O ONS continua operando o sistema deterministicamente, pois não confia no CMO apresentado pelo software Newave. Há variáveis de entrada no modelo que precisam ser parametrizadas, tanto que há no MME a Consulta Pública 22/2016, que ‘estabelece competências e diretrizes para alterações nos Modelos Computacionais de Operação e Formação de Preço’

153. A previsão é de que no segundo semestre deste ano de 2017 haja modificações no modelo. Independente dessas mudanças, é preciso exigir que o ONS explicite que usinas estão sendo despachadas fora da ordem, a energia gerada e o seu custo, pois sem essas informações, não é possível conhecer o impacto desses despachos para o sistema.

154. Registra-se que tais despachos importaram em cobrança de Encargo de Serviços de Sistema, por Segurança Energética, na ordem de R$ 3,8 bilhões no ano de 2016 (peça 364), sem transparência acerca de quais usinas foram chamadas a operar que perfizeram esse montante de encargo.

155. Ante tal falta de informação, propõe-se determinar à Aneel, com base no art. 3º da LAI c/c o inciso XXXIII do art. do Decreto 2.335/1997, que publique ou faça publicar, no prazo de 30 dias, dados relativos à operação fora da ordem de mérito, em formato de planilhas eletrônicas, com

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o custo dos despachos por segurança energética, explicitando, por submercado, o montante de energia (MWmédio) despachado fora da ordem do mérito e o respectivo custo variável unitário (CVU).

II. Insuficiência dos dados acerca da geração divulgados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), com comprometimento da transparência

156. A CCEE é uma associação civil sem fins lucrativos, responsável pela atividade de comercialização de energia, e está sujeita à regulação e fiscalização da Aneel. A instituição é incumbida da contabilização e liquidação financeira no mercado de curto prazo de energia e, por isso, calcula o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), utilizado para valorar as operações de compra e venda de energia. Além disso, incluem-se em suas atribuições: implantar e divulgar regras e procedimentos de comercialização; gerir os contratos do Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e do Ambiente de Contratação Livre (ACL); efetuar o registro de dados de energia gerada e de energia consumida; realizar leilões de compra e venda de energia no ACR; realizar leilões de Energia de Reserva e efetuar a liquidação financeira dos montantes contratados nesses leilões; e apurar infrações que sejam cometidas pelos agentes do mercado, calculando as respectivas penalidades.

157. No curso da fiscalização, verificou-se que dados de geração de energia e de montantes e características dos contratos não estão sendo disponibilizados adequadamente na internet pela CCEE.

158. Isso porque as informações sobre geração de energia dispostas por aquela Câmara não são médias, mas discretizados em patamares de carga leve, média e pesada, por essa razão, não permitem comparabilidade entre o contratado e o efetivamente gerado. Sem esses dados, é impossível estudar o comportamento das usinas e qual sua real contribuição para o sistema.

159. Além disso, observou-se que apenas dados de 2014 em diante estão disponíveis. Embora a CCEE tenha enviado, com presteza, séries de dados mais antigas solicitadas pelo TCU, tais dados devem ser de domínio público e estar disponibilizados online em bases comparáveis, em formatos/unidades que possibilitem a realização de avaliações, estudos, comparações e fiscalizações.

160. Da mesma forma, verificou-se que os dados de contratos e agentes estão em relatórios no formato PDF e não em planilhas com séries históricas, dificultando sua utilização.

161. Entende-se que as entidades responsáveis devem propiciar a devida divulgação dessas informações, em formatos que possibilitem a execução de estudos e análises. O art. 3º da Lei 12.527/2011, Lei de Acesso à Informação (LAI), endossa referido entendimento, pois estabelece a publicidade como regra geral, além de estabelecer como diretriz a divulgação de informações de interesse público, independentemente de solicitações. É razoável depreender, ainda, que essas informações precisam ser disponibilizadas em formatos que permitam sua efetiva utilização, pois, de modo diverso, a publicidade seria inócua.

162. Observando-se que a função de organizar os dados técnicos relativos ao aproveitamento da energia hidráulica foi atribuída à Aneel pelo inciso XXXIII do art. 4º do Decreto 2.335/1997, propõe-se determinar a essa Agência, com fundamento no art. da LAI, que publique ou faça publicar, no prazo de 30 dias, dados da comercialização de energia elétrica, em formato de planilhas eletrônicas, com as seguintes séries históricas: i) geração mensal em MW médio por usina despachada pelo ONS, por subsistema; ii) geração mensal em MW médio por usina não despachada pelo ONS, por subsistema; iii) garantia física em MW médio com sazonalização mensal por usina (despachadas e não despachadas), por subsistema; iv) insuficiências de lastro de energia, por subsistema; v) MRE mensal, por subsistema; vi) PLD médio mensal, por subsistema; vii) consumo mensal do Ambiente de Contratação Livre (ACL), por subsistema; viii) consumo mensal do

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Ambiente de Contratação Regulada (ACR), por subsistema; ix) número e volume de energia em contratos do ACL (mensal, semestral, anual, 4 anos ou mais); e x) transações mensais de energia em MW médios, por classe, entre vendedores e compradores.

III. Fragilidades no cômputo da carga total do sistema

163. Em agosto de 2016, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) organizaram o workshop ‘Previsão e Acompanhamento da Carga no SIN’ com o objetivo de esclarecer as diferenças nos procedimentos de apuração dos valores de carga e consumo utilizados por essas instituições.

164. Segundo informações da CCEE, essa diferença procedimental foi percebida no início de 2015, após divulgação, no periódico ‘O Valor Econômico’, de matéria constando dados diferentes do crescimento do setor de geração de energia elétrica, com base na carga medida pela CCEE e ONS.

165. Enquanto a CCEE divulgou que a geração do sistema de janeiro de 2014 para janeiro de 2015 crescera 1,1%, o ONS divulgou que o crescimento seria de 2,4% (peça 345, p. 7). Essa divergência alcançou o montante de 2.933 MW médios, em janeiro de 2015 - diferença de aproximadamente 4%, considerando a carga total medida pelo ONS.

166. Os valores de carga são fundamentais para agentes do setor elétrico, utilizados, por exemplo, nos estudos da programação e de planejamento da operação energética do ONS e nos estudos de mercado da CCEE. Como exemplo, tem-se o acompanhamento operativo do Sistema Interligado Nacional (SIN) e consequente influência na formação do preço por meio do Custo Marginal de Operação (CMO). Outrossim, os valores de carga são fundamentais para os agentes do mercado de energia que têm suas posições contratuais liquidadas no âmbito da CCEE, por meio do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), cujo principal elemento de referência é o CMO.

167. Ante tal cenário, as instituições criaram um grupo de trabalho para identificar as razões dessa diferença nos cálculos. Esclareceu-se que o cálculo da carga do ONS e da CCEE são conceitualmente diferentes.

168. A carga computada pelo ONS se refere à ótica global da oferta de geração, ou seja, a geração das usinas que injetam energia nos sistemas de transmissão e distribuição. Desse modo, nas simulações de planejamento da operação do ONS, não se consideram informações diretas de geração de 500 usinas, classificadas como ‘não simuladas’, entre as quais incluem-se usinas de biomassa e pequenas centrais hidrelétricas, pequenas centrais térmicas, além de usinas eólicas e fotovoltaicas conectadas na rede de distribuição, cuja geração é considerada na base da geração elétrica.

169. Nesse caso, o ONS utiliza apenas uma estima[ti]va da geração de energia dessas usinas, por meio da média mensal do histórico de geração líquida nos últimos cinco anos, conforme o disposto nas Resoluções Normativas Aneel 440/2011 e 476/2012. Posteriormente, confrontam-se esses dados com outras informações fornecidas pelos agentes de distribuição (peça 343, p.9).

170. A CCEE, por outro lado, como instituição responsável pela contabilização (faturamento) e liquidação financeira dos contratos de energia, possui informações diretas sobre a energia gerada por essas usinas ‘não simuladas’ pelo Operador, além de informações sobre o consumo de energia elétrica.

171. As instituições afirmam que compartilham periodicamente dados da medição da energia gerada pelas usinas ‘não simuladas’. A defasagem temporal na comunicação entre os agentes é um dos fatores que acarretou em diferença nos cálculos de cada instituição para a carga total do

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sistema, e, conforme afirmado no workshop, esse ponto já foi aprimorado pelo Operador do Sistema.

172. Ao comparar os dados utilizados originalmente pelo ONS com os dados da CCEE, as instituições reavaliaram os valores de carga calculados para os anos de 2014 a 2016, o que implicou a sobre-elevação estrutural do patamar de 3% de carga bruta de energia calculada pelo ONS.

173. A carga de 2014 foi revisada de 65.195 para 67.316 MW médios - acréscimo de 2.121 MW médios. Já a carga de 2015 foi revisada de 64.099 para 65.983 MW médios - um acréscimo de 1.884 MW médios. Por fim, a carga de 2016 foi revisada de 64.573 para 66.645 MW médios - um acréscimo de 2.071 MW médios (peça 350, p. 18).

174. Esses acréscimos repercutiram sobre a carga bruta de todo o sistema, haja vista a informação de carga, além de formar preço da energia no curto prazo, ser utilizada, pelo algoritmo de otimização embutido nos modelos computacionais de planejamento e operação, como referência para o mercado que deve ser atendido.

175. Como resultado dessas diferenças metodológicas e o lapso no tempo de comunicação, o ONS tem executado rotineiramente suas simulações de planejamento e operação - realizada pelos sistemas Newave e Decomp - com informações de geração, carga e consumo de energia inferior às efetivamente realizadas.

176. Dado que essa diferença de carga foi dimensionada em agosto de 2016, o ONS se limitou a revisar os valores de carga para os anos de 2014 a 2016 e recalcular o CMO para o ano de 2016. Esse recálculo implicou em elevação superior a 120% no CMO nos subsistemas Sudeste/Centro Oeste, Sul e Norte e de 108% no subsistema Nordeste. Os valores para o CMO original e revisado são apresentados na Tabela 4.

Tabela 4 - Custo Marginal de Operação médio anual de 2016 (R$/MWh)




Subsistema 

CMO - Carga Original 

CMO - Carga Revisada 

Acréscimo % 

SE/CO 

85,36 

190,50 

123% 


81,08 

180,14 

122% 

NE 

90,88 

189,01 

108% 


85,26 

187,44 

120% 

Fonte: MME (peça 343, p. 10).

177. A conclusão das instituições é que a diferença no cálculo de carga se deve precipuamente à representação e à estimativa de geração das usinas ‘não simuladas’ pelo Operador. Destaca-se que as usinas ‘não simuladas’ são constituídas em grande parte por elementos de geração distribuída, fontes de energia cada vez mais relevantes na matriz elétrica brasileira.

178. Registra-se, ainda, que esta unidade técnica representou, no âmbito do TC-006.113/2014-1, sobre a sujeição do ONS à jurisdição do TCU. Esta Corte de Contas, nos Acórdãos 798/2016-TCUPlenário e 1.407/2016-TCU-Plenário, se pronunciou a favor da sujeição do ONS à jurisdição do TCU por força do art. 70, parágrafo único, da Constituição Federal de 1988 e do art. , inciso I, da Lei 8.443/1992. Essas decisões, no entanto, estão sob efeito suspensivo devido à interposição de recursos de reconsideração previsto no art. 33 da Lei 8.443/1992.

179. Assim, como proposta para a divergência da carga total do sistema, propõe-se determinar que, no prazo de 180 dias, a Aneel reavalie as Resoluções Normativas 440/2011 e 476/2012, uma vez que tal regulação não foi suficiente para a mensuração da carga total do sistema, a qual estava subavaliada em 3,2%, tendo em vista que 500 usinas não despachadas centralizadamente ficaram fora dos modelos computacionais do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) sem que a reguladora tenha percebido, ocasionando revisão na carga dos anos de 2014 a 2016, em média 2.000

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MWmédio, o que trouxe impacto na formação de preço, tendo o Custo Marginal de Operação

médio anual de 2016 aumentado entre 108 e 120%.

CONCLUSÃO

180. Em conformidade com a Portaria-Segecex 27, de 19/10/2009, a Tabela 5 apresenta o

resumo com o grau e respectivo percentual de atendimento das deliberações dos Acórdãos

1.171/2014-TCU-Plenário, 184/2015-TCU-Plenário e 994/2015-TCU-Plenário.

Tabela 5 - Grau de implementação das determinações e recomendações




TEMA 

Deliberação 

Cumprida 

Em
cumprimento 

Tópico da
instrução 

Opções para matriz
energética x
segurança energética
x economicidade x
emissões de gases de
efeito estufa 

9.2.1 Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário ( MME) ,
com redação do item 9.2 dessa decisão dada pelo
item 9.2 e reiterado pelo item 9.3,ambos do
Acórdão 184/2015-TCU-Plenário 

  
I.1 

Confronto entre
opção técnicapor
UHE com
reservatório x fio
d´água 

9.2.2.1 Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário
( MME ), com redação do item 9.2 dessa decisão
dada pelo item 9.2 e reiterado pelo item 9.3,ambos
do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário 

  
I.1 

Política do gás
natural 

9.2.2.2 Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário
( MME) , com redação do item 9.2 dessa decisão
dada pelo item 9.2 e reiterado pelo item 9.3,ambos
do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário
9.2.1.4 Acórdão 1.196/2010-TCU-Plenário ( MME) 

  
I.1 

Compensações
sociais e ambientais
em razão de
expansão do parque
gerador 

9.2.2.3 Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário
( MME) , com redação do item 9.2 dessa decisão
dada pelo item 9.2 e reiterado pelo item 9.3,ambos
do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário 

  
I.1 

Custo do déficit 

9.3.3 Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário ( MME) ,
reiterado pelo item 9.3 do Acórdão 184/2015-TCUPlenário
9.1.2.1 Acórdão 1.196/2010-TCU-Plenário ( Aneel) 
  

I.2 

Garantia física 

9.4 do Acórdão 994/2015-TCU-Plenário ( EPE)
9.3.1 Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário ( MME) ,
reiterado pelo item 9.3 do Acórdão 184/2015-TCUPlenário 
  

I.3 

Repotenciação 

9.3.4 Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário ( MME) ,
com prazo estabelecido pelo item 9.4 do Acórdão
184/2015-TCU-Plenário
9.2.1.5 Acórdão 1.196/2010-TCU-Plenário ( MME) 
  

I.4 

Órgãos responsáveis
por determinarcorte
de carga 

9.2.1 Acórdão 994/2015-TCU-Plenário ( MME) 

  
I.5 

Superação dos
limites de risco de
déficit 

9.2.2 Acórdão 994/2015-TCU-Plenário ( MME) 

  
I.5 

Utilização de
despachos fora da
ordem do mérito no
planejamento 

9.3 Acórdão 994/2015-TCU-Plenário ( EPE) 

  
I.6 

Q uantidade 
  
7 

3 
  

Percentual 
  
70% 

30% 
  

Fonte: elaboração própria.

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181. Este é o sexto monitoramento que se realiza em decorrência da fiscalização sobre segurança energética, iniciada em 2008, que culminou com o Acórdão 1.196/2010-TCU-Plenário. Nesta etapa estavam sob observação dez sub-temas, abrangidos em 14 itens e subitens de acórdãos diversos, dos quais se consideraram 70% cumpridos.

182. Persistem em cumprimento seis itens, que atingem 30 % dos sub-temas.

183. Verificou-se que a não implementação do PDE 2024, face a não licitação da UHE São Luiz do Tapajós neste ano de 2016 e o arquivamento de seu licenciamento ambiental, importará em um acréscimo anual de R$ 774,40 milhões ao ano ao sistema elétrico, considerando sua substituição por uma térmica a gás natural. Além do aspecto econômico, o ambiental também tem impacto, uma vez que tal substituição de fontes gerará um aumento de emissões anuais de gases causadores de efeito estufa de 6,5 M t CO2, o que significa um crescimento de 21% nas emissões totais em relação à configuração de referência.

184. Outro tema tratado e que suscitou uma proposta de determinação à Aneel foi a falta de funcionalidade dos dados históricos publicados pela CCEE acerca da geração e garantia física das usinas, em função do formato em que são divulgados. Identificou-se, também, que apenas dados de 2014 em diante estão disponíveis.

185. Tratou-se também da subavaliação da carga global por parte do ONS. Em 2016, foram identificadas 500 usinas (não despachadas centralizadamente pelo ONS) que não estavam sendo simuladas no modelo computacional do operador (Newave), de modo que a CCEE e ONS trabalhavam com montantes de geração de energia divergentes. Como consequência, foi necessário que em agosto daquele ano fossem corrigidas as cargas dos anos de 2014 a 2016. Dadas as fragilidades identificadas, propôs-se recomendar à Aneel que revisasse sua regulamentação a respeito da mensuração das usinas não despachadas centralizadamente pelo ONS.

186. Por derradeiro, observou-se que despachos fora da ordem do mérito persistem sem que sejam dadas informações de quais usinas estão sendo despachadas nesta condição, razão pela qual, sugeriu-se que a Aneel dê publicidade aos dados acerca desses despachos. Tais despachos importaram, em 2016, cobrança de Encargos de Serviços de Sistema (ESS), por Segurança Energética, na ordem de R$ 3,8 bilhões.

187. Como ainda permaneceram pendências do presente monitoramento e outras questões foram agregadas, e por vislumbrarem-se oportunidades de melhoria, propõe-se a realização de determinações à Aneel, além de se sugerir para que esta unidade técnica realize futuro monitoramento.

PROPOSTA DE ENCAMINHAMENTO

188. Ante o exposto, submetem-se os autos à consideração superior, propondo:

a) considerar cumpridas as seguintes determinações/recomendações:

a.1) subitens 9.2.1, 9.2.2.1, 9.2.2.2 e 9.2.2.3 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, com redação do item 9.2 dessa decisão dada pelo item 9.2 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário, e reiterados pelo item 9.3 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário;

a.2) subitens 9.2.1 e 9.2.2 e item 9.3 do Acórdão 994/2015-TCU-Plenário;

b) considerar em cumprimento as seguintes determinações/recomendações:

b.1) subitens 9.1.2.1, 9.2.1.4 e 9.2.1.5 do Acórdão 1.196/2010-TCU-Plenário;

b.2) subitens 9.3.1 e 9.3.3 Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, ambos reiterado pelo item 9.3 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário;

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b.3) subitem 9.3.4 Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, com prazo estabelecido pelo item 9.4 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário;

b.4) item 9.4 do Acórdão 994/2015-TCU-Plenário;

c) determinar à Aneel, nos termos do inciso II do art. 250 do Regimento Interno do TCU que:

c.1) no prazo de 180 dias, reavalie as Resoluções Normativas Aneel 440/2011 e 476/2012, uma vez que tal regulação não foi suficiente para a mensuração da geração do sistema (carga global), a qual estava subavaliada em 3,2%, tendo em vista que 500 usinas não despachadas centralizadamente ficaram fora dos modelos computacionais (Newave) do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), sem que a reguladora tenha percebido, ocasionando revisão na carga dos anos de 2014 a 2016, em médio 2.000 MWmédio, o que trouxe impacto na formação de preço, tendo o Custo Marginal de Operação médio anual de 2016 aumentado entre 108 e120%.

c.2) com base no art. 3º da LAI c/c o inciso XXXIII do art. do Decreto 2.335/1997, publique ou faça publicar, no prazo de 30 dias, dados:

c.2.1) relativos à operação fora da ordem de mérito, em formato de planilhas eletrônicas, com o custo dos despachos por segurança energética, explicitando, por submercado, o montante de energia (MWmédio) despachado fora da ordem do mérito e o respectivo custo variável unitário (CVU);

c.2.2) da comercialização de energia elétrica, em formato de planilhas eletrônicas, com as seguintes séries históricas: i) geração mensal em MW médio por usina despachada pelo ONS, por subsistema; ii) geração mensal em MW médio por usina não despachada pelo ONS, por subsistema; iii) garantia física em MW médio com sazonalização mensal por usina (despachadas e não despachadas), por subsistema; iv) insuficiências de lastro de energia, por subsistema; v) MRE mensal, por subsistema; vi) PLD médio mensal, por subsistema; vii) consumo mensal do Ambiente de Contratação Livre (ACL), por subsistema; viii) consumo mensal do Ambiente de Contratação Regulada (ACR), por subsistema; ix) número e volume de energia em contratos do ACL (mensal, semestral, anual, 4 anos ou mais); e x) transações mensais de energia em MW médios, por classe, entre vendedores e compradores;

d) dar ciência às Comissões de Serviços de Infraestrutura (CI), de Assuntos Econômicos (CAE) e de Meio Ambiente, Defesa do Consumidor e Fiscalização e Controle (CMA) do Senado Federal, às Comissões de Minas e Energia (CME) e de Defesa do Consumidor (CDC) da Câmara dos Deputados, e à 3ª Câmara de Coordenação e Revisão do Ministério Público Federal (Consumidor e Ordem Econômica) de que, caso se configure, a substituição da oferta de energia no SIN representada pela UHE São Luiz do Tapajós e pelo tronco de interligação Tapajós-Sudeste por uma usina termelétrica em ciclo combinado a gás natural resultará em repasses tarifários adicionais para o consumidor de energia da ordem de R$ 774,4 milhões anuais, o que perfaz R$ 23 bilhões ao longo da concessão, além de ocasionar emissões emissões anuais adicionais de gases causadores de efeito estufa da ordem de 6,5 M t CO2, o que significa um crescimento de 21% nas emissões totais em relação à configuração de referência somente com a UHE São Luiz do Tapajós.

e) restituir os autos à SeinfraElétrica para que sejam, oportunamente, monitorados os itens em implementação, bem como as determinações resultantes da apreciação dos presentes autos. ”.

2. Adiante transcrevo a instrução à peça 399, a qual retificou algumas das propostas constantes da instrução da peça 366:

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“I. INTRODUÇÃO

Trata-se de monitoramento de deliberações deste Tribunal decorrentes de um conjunto de fiscalizações, iniciadas em 2008, versando sobre o tema segurança energética (TC-021.247/2008-5). Nessa assentada, examina-se a manifestação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) acerca das propostas de determinações lançadas na instrução precedente (peça 366), conforme determinado pelo Relator em Despacho à peça 377.

2. Ademais, em adição ao exame realizado na instrução precedente, traz-se agora por oportuno, a avaliação acerca dos impactos da repactuação, ocorrida em 2015, do mecanismo instituído para compensação dos efeitos da substituição da geração das usinas hidrelétricas pelas usinas termelétricas fora da ordem de mérito, o GSF (Generation Scalling Factor).

3. Por fim, na presente instrução, registrou-se, ainda, complementação de proposta de encaminhamento relativo à temática garantia física.

II. EXAME TÉCNICO

4. Na instrução precedente, ao monitorar o cumprimento de deliberações prolatadas no âmbito dos Acórdãos 1.196/2010, 1.171/2014, 184/2015 e 994/2015, todos do Plenário, a SeinfraElétrica propôs determinações à Aneel constantes do item c da proposta de encaminhamento da mencionada instrução (peça 366, p. 26-27)

5. Ato contínuo, o Ministro-Relator determinou à SeinfraElétrica, via Despacho (peça 377), oportunizar à Aneel manifestação acerca das questões contidas na instrução dessa SeinfraElétrica que digam respeito às atribuições da mencionada agência reguladora, bem como a análise de tais argumentos com parecer conclusivo sobre a manutenção ou alteração das propostas de determinações lançadas à Aneel na instrução precedente.

6. Instada a se manifestar (peça 378), a Aneel encaminhou suas considerações (peça 382), contestando, na essência, as propostas de determinações a ela dirigidas, as quais passam a se examinar.

II.1 Proposta de determinação relacionada à necessidade de reavaliação das Resoluções Normativas Aneel 440/2011 e 476/2012

7. Na instrução precedente, a SeinfraElétrica ao avaliar os motivos que levaram ao erro no computo da carga das usinas não despachadas centralizadamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), identificou como causa de tal problema falhas nas Resoluções Aneel 440/2011 e 476/2012, levando à seguinte proposta de determinação:

c) determinar à Aneel, nos termos do inciso II do art. 250 do Regimento Interno do TCU que:

c.1) no prazo de 180 dias, reavalie as Resoluções Normativas Aneel 440/2011 e 476/2012, uma vez que tal regulação não foi suficiente para a mensuração da geração do sistema (carga global), a qual estava subavaliada em 3,2%, tendo em vista que 500 usinas não despachadas centralizadamente ficaram fora dos modelos computacionais (Newave) do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), sem que a reguladora tenha percebido, ocasionando revisão na carga dos anos de 2014 a 2016, em médio 2.000 MWmédio, o que trouxe impacto na formação de preço, tendo o Custo Marginal de Operação médio anual de 2016 aumentado entre 108 e120% (peça 366, p. 27).

Manifestação da Aneel

8. Inicialmente, a agência destaca, em suas considerações à peça 382, que a Resolução Normativa Aneel 476/2012 apenas altera a Resolução Normativa Aneel 440/2011.

9. Alega que a diferença na carga apurada, calculada pelo ONS e pela CCEE, decorre parcialmente da defasagem temporal da comunicação entre esses agentes.

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10. Argumenta que a RN-Aneel 440/2011 trata da representação das usinas não simuladas individualmente para utilização nos modelos computacionais de planejamento e formação de preços, e não da carga do sistema.

11. Pondera assim que a propugnada revisão da Resolução Normativa 440/2011 em nada contribuirá para a resolução do problema aventado pela SeinfraElétrica, uma vez que a falha não está na forma de apurar o valor de geração das usinas não simuladas individualmente, mas sim na forma de apuração do valor da carga, o que já foi objeto de endereçamento nos Procedimentos de Rede.

12. Argui que o problema de fato, portanto, está na análise do intervalo temporal dos dados de carga do sistema (exógenos à Resolução Normativa 440/2011), o que foi adequadamente corrigido a partir da melhoria dos processos de disponibilização de dados entre a CCEE e o ONS, regulados nos Procedimentos de Rede.

13. Afirma, por fim, que a mencionada resolução já está na pauta da agenda regulatória para aprimoramentos, embora entenda que não seja a sede dos problemas verificados, e que o próprio ONS encaminhou carta ponderando a necessidade de aperfeiçoamento da sistemática imposta na resolução.

Análise

14. De pronto, pondera-se que mais recentemente, em maio de 2017, mesmo com o compartilhamento de dados entre a CCEE e o ONS adotado em resposta à grande diferença que vinha sendo apurada na carga, ainda houve uma diferença de 400 MWmédio a mais na apuração dos valores de geração de um grupo de oito usinas considerado no planejamento de oferta e carga pelo ONS.

15. O problema foi levantado pelo ONS, por meio de carta enviada à Aneel em 25/4/2017 (peça 384), conforme ventilado pela agência em sua manifestação.

16. O ONS propôs a alteração das regras relativas à consideração das usinas não simuladas individualmente no Programa Mensal de Operação (PMO) para compatibilizar o regulamento da Aneel com os Procedimentos de Rede. A Aneel, porém, não concordou com a proposta de alterar a Resolução Normativa 440/2011 e enviou uma série de questionamentos ao ONS (peça 387, p. 2), quais sejam:

a) quais as vantagens e desvantagens de realizar a compatibilização dos dados pelo lado da oferta (revisão da Resolução Normativa 440/2011);

b) quais as vantagens e desvantagens de realizar a compatibilização dos dados pelo lado da carga global;

c) indicar o dispositivo dos Procedimentos de Rede, relacionado ao processo de previsão da carga global, que não permite o ajuste necessário à compatibilização necessária;

d) explicar o motivo de a sugestão de aprimoramento da incompatibilidade ter sido encaminhada somente agora, considerando que sua identificação ocorreu em dezembro de 2016; e

e) explicitar a origem dos dados de medição bruta para cada uma das usinas listadas em sua correspondência.

17. A respostas a tais indagações foram elaboradas pelo ONS e pela CCEE (peça 386).

18. Essa divergência, demonstrada nas correspondências, deixa explícito que existe inconsistência entre os valores utilizados para a definição da oferta e da carga global; resta saber, porém, se decorre da representação dos dados no planejamento da operação ou na compatibilização entre a Resolução Normativa 440/2011 e os procedimentos do ONS (peça 385, p. 2).

19. Se por um lado o ONS acha que a mudança deve ser na Resolução Normativa Aneel 440/2011, a Aneel, por outro, afirma que a eventual representação errônea dos dados de carga nos modelos computacionais não decorre do cálculo de geração definido na Resolução Normativa Aneel

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440/2011, mas de falhas ‘devidamente endereçadas nos Procedimentos de Rede aprovados pela Aneel, na apuração do valor da carga líquida (demanda real de energia descontada a geração própria) do Sistema’ (peça 382, p. 3).

20. Enfatiza a Aneel que a revisão da Resolução Normativa 440/2011 em nada contribuirá para a resolução do problema, uma vez que a falha não está na forma de apurar o valor de geração das usinas não simuladas individualmente, mas ‘sim na forma de apuração do valor da carga, o que já foi objeto de endereçamento nos Procedimentos de Rede’ (peça 382, p. 3).

21. Diferentemente do que informa o ONS, para a Aneel, o problema ‘está na análise do intervalo temporal dos dados de carga do sistema (exógenos à Resolução Normativa 440/2011), o que foi adequadamente corrigido a partir da melhoria dos processos de disponibilização de dados entre CCEE e ONS, regulados nos Procedimentos de Rede’ (peça 382, p. 3).

22. Em que pese a Aneel argumentar não ser a Resolução Normativa 440/2011 a origem dos problemas, a agência indica que essa norma ‘deve ser revisitada em futuro próximo’. A Aneel menciona também a Carta ONS-01471300/2017, de 25/4/2017, na qual o ONS afirma que há necessidade de aperfeiçoamento da Resolução Normativa 440/2011, mas a Aneel diz que tal correspondência ‘ainda não foi objeto de análise pormenorizada, por ser documento recente. A motivação do ONS para propor tal aperfeiçoamento abrange somente 8 usinas do total de 1.298 usinas abarcadas pela norma’ (peça 382, p.4 e peça 384).

23. Como se observa no relato, há uma divergência entre os entes. Embora a Aneel minimize registrando que são apenas 8 usinas, elas representam 400 MWmédio, o que não é desprezível e pode afetar o PLD e impactar a bandeira tarifária.

24. Do ponto de vista do controle externo, persiste a dúvida, pois, se todas as normas regulatórias e procedimentos de rede estão sendo respeitados, qual a razão da inconsistência entre a carga e a oferta, mesmo depois de compartilhar dados entre a CCEE e o ONS, o que não ocorria até 2016? Essa questão é regulatória, cabendo a Aneel decifrar se a divergência entre a carga e a oferta decorre da representação dos dados no planejamento da operação ou na compatibilização entre a Resolução Normativa 440/2011 e os procedimentos do ONS.

25. Assim, propõe-se retificar a determinação no item c.1 da instrução precedente para os seguintes termos: determinar a Aneel que, no prazo de 180 dias, em conjunto com o ONS e a CCEE, adotem as medidas necessárias, a exemplo da representação dos dados no planejamento da operação, bem como da eventual necessidade de compatibilização entre a Resolução Normativa 440/2011 e os Procedimentos de Rede do ONS, para sanar a incompatibilidade entre a carga prevista e a carga total do sistema que, entre 2014 a 2016, apresentou diferença de 2.000 MW Médios com impactos significativos no Custo Marginal de Operação, e ainda que, mesmo após mudança nos procedimentos de rede recentes, apresentou em maio/2017 divergência de 400 MWmédio entre a carga projetada e a carga total do sistema.

26. Importa pontuar que a determinação em comento não tem o fim de dizer como será realizado especificamente a correção do grave problema, não adentrando assim na discricionariedade técnica da Aneel em avaliar quais as medidas necessárias para sanar a inconsistência posta, embora haja evidência de que é originária da incompatibilidade entre a Resolução Normativa 440/2011 e os Procedimentos de Rede.

II.2 Propostas de determinações relacionadas à publicidade dos dados

27. Na instrução precedente, o exame acerca do monitoramento da determinação constante do item 9.3 do Acórdão 994/2015-TCU-Plenário (item I.6 da instrução) e a análise sobre a insuficiência dos dados acerca divulgados pela CCEE (item II da instrução) conduziu à proposta de determinar à Aneel que:

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c.2) com base no art. 3º da LAI c/c o inciso XXXIII do art. do Decreto 2.335/1997, publique ou faça publicar, no prazo de 30 dias, dados:

c.2.1) relativos à operação fora da ordem de mérito, em formato de planilhas eletrônicas, com o custo dos despachos por segurança energética, explicitando, por submercado, o montante de energia (MWmédio) despachado fora da ordem do mérito e o respectivo custo variável unitário (CVU).

c.2.2) da comercialização de energia elétrica, em formato de planilhas eletrônicas, com as seguintes séries históricas: i) geração mensal em MW médio por usina despachada pelo ONS, por subsistema; ii) geração mensal em MW médio por usina não despachada pelo ONS, por subsistema ; iii) garantia física em MW médio com sazonalização mensal por usina (despachadas e não despachadas), por subsistema; iv) insuficiências de lastro de energia, por subsistema; v) MRE mensal, por subsistema; vi) PLD médio mensal, por subsistema; vii) consumo mensal do Ambiente de Contratação Livre (ACL), por subsistema; viii) consumo mensal do Ambiente de Contratação Regulada (ACR), por subsistema; ix) número e volume de energia em contratos do ACL (mensal, semestral, anual, 4 anos ou mais); e x) transações mensais de energia em MW médios, por classe, entre vendedores e compradores (peça 366, p. 27-28).

Manifestação da Aneel

28. Inicialmente, a Aneel, afirma que o art. 13, inciso III, do Decreto 7.724/2012 dispensa o acesso à informação que exija ‘trabalhos adicionais de análise, interpretação ou consolidação de dados e informações, ou serviço de produção ou tratamento de dados que não seja de competência do órgão ou entidade’ (peça 382, p. 4).

29. Nesse sentido, argumenta a agência que seria incabível ao Tribunal exigir a publicidade dos dados em formato específico, conforme solicitado, por exemplo, na proposta de determinação do item c.2.1.

30. Informa que a CCEE pública relatórios mensais em formato de planilha eletrônica contendo todos os dados relacionados aos Encargos setoriais, inclusive relativos à operação fora da ordem de mérito (Relatório InfoMercado Dados Gerais) e informações sobre qual usina e agente recebeu encargo por segurança energética (Relatório InfoMercado Dados Individuais). Para cada relatório, a Aneel informa o link de acesso.

31. Arremata, dentro dessa perspectiva, que os dados requeridos na proposta da SeinfraElétrica já existem nos mencionados relatórios, mas em formato e tabulação distinta da requerida.

32. Traz vários exemplos de informações alinhadas às que foram lançadas pela SeinfraElétrica na instrução precedente que, segundo a Aneel, podem ser obtidas por meio dos relatórios supracitados.

33. Especificamente quanto ao PLD, afirma que quanto aos dados constantes do infoPLD (relatório produzido pela CCEE), aquele relatório traz uma série de informações suficientes, com nível de discretização acima do proposto pela unidade técnica.

34. Dessa feita, a Aneel requer que a proposta de determinação constante da instrução da unidade técnica não prospere.

Análise

35. Os relatórios indicados pela Aneel (peça 382, p. 4-7) mostram os despachos e a geração das usinas, contudo sem identificar quais desses referem-se a despachos fora da ordem do mérito. Durante o monitoramento, para se obter esses dados, fez-se necessária solicitação direta ao ONS cuja resposta se deu por meio de planilha eletrônica elaborada por aquela instituição com dados que não se encontram disponíveis no site (peça 358).

36. Ressalte-se que a transparência é imprescindível não somente do ponto de vista do controle e/ou dos agentes setoriais, mas deve estar ao alcance de instituições de defesa do consumidor, da academia e, inclusive, do cidadão que pretenda estudar o setor elétrico. Por exemplo, para cotejar o

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Custo Marginal de Operação que o modelo Newave produziu com a operação real é necessário que esses dados estejam disponíveis. A operação real, no entanto, só se conhece se o ONS publicizar qual o Custo Variável Unitário da usina mais cara despachada fora da ordem. Sem tal elemento é impossível realizar qualquer análise para aferir o real custo da operação.

37. Registra-se a relevância de tais despachos, que importaram em cobrança de Encargo de Serviços de Sistema, por Segurança Energética, na ordem de R$ 3,8 bilhões no ano de 2016 (peça 364), sem transparência necessária acerca de quais usinas foram chamadas a operar que perfizeram esse montante de encargo.

38. Quanto ao formato, não se pretende onerar a agência ou definir como esta deve fazer, mas somente pontuar a necessidade de que estes dados sejam publicados em formatos adequados para permitir processamentos e comparações pertinentes por quaisquer interessados na temática.

39. Ante tal falta de informação, propõe-se retificar a determinação no item c.2.1 da instrução precedente para os seguintes termos: determinar à Aneel, com base no art. 3º da LAI c/c o inciso XXXIII do art. do Decreto 2.335/1997, que publique ou faça publicar, no prazo de 90 dias, dados relativos à operação fora da ordem de mérito, em formato compatível com planilhas eletrônicas, com o custo dos despachos por segurança energética, explicitando, por submercado, o montante de energia (MWmédio) despachado fora da ordem do mérito e o respectivo custo variável unitário (CVU).

40. Quanto aos dados sobre a comercialização de energia e a operação do sistema, o nível de discretização apresenta-se como uma barreira para comparações mais amplas e sistêmicas, por exemplo, em que pese haver a separação da geração por patamares, em avaliações sistêmicas são necessários dados na métrica em MWmédio para se confrontar com a garantia física em MWmédio. Transformar os três patamares em média não é trivial, como sugere a Aneel. Os demais dados que se solicita, assiste razão à Aneel quando afirma que estão disponíveis no site da CCEE, contudo, não são séries históricas e estão em PDF.

41. O fato de estarem em PDF obriga a qualquer interessado em avaliar o setor a realizar semanalmente levantamento de dados e copiá-los manualmente. Novamente, não se pretende onerar a agência ou definir como esta deve fazer, mas somente pontuar a necessidade de que estes dados sejam publicados em formatos adequados para permitir processamentos e comparações pertinentes por quaisquer interessados na temática.

42. Assim, entende-se que as entidades responsáveis devem propiciar a devida divulgação dessas informações, em formatos que possibilitem a execução de estudos e análises. O art. 3º da Lei 12.527/2011, Lei de Acesso à Informação (LAI), endossa referido entendimento, pois estabelece a publicidade como regra geral, além de estabelecer como diretriz a divulgação de informações de interesse público, independentemente de solicitações.

43. Observando-se que a função de organizar os dados técnicos relativos ao aproveitamento da energia hidráulica foi atribuída à Aneel pelo inciso XXXIII do art. 4º do Decreto 2.335/1997, propõe-se retificar a determinação no item c.2.2 da instrução precedente para os seguintes termos: determinar a essa agência, com fundamento no art. 3º da LAI, que publique ou faça publicar, no prazo de 90 dias, dados, em formato compatível com planilhas eletrônicas, agregados de sorte a possibilitar acompanhamento mais sistêmico do setor, incluindo, por exemplo, as seguintes séries históricas: i) geração mensal em MWmédio por usina despachada pelo ONS, por subsistema; ii) geração mensal em MWmédio por usina não despachada pelo ONS, por subsistema; iii) garantia física em MWmédio com sazonalização mensal por usina (despachadas e não despachadas), por subsistema; iv) insuficiências de lastro de energia, por subsistema; v) MRE mensal, por subsistema; vi) PLD médio mensal, por subsistema; vii) consumo mensal do Ambiente de Contratação Livre (ACL), por subsistema; viii) consumo mensal do Ambiente de Contratação Regulada (ACR), por

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subsistema; ix) número e volume de energia em contratos do ACL (mensal, semestral, anual, 4 anos ou mais); e x) transações mensais de energia em MWmédio, por classe, entre vendedores e compradores.

II.3. O Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) e a repactuação do Generation Scalling Factor (GSF) ocorrida em dezembro de 2015

44. Embora o exame, em específico, do MRE e da repactuação do GSF não tenha sido objeto de determinação do Despacho último do Relator, aproveita-se a oportunidade de complementar o exame levado à instrução precedente (peça 366) com a análise que se segue, dada a importância do tema em termos de segurança energética, seu potencial impacto para o sistema, em especial, o custo para o consumidor, e em razão de ser responsável pela paralização parcial do processo de liquidação no mercado de curto prazo.

45. O risco hidrológico, ou seja, o risco de a geração do conjunto das hidrelétricas participantes do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) não atingir a soma das garantias físicas, era risco do gerador. Essa era uma premissa básica do sistema. Contudo, em dezembro de 2015, parte desse risco foi repactuado e o consumidor passou a arcar com mais esse encargo na tarifa, por meio da Bandeira Tarifária. De 2015 até março de 2017, o consumidor já pagou R$ 18,47 bilhões por esta rubrica.

46. O MRE é um sistema criado para compartilhamento de riscos hidrológicos em que que se realoca energia entre todas as usinas hidrelétricas sujeitas ao modelo de despacho centralizado, transferindo o excedente das que geraram além de suas garantias físicas para as que geraram abaixo, ou seja, distribuindo os saldos positivos acima das garantias físicas porventura alcançados pelo conjunto das usinas que o integram.

47. É preciso enfatizar que, embora se alardeie que na geração de energia há competição via mercado, de fato, é um monopólio natural, sendo o ONS o operador monopolista que busca otimizar o sistema com a capacidade instalada existente, que é constituída de diversas fontes de geração de energia.

48. Repise-se, a garantia física corresponde à máxima energia que pode ser fornecida segundo um dado critério de confiabilidade de suprimento (carga crítica), levando em consideração questões de manutenção de ativos e alternância de afluência. Assim, a garantia física é importante, dentro do MRE, para o rateio da comercialização de energia via contratos entre todos os empreendimentos de geração hidrelétrica do sistema.

49. Para verificar a quantidade de energia produzida em relação à garantia física das usinas pertencentes ao MRE, foi criado o Fator de Ajuste da Garantia Física, ou Generation Scaling Factor (GSF). Ele mede a geração hidráulica em relação à garantia física, cujo cálculo é feito mensalmente pela CCEE, conforme equação (1).

equação (1)

50. Se o resultado da equação for inferior a ‘1’, as usinas hidrelétricas estão gerando abaixo de suas garantias físicas. Com isso, as usinas precisam comprar energia no curto prazo, valorada ao PLD, para honrar seus contratos de fornecimento de energia.

51. A partir de 2012, o nível dos reservatórios começou a sofrer redução, afetando a geração das usinas hidrelétricas.

52. Em janeiro de 2013, o GSF atingiu o patamar de 0,75. Ou seja, a geração hidráulica ficou 25% abaixo da soma de toda a garantia física dos empreendimentos participantes do MRE.

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53. Em 2014, o problema se manteve com a falta de chuvas para recomposição dos reservatórios. A produção das usinas hidrelétricas ficou abaixo da garantia física até o fevereiro de 2015.

54. Em períodos de estiagem, o ONS determina que o nível dos reservatórios seja preservado, elevando a produção de energia por meio das termelétricas.

55. Até então, o GSF sempre era positivo. Dados de geração das hidráulicas publicados pela CCEE mostram que de 2009 a 2012 as hidráulicas geraram 197 TWh acima de sua garantia física (peça 397). Nunca houve reivindicação sobre mudança de regra, pois o risco era do gerador e havia mais geração hídrica, e muitos agentes obtiveram ganhos financeiros.

56. Ocorre que, em 2015, a Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia (Apine) e a Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica (Abrage) solicitaram à Aneel compensação dos consumidores pelas perdas financeiras incorridas pelas geradoras hídricas.

57. Em linhas gerais, as associações alegaram que, além da hidrologia desfavorável, um conjunto de fatores imprevisíveis reduziu a geração hídrica, entre os quais se destacam a geração térmica fora da ordem de mérito e a geração da energia de reserva. Sob a perspectiva alegada, a geração hídrica foi deslocada por outras fontes por fatores extraordinários, incapazes de serem precificados pelos agentes, afetando o equilíbrio contratual estabelecido e, consequentemente, ensejando compensação pelos danos causados.

58. A Aneel abriu a Audiência Pública 032/2015 para discutir o tema. A Nota Técnica 038/2015-SRG-Aneel, 19/5/2015, avaliou que os prejuízos enfrentados pelas geradoras decorreram da concretização ordinária do risco hidrológico e não da manifestação de um risco impossível de ser precificado ou da extrapolação do risco por medidas extraordinárias e intervencionistas. Portanto, as geradoras não teriam direito a compensação financeira pelas perdas enfrentadas (peça 392).

59. Assim, na primeira fase da audiência pública, que teve quatro fases, a Aneel alegou que a geração fora da ordem de mérito está prevista oficialmente e que a maior geração de energia de reserva decorre das transformações naturais da matriz ao longo do tempo, que não afetaram historicamente o GSF (peça 392, p. 6-7).

60. A Aneel argumentou que as geradoras deveriam estar preparadas para cenários mais extremos, com PLD mais elevado, e que estas possuem diversos mecanismos capazes de mitigar a exposição ao risco hidrológico. Entre esses mecanismos, a Aneel destacou a possibilidade de sazonalização da garantia física, que pode ser redistribuída ao longo do ano a critério das usinas, impactando a liquidação no mercado e a própria possibilidade de manter uma fração da garantia física descontratada, como forma de hedge comercial, o que reduz os ganhos com a liquidação da energia secundária (sobra), mas ameniza as perdas com o ajuste do MRE (peça 392, p. 10).

61. Para a Aneel, não havia possibilidade legal para que os consumidores de energia assumissem o risco hidrológico coberto pelo MRE. Do ponto de vista regulatório, esse repasse aos consumidores só poderia ocorrer caso a matriz de risco de todos os contratos de compra e venda fosse repactuada, tornando os contratos por quantidade em contratos por disponibilidade (peça 392, p. 29). Ou seja, a proposta ensejaria quebra de contratos e repactuação de preços, dado o novo risco, contrariando ainda as condições editalícias dos leilões dos empreendimentos hidrelétricos por disponibilidade (peça 392, p. 29).

62. Em que pese essa posição dos técnicos da SRG da Aneel, após a análise das contribuições da Audiência Pública 032/2015, a Diretoria da Aneel identificou oportunidade e conveniência para repactuação do risco hidrológico suportado pelas geradoras hídricas.

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63. A Nota Técnica 238/2015-SRM-SRG/Aneel, de 29/10/2015, apresentou o detalhamento dos critérios para anuência e as demais condições de repactuação do risco hidrológico, contendo, em seus anexos, os termos de repactuação no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e no Ambiente de Contratação Livre (ACL), o contrato de adesão da opção pela venda de energia no ACR e o relatório de análise de contribuições referente às quatro fases da Audiência Pública 032/2015 (peça 394).

64. A Diretoria então homologou a Resolução Normativa 684, em 11/12/2015, que estabeleceu os critérios para anuência e as demais condições para repactuação do risco hidrológico de geração hidrelétrica por agentes participantes do MRE (peça 393).

65. Ato contínuo, foi publicada a Medida Provisória 688/2015 autorizando a repactuação do risco suportado pelas geradoras hidrelétricas nos contratos firmados no mercado regulado e não regulado (livre e autoprodução).

66. A medida provisória condicionou a repactuação à anuência da Aneel. A renegociação foi retroativa a janeiro de 2015, o que implicou vincular a compensação das perdas financeiras, calculadas pela Aneel, à repactuação dos riscos assumidos. Com isso, os consumidores passaram a suportar a exposição ao risco hidrológico, que, até então, era arcado exclusivamente pelo gerador.

67. A MP 688/2015, transformada na Lei 13.203, de 8/12/2015, tratou não apenas da repactuação do risco hidrológico das geradoras, mas instituiu a cobrança do bônus de outorga em leilões no segmento de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.

68. Na ocasião, existiam mais de cem liminares na Justiça que impediam a liquidação no mercado de curto prazo no âmbito da CCEE em razão do risco hidrológico, que, somente em 2015, atingiu o montante de R$ 15 bilhões.

69. Considerando os dispositivos da Lei 13.203/2015, as geradoras pagam um prêmio pelo ‘seguro contratado’ para proteção do risco hidrológico, que corresponde à contrapartida dos consumidores. Para a energia contratada no mercado regulado, o prêmio é depositado na Conta Bandeiras Tarifárias, gerida pela CCEE.

70. Para ressarcir as perdas de 2015, o pagamento do prêmio foi postergado até que o montante credor esteja coberto. Caso o prazo do contrato vigente seja insuficiente para ressarcimento das perdas registradas naquele ano, as outorgas de venda podem ser estendidas, por no máximo quinze anos. Para a energia contratada no mercado não regulado, o prêmio é depositado na Conta Energia de Reserva, também gerida pela CCEE, o que corresponde à contratação de energia de reserva existente, hoje arcada por todos os consumidores.

71. Para a repactuação dos contratos no mercado regulado, a Aneel estabelece que o risco a ser repactuado deve se referir à exposição ao mercado de curto prazo que desconsidere as estratégias de sazonalização dos agentes, ou seja, distribuindo a garantia física em mesma proporção ao longo dos meses (sazonalização flat) (peça 394, p.36).

72. A proposta da Aneel estabeleceu três classes distintas de produtos. Na classe de produtos ‘P’, as geradoras permanecem com o risco de redução da garantia física, escolhem a proteção desejada ao risco hidrológico e mantém a propriedade da energia assegurada (ou seja, cabem ao gerador os saldos da liquidação de eventuais sobras de energia). Na classe ‘SP’, as geradoras também ficam com risco de redução da garantia física e escolhem o grau de proteção ao risco hidrológico, mas abrem mão da energia secundária, beneficiando os consumidores. A classe ‘SPR’ é constituída por um único produto no qual as geradoras se protegem integralmente de qualquer efeito da exposição ao risco hidrológico e da possibilidade de revisão da garantia física, mediante o pagamento de um prêmio equivalente à redução de 10% do preço do contrato (peça 394, p. 23).

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73. Em que pese todas essas condições de negociações, muitas usinas não aderiram à repactuação. Preferiram insistir no Judiciário, já que suas ações são, até o momento, exitosas. Em razão dessas ações, a liquidação dos contratos na CCEE está quase paralisada. Até fevereiro de 2017, a inadimplência atingia R$ 1,6 bilhão. A CCEE prevê que até dezembro de 2017 essa cifra alcançará R$ 13 bilhões (peça 383, p. 23).

74. No que diz respeito aos que aderiram, já foram pagos pelos consumidores R$ 18,47 bilhões de 2015 até março de 2017.

75. Uma das ações das usinas que obtiveram êxito no Judiciário (peça 398, p. 25), em caráter liminar, tem como principal argumento uma análise desta unidade técnica realizada no âmbito dos monitoramentos desse TMS (TC-012.949/2013-2 - peça 395, p. 29). Trata-se de detalhamento acerca do despacho fora de ordem do mérito e reflexos sobre o Custo Marginal de Operação e Preço da Liquidação da Diferença. Todavia, o trecho da análise mencionada foi utilizado fora do contexto. Aquele mesmo relatório de fiscalização, questionava a superavaliação das garantias físicas. Ou seja, se por um lado a produção de energia a partir das hidrelétricas é afetada pelos despachos fora da ordem de mérito, por outro, essas UHE comercializam energia que nunca produziram.

76. Como já dito, até abril de 2017, os consumidores arcaram com R$ 18,47 bilhões, porém, o déficit de geração hídrica deve custar R$ 39,7 bilhões até o final de 2017, segundo projeções da CCEE, que calcula um GSF médio de 80,8%. Isso significa que as hidrelétricas muito provavelmente só poderão gerar esse percentual de suas garantias físicas. Portanto, a Conta Bandeiras Tarifárias deve se elevar.

77. Saliente-se que se trata de mercado monopolista em que alguns agentes de geração podem trazer riscos sistêmicos para todos os agentes participantes da CCEE. Justamente por esse poder, cabe cautela na atribuição de riscos para os consumidores, de sorte a evitar que estes arquem com riscos desproporcionais, principalmente considerando os contratos de concessão em vigor.

78. Quanto ao MRE, as mudanças da matriz de geração de energia elétrica nos últimos anos têm trazido distorções para o setor, tendo em vista a forte participação das termelétricas, a ausência de reservatórios nos projetos estruturantes e a introdução das fontes renováveis e intermitentes, em especial, usinas eólicas e solares. O MRE, ou seja, o compartilhamento do risco hidrológico, da forma como foi concebido, fazia sentido porque a geração hídrica representava 95% da matriz elétrica instalada, e hoje atinge 68%. Há que se pensar uma nova diretriz para esta realidade diversa do ano de 1998, quando foi concebido o MRE.

79. Feito esse histórico, resta mencionar que a Aneel e a CCEE informaram que está em construção uma solução de contorno para uma nova renegociação do GSF, tendo em vista que o mercado ficará iliquidável ante tamanha inadimplência.

80. Qualquer que seja a solução, considerando que está em curso uma nova renegociação que, segundo projeções da CCEE, alcançará, até o final de 2017, a monta de R$ 39,7 bilhões, há que se recomendar ao MME que, em homenagem ao equilíbrio entre os princípios da regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação e modicidade das tarifas , elencados no art. , § 1º, da Lei 8987/1995, ao tratar da nova repactuação do GSF, no âmbito das Bandeiras Tarifárias, tenha em conta a proporcionalidade da assunção de riscos pelo consumidor em um contexto de mercado monopolista, bem como considere a capacidade contributiva do consumidor, uma vez que de 2015 até março de 2017 o consumidor já arcou com R$ 18,47 bilhões face a primeira repactuação do GSF.

81. Quanto ao MRE, dadas as suas inconsistências, propõe-se recomendar que o MME reavalie esse mecanismo no que se refere à sua compatibilidade técnica frente às mudanças ocorridas nos últimos anos na matriz de geração de energia elétrica.

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II.4. Garantia física

82. Por fim, aproveita-se a oportunidade para propor uma determinação adicional decorrente do exame da questão da garantia física, lançada no item I.3 do relatório precedente (peça 366, p. 1215).

83. Avaliou-se naquele caso que as garantias físicas das usinas hidrelétricas foram atualizadas por meio de cinco parâmetros econômicos: (i) Mecanismo de Aversão ao Risco (CVaR); (ii) custo do déficit; (iii) configuração hidrotérmica de referência; (iv) uso da topologia de Reservatórios Equivalentes de Energia (REE) de janeiro de 2016; e (v) Custo Marginal de Expansão (CME) (peça 335, p. 2-3).

84. Com essa nova parametrização, apurou-se uma redução de 1.317,1 MWmédio, equivalente a 2,3% da energia disponível no Sistema Interligado Nacional (SIN). Assim, o SIN passará formalmente a contar com 56.285,98 MWmédio em 2018, ante os 57.603,08 MWmédio admitidos como existentes no sistema atualmente (peça 390, p. 35).

85. Todavia, pondera-se que as medidas adotadas no sentido de rever as garantias físicas não contemplaram aspectos físicos importantes como: (i) uso consultivo da água dos reservatórios; (ii) produtibilidade das usinas; e (iii) curvas cota-área-volume dos reservatórios. Ainda mais, persistem 4.885 MWmédio de energia de reserva contratada para atender o déficit estrutural.

86. Desta feita, propõe-se, em adição à proposta de encaminhamento contemplada na instrução precedente, determinar ao MME que informe ao TCU, no prazo de 90 dias, quais medidas adicionais serão tomadas para correção do desequilíbrio estrutural que persiste no sistema uma vez que: (i) a redução da garantia física, que valerá a partir de 2018, foi de apenas 1.317 MWmédio, enquanto há 4.885 MWmédio em contratos de energia de reserva, correspondentes a nove leilões de energia de reserva que custaram R$ 116 bilhões; (ii) a revisão de garantia física atual contemplou apenas variáveis econômicas, já que não foram alterados nenhum dos estudos essenciais para a completa revisão das garantias físicas, tais como, usos consuntivos da água, produtibilidade das usinas e curvas cota-área-volume dos reservatórios, que são dados básicos e essenciais ao recálculo adequado das garantias físicas.

III. CONCLUSÃO

87. Dada o Despacho do Relator à peça 377, foi facultado à Aneel manifestar-se a respeito da instrução da unidade técnica presente à peça 366.

88. Em adição às considerações apresentadas pela reguladora à peça 382, salienta-se que as iniciativas para correção dos dados relativos à carga adotadas em 2016 ainda não foram suficientes para afastar as divergências, a exemplo das registradas em maio/2017, ocasião em que o NOS indicou que haveria uma diferença de 400 Mwmédio entre a carga projetada e a carga total do sistema. Por hora, não restou claro a origem das falhas. Assim, propôs-se determinar à Aneel que atue, em conjunto com o NOS e a CCEE, em um prazo de 180 dias, para solucionar essa incompatibilidade.

89. Dada a ausência e/ou limitação na divulgação de dados e informações que possibilitariam maior transparência ao setor elétrico, restou importante sugerir determinar que a Aneel dê publicidade aos dados acerca dos despachos fora da ordem do mérito e que publique informações sobre geração, comercialização e operação do sistema em formato compatível com planilha eletrônica de sorte a possibilitar acompanhamento sistêmico do setor.

90. Tendo em vista futuras renegociações do GSF, propôs-se recomendar ao MME parcimônia em relação à possível repactuação de riscos, de sorte a ponderar a proporcionalidade da assunção de riscos pelo consumidor em um contexto de mercado monopolista. Também se mostrou importante

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recomendar a esse ministério reavaliar a própria consistência do mecanismo de realocação de energia frente às mudanças ocorridas nos últimos anos na matriz de geração de energia elétrica.

91. Por fim, também se sugeriu determinação para que o MME informe ao Tribunal acerca das medidas adicionais que serão tomadas para correção das garantias físicas.

IV. PROPOSTA DE ENCAMINHAMENTO

92. Ante o exposto, submetem-se os autos à consideração superior, propondo:

a) Retificar a proposta de determinação constante da alínea c.1 da instrução à peça 366 para os seguintes termos:

c.1 determinar a Aneel que, no prazo de 180 dias, em conjunto com o ONS e a CCEE, adotem as medidas necessárias, a exemplo da representação dos dados no planejamento da operação, bem como da eventual necessidade de compatibilização entre a Resolução Normativa 440/2011 e os Procedimentos de Rede do ONS, para sanar a incompatibilidade entre a carga prevista e a carga total do sistema que, entre 2014 a 2016, apresentou diferença de 2.000 MW Médios com impactos significativos no Custo Marginal de Operação, e ainda que, mesmo após mudança nos procedimentos de rede recentes, apresentou em maio/2017 divergência de 400 MWmédio entre a carga projetada e a carga total do sistema.

b) Retificar a proposta de determinação constante da alínea c.2 da instrução à peça 366 para os seguintes termos:

c.2) com base no art. 3º da LAI c/c o inciso XXXIII do art. do Decreto 2.335/1997, publique ou faça publicar, no prazo de 90 dias, dados:

c.2.1) relativos à operação fora da ordem de mérito, em formato compatível com planilhas eletrônicas, com o custo dos despachos por segurança energética, explicitando, por submercado, o montante de energia (MWmédio) despachado fora da ordem do mérito e o respectivo custo variável unitário (CVU);

c2.2) de geração, comercialização e operação de energia elétrica, em formato compatível com planilhas eletrônicas, agregados de sorte a possibilitar acompanhamento mais sistêmico do setor, incluindo, por exemplo, as seguintes séries históricas: i) geração mensal em MWmédio por usina despachada pelo ONS, por subsistema; ii) geração mensal em MWmédio por usina não despachada pelo ONS, por subsistema; iii) garantia física em MWmédio com sazonalização mensal por usina (despachadas e não despachadas), por subsistema; iv) insuficiências de lastro de energia, por subsistema; v) MRE mensal, por subsistema; vi) PLD médio mensal, por subsistema; vii) consumo mensal do Ambiente de Contratação Livre (ACL), por subsistema; viii) consumo mensal do Ambiente de Contratação Regulada (ACR), por subsistema; ix) número e volume de energia em contratos do ACL (mensal, semestral, anual, 4 anos ou mais); e x) transações mensais de energia em MWmédio, por classe, entre vendedores e compradores;

c) em complemento ao exame do item I.3 da instrução à peça 366, acrescentar proposta de determinar ao MME para que informe ao TCU, no prazo de 90 dias, quais medidas adicionais serão tomadas para correção do desequilíbrio estrutural que persiste no sistema uma vez que: (i) a redução da garantia física, que valerá a partir de 2018, foi de apenas 1.317 MWmédio, enquanto há 4.885 MWmédio em contratos de energia de reserva, correspondentes a nove leilões de energia de reserva que custaram R$ 116 bilhões; (ii) a revisão de garantia física atual contemplou apenas variáveis econômicas, já que não foram alterados nenhum dos estudos essenciais para a completa revisão das garantias físicas, tais como, usos consuntivos da água, produtibilidade das usinas e curvas cota-área-volume dos reservatórios, que são dados básicos e essenciais ao recálculo adequado das garantias físicas.

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d) decorrente de análise complementar acerca dos impactos do GSF no MRE, acrescentar proposta de recomendar ao MME para que:

d.1) reavalie o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) no que se refere à sua compatibilidade técnica frente às mudanças ocorridas nos últimos anos na matriz de geração de energia elétrica.

d.2) ao tratar da nova repactuação do GSF, no âmbito das Bandeiras Tarifárias, em homenagem ao equilíbrio entre os princípios da regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação e modicidade das tarifas , elencados no art. , § 1º, da Lei 8987/1995, tenha em conta a proporcionalidade da assunção de riscos pelo consumidor em um contexto de mercado monopolista, bem como considere a capacidade contributiva do consumidor, uma vez que de 2015 até março de 2017 o consumidor já arcou com R$ 18,47 bilhões face a primeira repactuação do GSF. ”.

É o relatório.

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VOTO

Em exame monitoramento de deliberações deste Tribunal decorrentes de um conjunto de fiscalizações, iniciadas em 2008, versando sobre o Tema de Maior Significância “Segurança energética” (TC-021.247/2008-5) - Acórdãos 1.196/2010, 1.171/2014, 184/2015 e 994/2015, todos do Plenário desta Corte, cujos objetivos foram o de avaliar a Segurança Energética do País (ou seja, avaliar as possibilidades de desequilíbrio entre a oferta e a demanda de energia elétrica entre os anos de 2009 e 2016, as quais poderiam comprometer a qualidade, continuidade e modicidade tarifária do suprimento de energia elétrica) e, ainda, avaliar a utilização racional dos recursos e o pleno atendimento à legislação e metas ambientais.

2. No âmbito da auditoria seminal, apreciada em 2010, concluiu-se que, inobstante falhas detectadas, que eventual déficit de energia no horizonte temporal de 2016 seria pouco provável , especialmente em razão da melhoria no planejamento de curto e médio prazos, da realização a tempo de leilões de energia nova, de um melhor acompanhamento e gerenciamento do sistema elétrico nacional pelo Operador do Sistema, da integração dos diversos subsistemas de geração por meio da expansão das linhas de transmissão, além da redução da demanda provocada pela crise financeira internacional em 2008.

3. Transcrevo a seguir as deliberações diretamente relacionadas ao presente monitoramento, iniciando pelo Acórdão 1.196/2010-Plenário:

“9.1.2. à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) que informe ao Tribunal, no prazo de 30 dias, os cronogramas de desenvolvimento dos trabalhos e resultados relativos a:

9.1.2.1. estudos de definição da curva do custo do déficit de energia;

9.2. Recomendar:

9.2.1. ao Ministério de Minas e Energia (MME) que:

(..)

9.2.1.4. na qualidade de presidente do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), garanta a atuação desse Conselho na formulação efetiva das políticas governamentais para o gás natural no Brasil, notadamente no que se refere: a) à promoção da competitividade entre os agentes dessa indústria; b) a sua integração com o setor elétrico e explicitando diretrizes para utilização ótima desse recurso energético;

9.2.1.5. em conjunto com a EPE, considerando a necessidade de otimização do potencial hidrelétrico, bem como o cenário de vencimento das concessões, desde já elaborem estudos mais consistentes, que possam estimular novos investimentos em repotenciação e modernização em hidrelétricas, inclusive argumentando sobre as vantagens ambientais em relação à implantação de novos empreendimentos;”

4. O primeiro monitoramento realizado pela SefidEnergia (atual SeinfraElétrica) ocorreu no primeiro semestre de 2014, e redundou no Acórdão 1.171/2014-Plenário, de 7/5/2014. O primeiro item do referido acórdão determinou que fosse dada ciência ao Conselho Nacional de Política Energética -CNPE de que este Tribunal havia detectado indícios de déficit estrutural de geração de energia elétrica , nos seguintes termos:

“ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em sessão de Plenário, com fundamento nos arts. , inciso I, da Lei 8.443/92, e 157 c/c 243, e 250, inciso II, do Regimento Interno, em:

9.1. dar ciência ao Conselho Nacional de Política Energética - CNPE de que este Tribunal encontrou fortes indícios de que a capacidade de geração de energia elétrica no país configura-se estruturalmente insuficiente para garantir a segurança energética dentro dos parâmetros estabelecidos, tendo sido constatado, no presente trabalho, possíveis causas consistentes em (a)

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falhas no planejamento da expansão da capacidade de geração, (b) superavaliação da garantia física das usinas, (c) indisponibilidade de parte do parque de geração termelétrica e (d) atraso na entrega de obras de geração e transmissão de energia elétrica;”

5. Ainda por meio do mesmo decisum, o Plenário deliberou o seguinte:

“Acórdão 1.171/2014-Plenário, 9.2. determinar ao Ministério de Minas e Energia - MME, ao Ministério do Meio Ambiente - MMA e ao Instituto Brasileiro do Meio Ambiente - Ibama que, no prazo máximo de noventa dias, sob coordenação do primeiro:

9.2.1. encaminhe ao TCU plano de trabalho , acompanhado de cronograma , que não deverá ultrapassar doze meses, para elaboração de estudos , incluindo, se for o caso, a realização de audiências/consultas públicas, visando , além do esclarecimento à sociedade, à identificação clara dos custos e benefícios econômicos e socioambientais da utilização de cada tecnologia de geração de energia elétrica (hidrelétrica, termonuclear, térmica convencional, eólica, etc.), considerando as possibilidades, os requisitos e os efeitos de sua inserção na matriz energética brasileira e na expansão do parque gerador, com base em critérios que propiciem o compromisso adequado entre segurança energética, economicidade, aí incluídas as imperiosas qualidades relacionadas à modicidade tarifária e ao cumprimento dos acordos internacionais e legislação ambientais, especialmente aos relacionados à contenção/redução da emissão de gases produtores do efeito estufa;

9.2.2. sejam incluídos no estudo referido no item 9.2.1, retro:

9.2.2.1. análise da utilização de usinas hidrelétricas com reservatório , respectivo porte ótimo, em confronto com as a fio d’água, sob os mesmos parâmetros de segurança energética, modicidade tarifária, e obediência aos acordos internacionais e legislação ambiental, considerados os efeitos da expansão de tais tecnologias na matriz energética brasileira como um todo;

9.2.2.2. elaboração de política pública clara para inserção do gás natural na matriz energética brasileira, especialmente ante a expectativa de considerável aumento na produção nacional em razão da exploração do pré-sal (determinação também contida no item 9.2.1.4 do Acórdão TCU 1.196/2010-Plenário);

9.2.2.3.. alternativas e parâmetros para compensações sociais e ambientais , em razão dos impactos provocados pela inevitável expansão do parque gerador de energia elétrica;

9.3. determinar ao Ministério de Minas e Energia - MME que:

9.3.1. apresente ao TCU, no prazo de sessenta dias , plano de ação , acompanhado de cronograma , para a elaboração de estudos que subsidiem a revisão ordinária das garantias físicas das usinas integrantes do sistema elétrico brasileiro, cujo prazo dos certificados de energia assegurada findarão em 31/12/2014, nos termos da Portaria MME 303/2004 c/c art. , § 2º, e art. , § 1º, do Decreto 5.163/2004 e Anexo 1, art. , parágrafo único, do Decreto 7.798/2012;

9.3.2. se abstenha de prorrogar os prazos estabelecidos nos incisos I e II do art. 2º da Portaria MME nº 445/2012, conforme nova redação dada pela Portaria MME nº 211/2014, de forma a evitar a repetição dos lançamentos zero por parte dos consumidores livres ou quaisquer tipos de desvios de registros que violem os arts. 2º e 3º do Decreto 5.163/2004 e o art. 15, § 7º, da Lei 9.074/1995, garantindo o adequado e tempestivo registro dos contratos de consumidores livres na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE);

9.3.3. apresente ao TCU, no prazo de sessenta dias , plano de ação , acompanhado de cronograma , para elaboração e conclusão dos estudos necessários à definição da curva do custo do déficit de energia objeto da determinação contida no item 9.1.2.1 do Acórdão TCU 1.196/2010-Plenário;

9.3.4. apresente no prazo de sessenta dias, plano de ação , acompanhado de cronograma , para a elaboração de estudos objetivando dimensionar a real possibilidade e as vantagens econômicas e socioambientais da repotenciação e modernização de usinas , objeto da recomendação contida no item 9.2.1.5 do Acórdão TCU 1.196/2010-Plenário;

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(...)

9.4.1. informe ao TCU as razões e as eventuais medidas adotadas para afastar as diferenças entre as capacidades instaladas e as disponibilidades efetivas das usinas térmicas do SIN, na medida em que dos 20.208 MW de capacidade instalada, no período de novembro de 2012 a abril de 2013, apenas 14.533 MW estavam disponíveis;

(..)

9.5. determinar ao Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS que, no prazo de trinta dias, manifeste-se conclusiva e fundamentadamente sobre a adequação, em termos estruturais, da capacidade de geração de energia elétrica à sua disposição para atendimento à demanda atual e prevista para o exercício de 2014; (..)”

6. No monitoramento seguinte, objetivando aferir se as informações encaminhadas por esta Corte ao CNPE haviam produzido repercussão nos diversos órgãos governamentais com atuação sobre os problemas detectados, o Acórdão 184/2015-Plenário determinou a adoção de providências, nos seguintes termos:

“ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em sessão de Plenário, com fundamento nos arts. , inciso I, da Lei 8.443/92, e 157 c/c 243, e 250, inciso II, do Regimento Interno, em:

9.1. determinar ao Ministério das Minas e Energia - MME, na qualidade de Presidente do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE, para que, no prazo de 10 dias, a contar da notificação da presente deliberação, se manifeste sobre o risco de a geração de energia elétrica não atender a demanda durante o exercício de 2015 e apresente a este Tribunal descrição detalhada das medidas adotadas, pelo Ministério e demais órgãos de planejamento, regulação e gestão do setor elétrico, para redução do consumo e aumento da oferta de energia elétrica, a partir dos primeiros indícios de desequilíbrio estrutural entre capacidade de geração e consumo observados em 2012, da ciência encaminhada no âmbito da auditoria em segurança energética conduzida por este Tribunal durante o exercício de 2013 (TC-012.949/2013-2) e do item 9.1 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, de 7/5/2014;

(...)

9.6. reiterar ao Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) a necessidade do cumprimento eficaz da determinação contida no item 9.4.1 do acórdão 1.171/2014-Plenário, concedendo prazo de 10 dias, a contar da notificação deste acórdão, para que encaminhe a esta Corte as informações atualizadas sobre a capacidade instalada e as disponibilidades efetivas das usinas térmicas do SIN, detalhando para cada usina as causas das indisponibilidades, as ações em andamento e os prazos para resolução das causas, haja vista que o cumprimento apenas parcial impediu o atingimento dos resultados esperados com tal determinação;

9.7. determinar ao Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS que atualize para o exercício de 2015 as informações encaminhadas a esta Corte em cumprimento ao item 9.5 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário;

9.8. determinar à Aneel que apresente ao Tribunal, no prazo de 10 dias a contar da notificação da presente deliberação, relação das obras de geração e transmissão de energia elétrica que, de acordo com o estabelecido nos respectivos leilões, deveriam ter sido concluídas antes 31/12/2014, mas que se encontram atrasadas, a causa de cada atraso, e a data prevista para entrada em operação de cada uma;

9.9. determinar à Secretaria de Fiscalização de Infraestrutura e Energia Elétrica -SeinfraElétrica que, no prazo máximo de 30 dias, a contar do recebimento das informações:

9.9.1. verifique se a metodologia adotada pela Empresa de Pesquisa Energética - EPE efetivamente permite a sensibilização de seu planejamento pela superavaliação das garantias físicas, pelo nível de indisponibilidade das usinas térmicas convencionais e pelos atrasos na conclusão de

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obras de geração e transmissão de energia, e se as alterações daí decorrentes produzem reflexos nas ações adotadas na implementação do planejamento (item 9.6.1 do acórdão 1.171/2014);

9.9.2. analise as informações que vierem a ser disponibilizadas a respeito de duas das quatro causas do desequilíbrio estrutural observado no monitoramento anterior e que foram objeto de ciência ao CNPE, abaixo descritas, e apresente conclusões (item 9.1, c e d, do Acórdão 1.171/2014):

9.9.2.1. obras de geração e transmissão de energia que deveriam ter sido entregues até dezembro de 2014 mas que se encontram atrasadas (item 9.8, retro) e que impacto teriam sobre o balanço energético geração/transmissão/consumo no momento atual caso tivessem sido efetivamente concluídas e colocadas em operação no prazo;

9.9.2.2. qual o percentual de capacidade instalada de geração termelétrica convencional encontra-se inoperantes no momento, quais as causas e quais os prazos de solução de cada uma das inoperabilidades (item 9.6, retro);

9.9.3. analise as informações encaminhadas pelo Ministério das Minas e Energia - MME em cumprimento à determinação contida no item 9.1, retro;

(...)”.

7. Em novo monitoramento, resultante no Acórdão 994/2015-Plenário, o TCU identificou superação do limite tolerável de risco de déficit de energia estabelecido (equivalente a 5%), tendo proferido as seguintes deliberações:

“ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em sessão do Plenário, com fundamento nos arts. , inciso I, da Lei 8.443/92, e 157 c/c 243, e 250, inciso II, do Regimento Interno, em:

9.1. dar ciência ao Conselho Nacional de Política Energética - CNPE e ao Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CSME de que o limite tolerável de risco de déficit de energia estabelecido na Resolução CNPE 1/2004, equivalente a 5%, foi superado , tendo atingido quase o dobro do previsto (9,5% e 9,2% para os sistemas SE/CO e Sul, respectivamente, segundo informações prestadas pelo ONS) e que, apesar de já haver indicadores técnicos para adoção de redução compulsória de consumo em razão da superação do primeiro patamar de Custo Marginal de Operação-CMO (conforme Resolução Homologatória nº 1.837/2014 da Aneel), nenhuma decisão nesse sentido foi ainda adotada;

9.2. diligenciar o MME para que informe a este Tribunal, no prazo de 10 dias:

9.2.1. a qual órgão cabe apreciar e deliberar sobre a adoção de medidas de contenção/redução dos custos/riscos de déficit de energia elétrica, como, por exemplo, a redução compulsória de consumo de energia (corte de carga) constante da Resolução Homologatória nº 1.837/2014 da Aneel:

9.2.2. quais medidas de contenção/redução dos custos/riscos de déficit de energia elétrica foram ou estão sendo adotadas em razão da superação do limite de risco de déficit e do primeiro patamar de custo de déficit, referidos no item 9.1, retro;

9.3. recomendar à Empresa de Pesquisa Energética - EPE que analise a possibilidade de alimentar o sistema de planejamento de expansão da capacidade de geração com as informações relativa aos despachos fora da ordem econômica de mérito realizados pelo Operador Nacional do Sistema - ONS como mecanismo de aversão ao risco;

9.4. recomendar ao Ministério de Minas e Energia - MME que, juntamente com a EPE e com o Cepel, priorizem os trabalhos de revisão das garantias físicas das usinas, não só porque tal medida é essencial ao correto planejamento da expansão da capacidade de geração da energia elétrica, mas também porque a solução encontrada para resolver o descompasso entre a garantia nominal e a real (a contratação de energia de reserva) resulta no pagamento em duplicidade (pela garantia física e pela energia de reserva) de vultosos valores pelos consumidores (estimado, a partir de dados fornecidos pela unidade técnica desta Corte, em R$ 3,5 bilhões por ano);

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(..)

9.9. restituir os autos à SeinfraElétrica para continuidade do monitoramento dos acórdãos anteriores e para o monitoramento, neste mesmo processo, das providências adotadas pelos diversos órgãos em razão dos itens 9.1 a 9.5, retro.”

8. No presente momento processual aprecia-se o cumprimento dos itens 9.2, 9.3 e 9.4 do Acórdão 994/2015, dos itens 9.1, 9.2 e 9.3 do Acórdão 1.171/2014 e dos subitens 9.1.2.1, 9.2.1.4 e 9.2.1.5 do Acórdão 1.196/2010, retro transcritos.

9. A unidade técnica, dando cumprimento ao item 9.9, acima, analisou detidamente, em suas instruções integralmente transcritas para o relatório precedente, as informações encaminhadas em razão das determinações e recomendações contidas nos referidos itens.

10. Adoto, como razões de decidir, as análises oferecidas pela unidade técnica, sem prejuízo de destacar complementarmente determinados aspectos de tais análises.

I - Contextualização do modelo energético brasileiro

11. Antes de adentrar à análise do grau de atendimento das deliberações, e para o perfeito entendimento das questões que serão adiante tratadas, considero essencial relembrar, de modo simplificado e tomando por base trechos do Voto condutor do Acórdão 1.171/2014-Plenário, algumas das premissas do atual sistema energético brasileiro.

12. O referido sistema prevê a geração permanente e ininterrupta de energia hidráulica (predominante), termonuclear (pequena parcela) e térmica de baixo custo operacional (a carvão e a gás, se garantido seu suprimento a baixo custo), geração essa que comporia a “base” de geração do sistema. Em anos hidrologicamente bons, o parque gerador “da base” deve ser capaz de atender a demanda de energia.

13. Para se ter ideia, a despeito do avanço das energias alternativas nos últimos anos, notadamente de fonte eólica e biomassa, a matriz elétrica brasileira, ao término de 2016, ainda possuía forte predominância das hidrelétricas (60%). As usinas termelétricas, fontes de base para o sistema, somam mais 14% da matriz (distribuídas em termelétricas à gás, carvão, diesel e óleo) - PDE 2026, p. 71, gráfico 26.

14. Importante ser dito para compreensão do funcionamento do modelo, é que sua capacidade real de geração tende a variar, ao longo do ano, em razão do regime hidrológico nas diversas regiões do país. Hidrelétricas a fio-d’água, ou seja, sem reservatórios, encontram-se sujeitas à grande variação em sua capacidade de geração, vez que dependem exclusivamente da vazão do rio. A existência de reservatórios, por sua vez, reduz o impacto do regime hidrológico e agrega maior estabilidade à capacidade de geração, vez que a água armazenada durante o período de chuvas é utilizada para suplementar a menor vazão do rio no período da seca. Mesmo assim, períodos de hidrologia muito desfavorável poderiam superar a capacidade de estabilização dos reservatórios, o que cria a necessidade de capacidade de geração energia adicional (“energia de segurança”).

15. Complementando o sistema, para suprir diferenças entre a capacidade de geração nominal e a real das usinas geradoras e para suprir eventuais atrasos em obras de usinas geradoras ou linhas de transmissão, encontram-se ainda disponíveis geradores eólicos e térmicos a biomassa, os quais, historicamente, integrava m a denominada “energia de reserva”.

16. As geradoras eólicas têm custo baixo de produção, mas não têm capacidade de geração contínua, pois dependem da existência de ventos. As geradoras térmicas à biomassa apresentam razoável custo de produção, mas tem disponibilidade também dependente do volume da safra agrícola. Assim, essa denominada “energia de reserva”, utilizada sempre que disponível, tem o efeito esperado de poupança de água nos reservatórios, ou seja, poupança de energia hidrelétrica potencial.

17. O que determina a ordem de utilização das usinas geradoras, a partir das diferentes tecnologias utilizadas é, essencialmente, o custo de produção de energia associado ao grau de disponibilidade de geração inerente a cada uma, ou seja, as usinas são acionadas (despachadas) em

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razão do mérito econômico de cada uma. A ideia é manter o sistema atendendo a demanda, em qualquer momento, ao menor custo possível.

18. Como a água armazenada nos reservatórios tem um valor econômico como insumo para a geração de energia, o modelo prevê a alocação de um “valor econômico” variável para a energia produzida pelas usinas hidrelétricas, menor quando os reservatórios estão cheios e cada vez maior com a redução do nível de água ao longo do tempo. Obedecendo ao “despacho por ordem de mérito econômico”, as térmicas a gás e óleo podem vir a ser “despachadas” gradativamente ao longo do ano, sempre que o custo de produção de sua energia for superado pelo “valor econômico” da energia produzida nas hidrelétricas, o que, juntamente com a utilização das geradoras de energia de reserva, poupará água nos reservatórios e tenderá a manter a segurança do sistema gerador.

19. Importante salientar que a capacidade média de geração do sistema nacional necessária a atender às necessidades do país, em seu desenho atual, não prescinde da energia potencial armazenada nos reservatórios durante os períodos chuvosos. Ou seja, se imaginarmos uma hipótese na qual todas as hidrelétricas estejam operando apenas a “fio d’água”, sem contar com água retida nos reservatórios, a quantidade de energia por elas assim produzida somada à quantidade total de energia produzida pelas usinas termonucleares, térmicas convencionais e eólicas não é suficiente para atender a demanda do país.

20. Necessário, ainda, gerenciar os níveis de água nos reservatórios ao longo do ano e, além disso, de um ano para outro, de forma a afastar o risco de que um verão pouco chuvoso ou o uso inadequado das reservas hídricas possam colocar em risco o fornecimento de energia no ano seguinte. 21. Por essa razão, a partir de 2002, foi introduzido como critério operativo no sistema, além do custo de produção já descrito, a denominada “curva de aversão a risco - CAR”, bem como a partir de 2007, os Procedimentos Operativos de Curto Prazo - POCP, que obrigam o despacho de térmicas, mesmo fora da ordem de mérito econômico, de forma a garantir que os reservatórios cheguem ao próximo período chuvoso com níveis de armazenamento de água suficientes para suportar um verão hidrologicamente ruim.

22. Em termos de planejamento do incremento de capacidade geradora, o modelo estabelece que novas usinas geradoras devem ser incorporadas ao sistema sempre que o custo marginal de expansão do sistema - CME for inferior ao custo marginal de operação (ou de produção de energia) -CMO.

23. Com relação à transmissão da energia produzida, o modelo utilizado para despacho centralizado prevê a interligação de todas as unidades geradoras em território nacional integrantes do Sistema Interligado Nacional - SIN, de forma que a energia produzida em uma região do país possa ser transferida para outra região. Isso agrega confiabilidade e segurança ao sistema, vez que a possibilidade de transferência de energia entre as diversas regiões do país tende a compensar a flutuação na capacidade regional de produção de energia hidrelétrica provocada pela diferente sazonalidade dos regimes pluviais regionais ou simplesmente a deficiência de produção de energia frente às demandas regionais.

24. Ou seja, o modelo prevê, ainda, que grandes volumes de energia poderão ser transferidos de uma região para outra do país, a qualquer momento e em qualquer direção, possibilidade de transferência essa só limitada pela capacidade de cada linha de transmissão.

25. É fácil observar, assim, que o modelo geral de funcionamento do sistema gerador/transmissor de energia utilizado no país, concebido de forma bastante lógica e objetiva, é um sistema de grande porte, operando sobre um território muito extenso, o que exige, para seu perfeito funcionamento, modelagens, metodologias e parâmetros bastante sensíveis e complexos, que conduzam a um bom planejamento, e permitam sua execução eficaz nos prazos previstos, e, ao final, propiciem uma operação bastante criteriosa e atenciosa.

II. Adoção de uma tecnologia/projeto para geração em detrimento de outros

26. No que se refere ao item 9.2.1 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário (identificação clara dos custos e benefícios econômicos e socioambientais da utilização de cada tecnologia de geração de

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energia elétrica), o MME demandou à EPE que apresentasse os respectivos estudos. Foram elaboradas oito notas técnicas que trataram das diferentes tecnologias para produção de energia elétrica, como hidroelétrica, eólica, solar, biomassa, nuclear, gás natural, carvão mineral e oceânica (peças 303 a 311).

27. Em cada nota técnica há levantamento dos recursos e das reservas da fonte de energia primária; o panorama mundial e nacional do uso do recurso primário; o estado da arte da tecnologia de conversão do recurso primário em energia elétrica; a estrutura de produção, transporte, logística e tecnologia; a caracterização técnica e econômica; os aspectos socioambientais; e o potencial de conversão da fonte primária em energia elétrica.

28. Muito embora as informações compiladas nas referidas notas técnicas elucidem diversos aspectos da deliberação monitorada e viabilizem as avaliações comparativas mencionadas na deliberação, a avaliação comparativa foi efetivamente realizada em um caso concreto (peça 340), referente à UHE São Luiz do Tapajós, consoante detalhado nos itens 32 a 37, a seguir.

29. Em relação ao item 9.2.2.2 do Acórdão 1.171/2014, relacionado à inserção do gás natural na matriz energética brasileira, destaca-se, por oportuno, a publicação da Resolução 17 do Conselho Nacional de Política Energética - CNPE, de 8/6/2017, que estabelece a “Política de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural”.

30. No que diz respeito ao subitem 9.2.2.1 - utilização de hidrelétricas com reservatório em confronto com as de fio d’água -, a par das dificuldades enfrentadas para se construir qualquer UHE, como falta de regulamentação quanto aos dispositivos legais e normativos que regem a situação dos povos indígenas, quilombolas e povos e comunidades tradicionais (peça 304, p. 88), a EPE elenca desafios adicionais em construir usinas com reservatório, dentre eles: 1) o potencial estar localizado em áreas protegidas (unidades de conservação, terras indígenas e terras ocupadas por remanescentes das comunidades dos quilombos); 2) maior participação da sociedade nas discussões socioambientais; e 3) necessidade cada vez maior de articulação entre diferentes órgãos governamentais para realização de projetos intersetoriais (peça 304, p. 88).

31. A EPE apresentou, ainda, estudo com 25 projetos hidrelétricos, cujos reservatórios poderiam agregar 46.646 MWmed de energia armazenável ao sistema, capazes de acrescentar 16% da capacidade de armazenamento em 2015 (peça 304, p. 93). Após realizar avaliação socioambiental, a EPE concluiu que dezesseis projetos, correspondente a 54% da energia armazenável de todo o conjunto (25.153 MWmed), apresentam, pelos critérios utilizados, grau de complexidade socioambiental menor do que os demais. Outros nove projetos, que compreendem cerca de 46% da energia armazenável de todo o conjunto (21.493 MWmed), apresentam maior grau de complexidade (peça 304, p. 93).

32. Antes de comentar a avaliação realizada a respeito da UHE São Luiz do Tapajós, registro que o respectivo processo de licenciamento constituiu um dos objetos do TC-029.192/2016-1, relatado pelo e. Ministro José Múcio. Trata-se de usina a fio d’água, sem reservatório. Partindo-se da “configuração de referência” desta UHE, a EPE avaliou comparativamente a opção de substituir a UHE São Luiz do Tapajós por uma usina termelétrica a gás natural em ciclo combinado -“configuração alternativa” (peça 340, p. 8).

33. A comparação com apenas esta alternativa (UTE a gás em ciclo combinado) se deu, segundo a EPE, por representar uma opção de expansão controlável e despachável. Ou seja, para se ter uma comparação energética tecnicamente adequada, é necessário substituir a fonte hídrica por uma fonte com natureza de despachabilidade similar, no caso, as usinas termelétricas a gás. Importante ressaltar que as fontes intermitentes, tais como de origem eólica e solar, não têm atualmente característica operacionais que permitam substituir energia elétrica de “base” sem haver um backup de energia térmica ou hidráulica. Além disso, a utilização de apenas uma UTE foi feita, segundo a EPE, para simplificar a simulação, ressalvando que caso venha a se viabilizar essa alternativa, esse montante poderia ser composto por mais de uma usina termelétrica.

34. Segundo as premissas adotadas pela EPE, é possível concluir, sob o prisma econômico, que a expansão com a termelétrica a gás natural em ciclo combinado em substituição à UHE São Luiz

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do Tapajós implica custo adicional anual da oferta (investimento + operação) de R$ 774,4 milhões anuais, o que perfaz R$ 23 bilhões ao longo da concessão de uma hidrelétrica que é de 30 anos.

35. No que diz respeito à avaliação ambiental, a substituição da oferta de energia no SIN representada pela UHE São Luiz do Tapajós e pelo tronco de interligação Tapajós-Sudeste por uma usina termelétrica a gás natural em ciclo combinado resulta em aumento de emissões anuais de gases causadores de efeito estufa de 6,5 milhões de toneladas de CO2 , o que significa um crescimento de 21% nas emissões totais em relação à configuração de referência (peça 340, p. 11-12).

36. Em princípio, as grandes hidrelétricas constituem sistema renovável de geração de energia elétrica de alta disponibilidade (despachabilidade), baixo custo e menor impacto ambiental global que a melhor tecnologia intercambiável disponível (termelétricas a gás natural).

37. Em conclusão, nesse cenário comparativo, a não construção da UHE São Luiz do Tapajós implicará não somente maiores custos tarifários, que serão arcados pelos consumidores de energia, mas também ambientais, conflitando, inclusive, com a meta de redução da emissão de gases de efeito estufa projetadas até 2020 entre 36,1% e 38,9%, fixada na Lei 12.187/2009 (art. 12), que instituiu a Política Nacional sobre a Mudança do Clima (PNMC) e oficializou o compromisso voluntário do Brasil junto à Convenção da ONU sobre Mudança do Clima. Forçoso reconhecer, ainda, que tal análise comparativa tem como pressuposto a superação dos desafios no suprimento de gás, enquanto insumo utilizado na termelétrica da “configuração alternativa”, como reconhece o próprio PDE 2026 (p. 101). 38. Inobstante os resultados preliminares da análise comparativa apresentada pela EPE, na prática, o que se tem verificado são recorrentes entraves e dificuldades para a implementação de projetos de implantação de UHE, em possível comprometimento ao planejamento energético do país.

39. Para se ter ideia, o PDE 2016 (volume 2, p. 317 e 319), elaborado em 2007, estimou que o país teria, em dezembro de 2016, potência instalada hidroelétrica de 109.058 MW (cerca de 75,3% da capacidade instalada total do SIN - 144.803 MW). A par do planejado, verificou-se que, em dezembro de 2016, por ocasião do PDE 2026 (página 71), efetivamente o país dispunha de potência instalada hidroelétrica de cerca de 96.700 MW (60% do total - 148.392 MW), ou seja, 11,33% a menor.

40. Por oportuno, e ainda tomando a UHE de Tapajós como exemplo, relembro que a usina já figurava no PDE elaborado entre 2008 e 2009 (PDE 2017), com data prevista para início de operação da primeira máquina em novembro de 2017 (PDE 2017, p. 121), o que, sabe-se, em muito não se confirmou.

41. Em termos de perspectiva, quanto ao caso específico da UHE São Luís de Tapajós, trago à luz trecho do PDE 2026, que conclui pela inviabilidade de se considerar a produção energética da UHE de Tapajós pelos próximos dez anos (PDE 2026, p. 61), e abstém-se de considerar, de modo abrangente, energia nova referente a grandes empreendimentos hidrelétricos:

“Em função das incertezas geradas pela ausência de regulamentação dos dispositivos legais e normativos, e diante da complexidade das tratativas necessárias à implantação de UHE que interfiram diretamente em terras indígenas , estima-se um prazo superior ao horizonte decenal para a viabilização desses projetos . Com isso, a data mínima para início de operação da UHE São Luiz do Tapajós foi superior ao final do horizonte de estudo deste PDE [dezembro de 2026].” - grifou-se

42. Considerando a natureza das causas apontadas pelas fiscalizações do TCU (a exemplo daquela relatada no TC-029.192/2016-1) e de conhecimento da própria EPE (consoante excerto supra) e a necessidade de expansão da capacidade de geração de energia elétrica (no âmbito do SIN, estimada em 45% em dez anos - 2017 a 2026 - PDE 2026, tabela 14), é razoável inferir que o ocorrido no caso da UHE de Tapajós pode se repetir, de modo semelhante, com outros empreendimentos, o que poderia comprometer, em última análise, o planejamento energético brasileiro e, segundo as premissas dos itens 34 a 37 supra, a modicidade tarifária, além, e, paradoxalmente, dos compromissos internacionais quanto à emissão de gases poluentes.

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43. Inobstante os dados comparativos trazidos pela EPE aos presentes autos e as diretrizes que vêm sendo traçadas nos planos de expansão de energia, é possível perceber que a matriz energética brasileira, na prática, vem sofrendo significativas mudanças não planejadas nos últimos anos, em grande parte devido às dificuldades de viabilização socioambiental dos projetos relacionados a UHEs. 44. Consoante apontado pela SeinfraElétrica na instrução da peça 366, integralmente transcrita no relatório que acompanha este Voto, tais dificuldades decorrem, em síntese, da falta de articulação dos atores envolvidos no processo de viabilização socioambiental e da ausência de marco normativo que estabeleça os procedimentos necessários para tal processo, a exemplo da falta de regulamentação do § 3º do art. 231 da Constituição Federal - que condiciona o aproveitamento de recursos hídricos em terras indígenas à autorização do Congresso Nacional, ouvidas as comunidades afetadas.

45. Por oportuno, relembro que esta Corte se debruçou, mais uma vez e em recente sessão, sobre as causas relacionadas às recorrentes dificuldades de viabilização ambiental de instalações de redes elétricas (Acórdão 523/2018-Plenário), o que só reforça parte do quadro relatado supra.

46. Considerando o potencial hidroelétrico a explorar no território nacional, incomum na perspectiva mundial, e que a opção pela UHE, como vantagem, apresenta comparativamente custos atrativos (em relação à alternativa avaliada) e o fato de se constituir em fonte renovável, ambientalmente alinhada aos compromissos antipoluidores assumidos pelo país, a meu ver, a decisão pela expansão da capacidade de geração por meio de novos empreendimentos passa necessariamente pela avaliação comparativa, caso a caso, com a alternativa hidrelétrica, com reservatório e a fio d’água, em que sejam sopesados prós e contras, custos, riscos hidrológicos, impactos socioambientais e respectivas compensações.

47. Neste ponto, transcrevo trecho do Voto revisor por mim apresentado na apreciação do Acórdão 2.723/2017-Plenário:

“17. Como se vê, a opção pela não realização de uma hidrelétrica, digamos com fundamento em seus efeitos socioambientais negativos locais , pode redundar em impactos econômicos e financeiros bastante negativos a nível nacional e impactos ambientais a nível global . Entendo que a adequada avaliação de custos e benefícios, e especialmente de trade-offs entre as diversas opções, não pode ser realizada de forma simplista, com fundamento em apenas um aspecto.

18. Resumindo, pode-se afirmar que:

a) existem várias tecnologias de geração de energia elétrica, todas elas apresentando qualidades e defeitos, mas, a despeito disso, alguma (s) dela (s) deverá (ão) necessariamente ser utilizadas;

b) decorre daí que, qualquer que seja a escolha, devemos estar prontos para avaliar, decidir, e arcar com os ônus que advirão das decisões ;

c) tomando a segurança energética nacional como critério, entendo que devamos aceitar que apenas algumas tecnologias se prestam, no momento, a gerar energia na base (critério da despachabilidade, i.e. elevada disponibilidade), quais sejam: hidrelétricas, termelétricas convencionais (carvão, óleo, gás) e termelétricas nucleares;

d) respeitado esse critério relativo à segurança energética, deveremos então avaliar quais entre essas tecnologias disponíveis se mostram a cada momento, em cada situação, a mais adequada

os interesses do país, para o que deverão ser avaliadas, no mínimo, quatro variáveis: técnica, ambiental, social e econômica-financeira .

19. Importante salientar neste ponto que as normas constitucionais e infraconstitucionais não estabelecem que qualquer dessas variáveis seja a priori absoluta ou prevalente sobre as demais.

20. Ocorre que , conforme descrito na instrução da unidade técnica, os órgãos e instituições encarregados de realizar as análises individuais dessas variáveis acabam detendo o poder, na prática, de excluir ou vetar a utilização de uma determinada tecnologia ou a implantação de um projeto, não importando quão favoráveis possam ser as avaliações realizadas por outros órgãos em relação às outras variáveis e não importando quão

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desfavoráveis possam ser as opções a serem adotadas, a seguir ao veto ou exclusão, em relação às outras variáveis .

21. Ora, se a tomada de decisão aponta para a necessidade de que sejam sopesadas no mínimo as quatro variáveis referidas (técnica, ambiental, social e econômico-financeira), a tomada de decisão sobre a utilização de determinada tecnologia ou sobre a viabilidade de determinado projeto não pode ser tomada, por óbvio, por quem se encontra encarregado da avaliação de apenas uma dessas variáveis, uma vez que nenhuma delas é a priori absoluta e/ou prevalente sobre as demais. Mas não é isso que vem ocorrendo.

22. O estado de coisas descrito pela unidade técnica em sua instrução é incompatível com as necessidades do país. Segundo o Plano Decenal de Expansão de Energia - PDE 20172026, elaborado pela Empresa Brasileira de Pesquisa Energética - EPE, será necessário aumentar em 45% a capacidade de geração de energia elétrica no país nos próximos 10 anos. Isso não é um projeto ou um mero desejo do governo, isso é uma necessidade diretamente relacionada à expectativa de crescimento: se o Brasil pretende crescer modestos 2% ou 3% ao ano, então precisará de um acréscimo anual na geração de energia da ordem de 4%. Essa demanda exige que os órgãos envolvidos na avaliação das melhores opções para o país colaborem na construção das soluções, e não na obstrução delas. (grifos no original)

48. De um lado, a perspectiva da necessidade de crescimento é de quase a metade do atual parque gerador (45% - entre 2017 e 2026 para o SIN). De outro, não há sinalização clara de como ou qual (is) fonte (s) seriam capazes de atender a toda essa demanda, considerando as limitações tecnológicas, despachabilidade, os compromissos socioambientais quanto à emissão de CO2 e as dificuldades de licenciamento que vêm sendo observadas, como se depreende do seguinte trecho do PDE 2026 (p. 101):

“As usinas hidrelétricas ainda representam um vetor importante de ampliação de oferta de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN). A maior parte do potencial ainda a aproveitar se encontra na região Norte e traz com ele uma série de desafios a serem superados, principalmente de caráter ambiental, para sua utilização na expansão da oferta de energia elétrica . O cenário what-if considerando restrição total dessa oferta sinaliza que outras fontes de energia de base se farão necessárias. No caso apresentado, o carvão mineral se mostrou como a opção alternativa mais competitiva . Por outro lado, houve um aumento significativo na emissão de gases causadores do efeito estufa . O trade-off entre a segurança operativa, as restrições socioambientais para construção de novas UHE e a emissões de gases é um assunto que precisa ser debatido pela sociedade, com números e dados, como propõe esse Plano . (grifou-se)

49. A meu ver, tal trecho do PDE reflete a atual e alarmante perspectiva de enfrentamento do problema de geração de energia nova a custos aceitáveis pela sociedade.

50. A despeito de se prever, para os próximos dez anos, um incremento no uso de fontes alternativas (eólica e solar), como destaco no último trecho deste Voto, em virtude das características dessas fontes, em especial quanto à sua intermitência, a garantia de atendimento à demanda de ponta continua dependendo de usinas hidrotérmicas de alta despachabilidade, cuja viabilização, frise-se, passa pelos desafios de fornecimento do combustível e pela emissão de gases (térmica) ou pelos desafios de licenciamento socioambiental.

51. Destarte, sem prejuízo de considerar atendidas as deliberações monitoradas (item 9.2 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, com redação alterada pelo item 9.2 e reiterado pelo item 9.3, ambos do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário), a meu ver, é necessário que este problema, que em última análise é capaz de pôr em risco o desenvolvimento nacional, seja devidamente endereçado pelas instâncias competentes.

52. Nesse sentido, complementarmente às providências determinadas/recomendadas pelos itens 9.1 a 9.4 do Acórdão 2.723/2017-Plenário, relatado pelo e. Ministro José Múcio, entendo

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necessária a criação de uma instância decisória formal, supra e interinstitucional, que, subsidiada pelas avaliações (pareceres, propostas, avaliações, etc.) sobre as variáveis individuais e sobre as alternativas possíveis, elaboradas pelos órgãos e instituições competentes, decida, em nome do Estado e do povo brasileiro, com a transparência devida, qual tecnologia e/ou qual projeto será adotado e, em contrapartida, quais ônus serão assumidos, por quem serão assumidos, e de que forma serão compensados, inclusive com vistas a eliminar a possibilidade de que órgãos e instituições encarregados de avaliar, setorialmente, em relação a uma das variáveis de análise (técnica, ambiental, social, econômico-financeira etc.), a utilização de tecnologias de geração de energia ou projetos específicos de geração ou de transmissão de energia elétrica tenham o poder de veto ou de exclusão, na prática e em prejuízo ao planejamento energético da nação, sobre a tecnologia ou sobre o projeto em apreciação. 53. Assim, à proposta aventada pela unidade instrutiva, acresço recomendação à Presidência da República para a criação de tal instância decisória, considerando-se a natureza estratégica do tema para o Estado brasileiro, sugerindo que a presidência da referida instância seja ocupada por representante direto do Presidente da República.

54. No mesmo sentido, acolho proposta da unidade técnica de dar ciência às Comissões de Serviços de Infraestrutura (CI), de Assuntos Econômicos (CAE) e de Meio Ambiente, Defesa do Consumidor e Fiscalização e Controle (CMA) do Senado Federal, às Comissões de Minas e Energia (CME) e de Defesa do Consumidor (CDC) da Câmara dos Deputados, e à 3ª Câmara de Coordenação e Revisão do Ministério Público Federal (Consumidor e Ordem Econômica) quanto às conclusões da análise comparativa realizada pela EPE.

55. Ante o exposto, é forçoso concluir pela existência de riscos relevantes capazes de comprometer a expansão da geração de energia elétrica nos próximos dez anos (cuja crescimento da demanda é estimado em 45%), em termos de oferta da energia nova e de modicidade tarifária, em especial quanto às dificuldades de viabilização socioambiental de novos projetos de UHE, a exemplo do transcorrido nos últimos dez anos (itens 38 e 39 supra).

III. Custo do déficit de energia elétrica

56. Na avaliação que resultou no Acórdão 1.196/2010-Plenário, foi identificada inadequação do cálculo dos valores do custo do déficit, o qual consiste em um dos parâmetros para o planejamento da expansão da geração e da operação do Sistema Interligado (SIN).

57. O relatório que subsidiou o Acórdão 1.196/2010-Plenário traz a definição do custo do déficit e destaca sua importância:

“94. Na metodologia utilizada pela EPE no planejamento da expansão da geração, busca-se identificar o total de investimentos necessários em novos empreendimentos de geração de forma que se atenda à demanda com um grau de confiabilidade aceitável, minimizando as possibilidades de prejuízo com a falta de energia. Estudos são realizados para identificar quanto representaria a soma dos diversos prejuízos na ocorrência de falta de energia. Esse valor agregado constitui o custo do déficit. Assim, de acordo com o PDE 2007-2016, ‘dado um determinado custo do déficit, o planejamento da expansão da geração deve atender ao critério de segurança estabelecido pelo CNPE em que o risco anual de déficit não deve superar 5% em cada subsistema e, simultaneamente, ao critério da expansão econômica com a igualdade do Custo Marginal de Operação e do Custo Marginal de Expansão’.

95. O custo do déficit, na prática, deve retratar o quanto custa para a sociedade a insuficiência de oferta de energia elétrica. Nesse sentido, o impacto do custo da energia no Produto Interno Bruto (PIB) é considerado como uma das formas mais consistentes de valoração da importância econômica da energia elétrica para a sociedade, sendo a matriz insumo-produto nacional uma das ferramentas aplicáveis.”

58. Os valores utilizados na curva do custo de déficit à época da primeira auditoria haviam sido estabelecidos em 1997, a partir da atualização de uma curva encontrada com base em um estudo

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que tomou por base a matriz de insumo-produto de 1975, atualizada em 1997, de modo que não considerava mudanças importantes no setor elétrico até então.

59. Assim, a Resolução da Câmara de Gestão da Crise de Energia (GCE) 109, de 24/01/2002, estabeleceu, no parágrafo 3º, que, ‘a Aneel [deveria], até 31 de dezembro de 2002, definir nova metodologia de cálculo da função custo do déficit’ - FCD. Entretanto, ao realizar, no fim de 2003, Audiência Pública para a definição de nova metodologia do cálculo do custo do déficit de energia elétrica, a Aneel sugeriu que fosse mantida a curva de custo do déficit com a configuração de então, atualizando seus valores monetariamente.

60. Já na Resolução 682/2003, após a audiência, a Aneel consignou, no art. 2º, parágrafo 4º, que, ‘caso seja necessária uma nova metodologia para a determinação da curva de custo do déficit, a tarefa de desenvolvimento desta nova metodologia deve ser: I - executada por instituições de comprovada competência técnico-econômica para estudos de tal finalidade; e II - coordenada por uma Força-Tarefa composta por membros da Aneel, MAE [atual CCEE] e ONS’.

61. Ante a criticidade da informação, o TCU determinou à Aneel a apresentação de cronogramas para os estudos de definição da curva do custo do déficit (item 9.1.2.1 do Acórdão 1196/2010 - TCU - Plenário).

62. No monitoramento apreciado pelo Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, acolhendo a argumento da complexidade dos estudos, mas reconhecendo sua imprescindibilidade, a providência foi novamente determinada, desta vez ao MME (item 9.3.3) e reiterada pelo item 9.3 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário.

63. Em atendimento às deliberações, a EPE contratou consultoria especializada para o desenvolvimento dos estudos sobre o custo do déficit (peça 110, p. 7-8), elaborando, como resultado do trabalho, em 2016, a Nota Técnica EPE-DEE-RE-092/2016 (peça 341).

64. Para o ano de 2016, o valor do custo do déficit aplicado nos estudos de planejamento energético foi de R$ 4.000,00/MWh, tendo como base os valores dos quatro patamares de déficit divulgados pela Aneel em dezembro de 2015. Já para 2017, o valor do custo de déficit foi definido em R$ 4.650,00/MWh para único patamar. Este valor foi utilizado nos estudos da nova parametrização do CVaR (Mecanismo de Aversão ao Risco) no modelo Newave para fins de definição da política de operação e cálculo do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD (peça 341, p. 17). Para 2018, o valor, atualizado pelo IGP-DI, ficou em R$ 4.596,31 (Carta CT-CCEE - 1851/2017).

65. A despeito das revisões observadas, a unidade técnica noticia que a função de custo do déficit (FCD) ainda está sob reavaliação com foco na identificação de “possíveis aprimoramentos metodológicos interagindo economia e energia, propondo assim uma forma alternativa e conceitualmente mais robusta e coerente com o perfil atual do consumidor para o cálculo dos valores da FCD” (peça 341, p. 9), propondo que o assunto continue sendo acompanhado por esta Corte.

66. Ante o exposto e considerando a fase de aprimoramento da FCD em curso, proponho considerar em cumprimento os subitens 9.3.3 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, reiterado pelo item 9.3 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário, e 9.1.2.1 do Acórdão 1.196/2010-TCU-Plenário, sem prejuízo de determinar à unidade técnica que continue a acompanhar a avaliação da FCD.

IV. Reavaliação da garantia física

67. A garantia física (ou energia assegurada) reflete, sob o ponto de vista do empreendedor, o limite de energia que cada gerador pode vender em seus contratos de energia. Do ponto de vista sistêmico, por conseguinte, a garantia física corresponde à maior demanda que um sistema pode atender, sob certo critério de confiabilidade de suprimento (carga crítica).

68. O Decreto 5.163/2004, art. , § 2º, com redação dada pelo Decreto 8.828/2016, define a garantia física da seguinte forma:

“Art. 2º - Na comercialização de energia elétrica de que trata este Decreto deverão ser obedecidas, dentre outras, as seguintes condições:

(...)

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§ 2º A garantia física de energia de um empreendimento de geração, a ser definida pelo Ministério de Minas e Energia e a qual deverá constar do contrato de concessão ou do ato de autorização, corresponderá à quantidade máxima de energia elétrica associada ao empreendimento, incluída a importação, que poderá ser utilizada para comprovação de atendimento de carga ou comercialização por meio de contratos .” (grifo nosso)

69. No monitoramento apreciado pelo Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, em decorrência da utilização de metodologias diferentes para o cálculo de garantias físicas e da utilização de parâmetros que não refletem a real operação do sistema, foi constatada superavaliação da carga crítica do sistema interligado, de modo que a soma das garantias físicas já atribuídas às usinas é maior que a garantia física total do sistema.

70. Tal desequilíbrio, além de prejudicar o correto planejamento da expansão da capacidade de geração e energia, acabava gerando outra distorção, já que o respectivo equacionamento vinha sendo realizado mediante a contratação de energia de reserva, para recomposição do lastro de garantia física sistêmica, a qual gera custos adicionais aos consumidores (Encargo de Energia de Reserva).

71. Em outras palavras, por um lado, as usinas estavam sendo remuneradas com base nas respectivas garantias físicas, e, portanto, em excesso, vez que não conseguiam efetivamente produzir a energia especificada e, por outro, em adição a esse pagamento indevido, mas para garantir a segurança do sistema, um montante equivalente de energia precisa ser contratado (energia de reserva), e o respectivo custo rateado entre os consumidores, fazendo que o consumidor pagasse duas vezes pelo mesmo montante de energia.

72. Releva salientar que o MME já realizou nove leilões de energia de reserva, correspondente à contratação de 4.885 MWmédio, no horizonte de vinte anos, por R$ 116 bilhões. Em 19/12/2016, houve outro leilão de energia de reserva (peça 356).

73. Diante desse cenário, o TCU determinou ao MME a apresentação de plano de ação para a elaboração de estudos que subsidiassem a revisão ordinária das garantias físicas das usinas integrantes do sistema elétrico brasileiro (Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, item 9.3.1), tendo-se recomendado, ainda, no Acórdão 994/2015 a priorização deste aspecto (item 9.4).

74. Neste último monitoramento, a unidade instrutiva destaca que o MME identificou, em um primeiro momento, uma diferença entre as garantias físicas das usinas e o total do sistema de apenas 27 MWmédios a mais - 0,06% do total (peça 301, p. 10).

75. Em um segundo momento, o MME aprofundou os estudos, tendo optado, ao invés da revisão geral das garantias, pelo ajuste somente em variáveis econômicas que compõem seu cálculo, pois os estudos essenciais para a completa revisão das garantias físicas (como, usos consuntivos da água, produtibilidade das usinas e curvas cota-área-volume dos reservatórios, dados básicos e essenciais ao recálculo adequado) ainda não teriam sido concluídos.

76. Por meio da atualização promovida nos parâmetros econômicos (Mecanismo de Aversão ao Risco - CVaR, custo do déficit, configuração hidrotérmica de referência, topologia de Reservatórios Equivalentes de Energia - REE - e Custo Marginal de Expansão - CME), apurou-se uma redução de 1.317,1 MWmédio, equivalente a 2,3% da energia disponível no Sistema Interligado Nacional (SIN). Assim, o SIN passará formalmente a contar com 56.285,98 MWmédio em 2018, ante os 57.603,08 MWmédio admitidos como existentes no sistema atualmente (peça 390, p. 35; peça 399, p. 10, item 84).

77. Quanto à distribuição desta redução, em termos absolutos, a usina que mais teve redução em sua garantia física foi a UHE Itaipu, assim como ocorreu em 2004, quando do ajuste forçado do valor do bloco hidráulico vigente à época, em que pese ser a usina que produz historicamente até 2.000 MWmédios acima de sua garantia física, consoante pondera a unidade instrutiva (peça 366, p. 15, itens 101-1-2). A garantia de Itaipu passou de 8.182 para 7.772,9 MWmédios, ou seja, 409,1 MWmédios a menos (peça 353, p. 18).

78. Todavia, a unidade técnica pondera que as medidas adotadas no sentido de rever as garantias físicas não contemplaram aspectos físicos importantes como: (i) uso consuntivo da água dos

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reservatórios; (ii) produtibilidade das usinas; e (iii) curvas cota-área-volume dos reservatórios. Ademais, persistem 4.885 MWmédio de energia de reserva contratada para atender o déficit estrutural. 79. O estudo relativo aos usos consuntivos, item (i) supra, de responsabilidade da Agência Nacional de Águas (ANA), possuía marco de conclusão previsto para 1º trimestre de 2017 (peça 335, p. 4).

80. Os estudos de produtibilidade das usinas, item (ii), estão a cargo do ONS. A este respeito, a SefinfraElétrica registra que, embora tenha sido acordada a metodologia de revisão das vazões turbinadas e cálculo dos rendimentos históricos, os agentes envolvidos não haviam concluído os trabalhos de aplicação da metodologia, sendo que o cronograma apresentado pelo ONS indicava dezembro de 2017 como marco para o resultado final do estudo (peça 347, p. 2).

81. Quanto aos polinômios, que redefinirão as curvas cota-área-volume dos reservatórios, item (iii) supra, segundo o MME, a ANA teria relatado dificuldades para finalização do trabalho, tais como restrições orçamentárias, falta de profissionais no mercado para contratação e condições hidrológicas insuficientes para o correto levantamento dos parâmetros exigidos na Resolução Conjunta ANA/Aneel 3/2010. Alega que essa mensuração é feita em condições de máximo e de mínimo enchimento dos reservatórios, mas que algumas usinas encontram-se com volume de águas muito reduzido há anos, impossibilitando a correta mensuração (peça 335, p. 4).

82. Assim, a revisão decorrente da atualização de parâmetros econômicos, desconsiderando as demais variáveis, foi realizada pelo MME, passando a vigorar a partir de janeiro de 2018. Já a revisão integral, caso as informações sobre os dados físicos, a exemplo daquelas mencionadas no item 78 supra, efetivamente estejam à disposição do MME, poderiam subsidiar a revisão das garantias físicas de 2023, ou seja, cinco anos após a revisão de 2018 (peças 301, 335, 347, p. 2, e 366, I.3).

83. É preciso reconhecer que os trabalhos de revisão efetiva das garantias físicas não são simples, vez que envolvem análise técnica individual de cada usina geradora, com visitas, medições e conferências in loco, e, portanto, demandam prazo considerável para realização e o prévio planejamento detalhado das ações necessárias.

84. Além disso, ressalto que, à semelhança do registro efetuado no Voto condutor do Acórdão 1.171/2014-Plenário, sob o enfoque dos produtores de energia, essa revisão pode não ser desejável, pois qualquer redução na energia assegurada das usinas traz consequências financeiras, vez que tal parâmetro influencia, por exemplo, o faturamento das usinas, como será salientado no próximo tópico deste Voto, que trata do MRE e do GSF.

85. Não obstante, relembro a determinação em epígrafe foi exarada no ano de 2014 (item 9.3.1 do Acórdão 1.171/2014-Plenário), tendo sido recomendada sua priorização em 2015 (item 9.4 do Acórdão 994/2015-Plenário), sendo bastante tímidos os efeitos das providências supostamente tomadas em atendimento às deliberações desta Casa.

86. A produção efetiva de energia de uma usina pode sofrer alteração ao longo do tempo (devido, por exemplo, a alteração da vazão dos rios, da capacidade dos reservatórios em razão de assoreamento, do consumo a maior da água dos reservatórios em razão de irrigação ou abastecimento urbano de água, da necessidade de manutenções mais frequentes em equipamentos mais velhos etc.).

87. Na medida em que as garantias físicas consistem em informações absolutamente essenciais à operação (incluindo o faturamento) e ao planejamento do sistema elétrico brasileiro, resta claro que o uso de parâmetros físicos defasados para seu cálculo impedem a extração de informações confiáveis, além de repercutir, como evidenciado, de forma relevante no valor da tarifa para os consumidores.

88. Ante o exposto, endosso a proposta da unidade técnica de considerar em cumprimento o item o subitem 9.3.1 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, reiterado pelo item 9.3 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário, e em implementação o item 9.4 do Acórdão 994/2015-TCU-Plenário, sendo necessário determinar ao MME a apresentação de plano de ação para a efetivação de medidas adicionais para correção do desequilíbrio estrutural que persiste no sistema, pelo que acolho proposta adicional oferecida pela unidade instrutiva (peça 399, p. 12, item ‘c’).

89. Além disso, em razão das dificuldades observadas na obtenção de informações viabilizadoras da revisão das garantias físicas, do indicativo de múltiplas responsabilidades na

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consecução de tal atividade, acresço à proposta da unidade técnica determinação ao MME, para que, de modo concreto e específico, em conjunto com o ONS e com a ANA, apresente ao TCU plano de ação , acompanhado de cronograma e de matriz de responsabilidades , acerca das medidas ainda não concluídas para a obtenção de todas as informações necessárias à completa revisão das garantias físicas a que se refere o subitem 9.3.1 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário.

90. Em razão das múltiplas responsabilidades na consecução das atividades relacionadas ao processo de levantamento das informações necessárias à adequada revisão das garantias físicas, considero oportuno dar ciência à Casa Civil da determinação mencionada acima, enquanto órgão coordenador da atuação interinstitucional do governo.

91. Relembro, por fim, que, por meio do item 9.5 do Acórdão 184/2015-Plenário, foram promovidas audiências de gestores em razão do descumprimento de deliberação relacionada à revisão das garantias físicas (item 9.3.1 do Acórdão 1.171/2014-Plenário), cujos certificados expiravam em dezembro de 2014. No entanto, considerando que a implementação da deliberação havia sido iniciada e encontrava-se em cumprimento, o Acórdão 605/2016-Plenário acabou por acolher as justificativas apresentadas.

92. Nesse sentido, considerando, por um lado, que o processo que estava em curso acabou por não contemplar a completa revisão das garantias físicas como se aguardava, e, por outro, as mudanças de gestão ocorridas no MME, não foram apuradas neste momento as responsabilidades pela não conclusão do cumprimento da determinação. Análise mais detalhada poderá ser feita durante o acompanhamento da implementação das ações previstas nos planos de ações já encaminhados e naqueles a serem enviados a esta Corte.

V. O Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) e a repactuação do Generation Scalling

Factor (GSF) ocorrida em dezembro de 2015

93. A SeinfraElétrica registra que, muito embora a análise do MRE e da repactuação do GSF não tenha sido determinada, entendeu oportuno o registro dos desdobramentos desde o último monitoramento, dada a importância do tema em termos de segurança energética.

94. Consoante salientado pela unidade técnica (peça 399, item 44 e seguintes), o risco hidrológico, ou seja, o risco de a geração do conjunto das hidrelétricas sujeitas ao despacho centralizado do ONS não atingir a soma das garantias físicas, era risco do gerador. Essa era uma premissa básica do sistema. Contudo, em dezembro de 2015, parte desse risco foi repactuado e o consumidor passou a arcar com mais esse encargo na tarifa, por meio da Bandeira Tarifária. Segundo apurado pela equipe técnica, de 2015 até março de 2017, o consumidor já pagou R$ 18,47 bilhões por esta rubrica.

95. Nesse contexto, temos o MRE - Mecanismo de Realocação de Energia -, que consiste em um sistema criado para compartilhamento de riscos hidrológicos em que que se realoca energia entre todas as usinas hidrelétricas sujeitas ao modelo de despacho centralizado, transferindo o excedente das que geraram além de suas garantias físicas para as que geraram abaixo, ou seja, distribuindo os saldos positivos acima das garantias físicas porventura alcançados pelo conjunto das usinas que o integram. Assim, o MRE possibilita que todas as UHEs participantes possam obter a totalidade de sua garantia física, caso a geração hídrica total do sistema supere a garantia física total das UHEs participantes.

96. Para verificar a quantidade de energia produzida em relação à garantia física das usinas pertencentes ao MRE, foi criado o Fator de Ajuste da Garantia Física, ou Generation Scaling Factor (GSF). Ele mede a geração hidráulica em relação à garantia física, cujo cálculo é feito mensalmente pela CCEE, por meio do quociente entre a geração hidráulica e a garantia física.

97. Se a garantia física superar a geração hidráulica (resultado da equação for inferior a “1”), as usinas hidrelétricas estão gerando abaixo de suas garantias físicas, de sorte que necessitam comprar energia no curto prazo, valorada ao PLD - Preço de Liquidação das Diferenças, para honrar seus contratos de fornecimento de energia.

98. Até então, o GSF historicamente era positivo. Dados de geração das hidráulicas publicados pela CCEE mostram que, de 2009 a 2012, as hidráulicas geraram 197 TWh acima de sua garantia

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física (peça 397), não tendo havido reivindicação sobre mudança de regra, pois, apesar de o risco ser do gerador, havia mais geração hídrica (isto é, GSF > 1).

99. A partir de 2012, no entanto, o nível dos reservatórios começou a sofrer redução, afetando a geração das usinas hidrelétricas. Em janeiro de 2013, o GSF atingiu o patamar de 0,75. Ou seja, a geração hidráulica ficou 25% abaixo da soma de toda a garantia física dos empreendimentos participantes do MRE. Em 2014, o problema se manteve com a falta de chuvas para recomposição dos reservatórios.

100. Nesse cenário, associações do setor reivindicaram a compensação pelas perdas financeiras decorrentes, alegando que fatores imprevisíveis reduziram a geração hídrica, a exemplo da geração térmica fora da ordem de mérito e a geração da energia de reserva, tendo-se deslocado a geração hídrica para outras fontes, por fatores extraordinários, segundo afirmam, incapazes de serem precificados pelos agentes.

101. Após discussão do assunto por parte da Aneel (Audiência Pública 032/2015), foi homologada a Resolução Normativa 684, em 11/12/2015, que estabeleceu os critérios para anuência e as demais condições para repactuação do risco hidrológico de geração hidrelétrica por agentes participantes do MRE (peça 393). Neste ínterim, foi publicada a Medida Provisória 688/2015, de 18/8/2015 - convertida na Lei 13.203/2015 - autorizando a repactuação do risco suportado pelas geradoras hidrelétricas nos contratos firmados no mercado regulado e não regulado (livre e autoprodução), desde que em acordo com a Aneel e que o gerador desista de ações judiciais a respeito, entre outras condições. Com isso, os consumidores passaram a suportar a exposição ao risco hidrológico, que, até então, era arcado exclusivamente pelo gerador.

102. A repactuação representa um “seguro” ao gerador, imunizando-o contra flutuações hidrológicas que prejudiquem sua garantia física, tendo como “prêmio” uma redução de preço. Para a energia contratada no mercado regulado, o prêmio é depositado na Conta Bandeiras Tarifárias, gerida pela CCEE.

103. Em que pese tais condições de negociação, muitas usinas não aderiram à repactuação, tendo optado por recorrer ao Poder Judiciário, o qual proferiu decisões, em juízo liminar, impedindo a liquidação no mercado de curto prazo no âmbito da CCEE em razão do risco hidrológico (somente em 2015, foi cautelarmente impedida a liquidação do montante de R$ 15 bilhões).

104. A Aneel e a CCEE informaram que está em construção uma solução de contorno para uma nova renegociação do GSF, tendo em vista que o mercado poderá ficar iliquidável.

105. Nesse cenário, acolho proposta da unidade técnica de recomendar ao MME que, em homenagem ao equilíbrio entre os princípios da regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação e modicidade das tarifas, elencados no art. , § 1º, da Lei 8.987/1995, ao tratar da nova repactuação do GSF, no âmbito das Bandeiras Tarifárias, tenha em conta a proporcionalidade da assunção de riscos pelo consumidor em um contexto de mercado monopolista, bem como considere a capacidade contributiva do consumidor, uma vez que de 2015 até março de 2017 o consumidor já arcou com R$ 18,47 bilhões face a primeira repactuação do GSF.

106. Quanto ao MRE, os agentes afetados alegam que as mudanças da matriz de geração de energia elétrica nos últimos anos têm trazido distorções para o setor, tendo em vista a forte participação das termelétricas, a ausência de reservatórios nos projetos estruturantes e a introdução das fontes renováveis e intermitentes, em especial, usinas eólicas e solares.

107. Consoante registrado pela unidade técnica, o MRE - compartilhamento do risco hidrológico -, da forma como foi concebido, em 1998, fazia sentido à época, porquanto a geração hídrica representava 95% da matriz elétrica instalada. Atualmente, em que a geração hídrica atinge cerca de 68%, há que se pensar nova diretriz para esta realidade diversa.

108. Relembro, ainda, que por meio do TC 025.919/2017-2, resultante no recente Acórdão 582/2018-Plenário, relatado pelo e. Ministro Aroldo Cedraz, ao se debruçar sobre a avaliação da efetividade do sistema de bandeiras tarifárias, o TCU constatou significativos problemas, a partir de onde deliberou no sentido de que sejam tomadas providências para proteger, em especial, a modicidade tarifária e o consumidor brasileiro.

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109. Ante o exposto neste trecho, acolho proposta da unidade instrutiva no sentido de recomendar ao MME que reavalie esse mecanismo no que se refere à sua compatibilidade técnica frente às mudanças ocorridas nos últimos anos na matriz de geração de energia elétrica.

VI. Repotenciação das UHE existentes

110. Na auditoria originadora do Acórdão 1.196/2010-Plenário, a partir do estudo sobre repotenciação e modernização (R&M) de usinas hidrelétricas, concluído em 2008 pela EPE, e, considerando as limitações declaradas no próprio documento, a exemplo da desconsideração de possíveis benefícios por aumento de vazão máxima turbinável, o TCU determinou ao MME, em conjunto com a EPE, o aprofundamento nos estudos, tendo em vista a necessidade de otimização do potencial hidrelétrico (item 9.2.1.5).

111. Naquela ocasião, a EPE havia concluído que a repotenciação e modernização das usinas hidrelétricas, considerando um subconjunto de usinas com mais de vinte anos de idade, não agregaria energia nova ao Sistema Interligado Nacional (SIN) em volumes significativos, concluindo que tratarse-ia de decisão econômica do agente (peça 37, p. 12).

112. No monitoramento de 2014, ante a ausência de apresentação de estudos conclusivos por parte dos responsáveis e mesmo existindo indícios de que a R&M das usinas hidrelétricas talvez não produzisse o aumento da geração de energia apontado pelas projeções iniciais, o TCU reforçou a determinação mediante o item 9.3.4 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário. Em 2015, ante o não encaminhamento dos estudos, foi fixado prazo para envio dos estudos ao TCU (item 9.4 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário).

113. Neste ínterim, a unidade técnica aduz a realização de audiência pública pela Aneel, em 2012, e de estudos por parte da EPE (a exemplo da Nota Técnica EPE-DEE-RE-061/2012-r0, de 16/7/2012 - peça 134, Nota Técnica EPE-DEE-RE-112/2012-r0, de 31/10/2012 - peça 166, e Nota Técnica 14/2016 - peça 304, p. 64).

114. Em um dos estudos apresentados pela EPE, haveria a possibilidade de se instalarem máquinas adicionais em hidrelétricas existentes, adicionando mais de 2.600 MW ao sistema (peça 264, p. 5, item 11.1.2), mas a própria empresa ressalta que 50% da capacidade instalada de hidrelétricas têm mais de 30 anos em operação, o que, para a EPE, significaria a necessidade de investimentos na modernização de algumas delas, de sorte que as reais possibilidades teriam que ser confirmadas ante o atual cenário da matriz energética brasileira (peça 304, p. 64).

115. A conclusão passa, ainda, pelo resultado da análise de viabilidade econômica, a qual também recebeu contribuições da EPE.

116. No âmbito deste monitoramento, o MME noticiou (peça 329, p. 2) a existência da Chamada Pública 20/2016, que trata do projeto de P&D Estratégico intitulado ‘Aprimoramento do ambiente de negócios do setor elétrico brasileiro’, que avaliará, entre outros quesitos, a eficácia e a necessidade dos mecanismos vigentes e potenciais para contratação de lastro de potência” (peça 343, p. 13) e teria resultados previstos em dezoito meses, ou seja, em meados de 2018.

117. Ante o exposto, acolho proposta da unidade técnica de considerar em cumprimento a determinação constante do item 9.3.4 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, com prazo estabelecido pelo item 9.4 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário, e em implementação a recomendação do item 9.2.1.5 do Acórdão 1.196/2010-TCU-Plenário.

VII. Responsáveis por determinar corte de carga e superação dos limites de risco de déficit

118. No monitoramento apreciado pelo Acórdão 994/2015-Plenário, o TCU identificou ocasiões no início de 2015 em que o risco do déficit de energia ultrapassou a tolerância estabelecida, sem que tenha sido determinado o respectivo corte de carga.

119. À época, identificou-se que o Governo não estaria seguindo os resultados dos modelos matemáticos e computacionais à risca, tendo confiado na expectativa de uma redução não compulsória de consumo e na adoção de medidas conjunturais para reforço da geração no curto prazo, além de um cenário hidrológico mais favorável no futuro.

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120. Assim, foi promovida diligência ao MME para que informasse de qual órgão seria a competência para apreciar e deliberar sobre a adoção de medidas de contenção/redução dos custos/riscos de déficit de energia elétrica (item 9.2.1 do Acórdão 994/2015-Plenário), bem como informasse as medidas de contenção/redução dos custos/riscos de déficit de energia elétrica que foram ou estão sendo adotadas em razão da superação do limite de risco de déficit e do primeiro patamar de custo de déficit (item 9.2.2).

121. O MME contemporiza a situação encontrada, aduzindo que a curva do custo do déficit é apenas um dos parâmetros utilizados na otimização do despacho de geração com vistas a encontrar uma solução de equilíbrio entre segurança e custo e não tem o objetivo de deliberar uma redução compulsória do consumo (peça 223). O Ministério afirma, também, que o ordenamento jurídico vigente não define a qualquer órgão ou entidade integrante do setor energético brasileiro, de forma isolada, a competência para apreciar e deliberar acerca da adoção de medidas de contenção/redução dos custos/riscos de déficit de energia elétrica, considerando-se para tanto, as competências concorrentes tanto do Conselho Nacional de Política Energética - CNPE (art. , inciso I, da Lei 9.478/1997), quanto do Comitê de Monitoramento do Sistema Elétrico - CMSE (art. 14 da Lei 10.848/2004, c/c art. do Decreto 5.175/2004), do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS (art. 13 da Lei 9.648/1998) e da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE (art. 22 da Lei 10.848/2004), no tocante à garantia e segurança do suprimento (peça 223, p. 2).

122. O MME assevera ainda que a competência varia, caso a caso, para se definirem e se aplicarem as medidas para a superação de situações de crise energética, a depender da gravidade, extensão, duração e permanência da anormalidade energética.

123. Neste contexto, a unidade técnica destaca que o item 9.1 do Acórdão 2.519/2015-Plenário, relatado pelo e. Ministro José Múcio, que tratou de processo em que se avaliaram medidas emergenciais e estruturantes ante a perspectiva de crise do setor elétrico, recomendou ao MME a elaboração de plano de ação para instituição de “Plano de Contingência para Situações de Elevado Risco de Insuficiência Energética” contendo, entre outros, a definição de medidas a serem gradativamente disparadas mediante critérios objetivos, por agentes determinados, de forma a dar previsibilidade, transparência decisória e maior segurança para o sistema elétrico.

124. Quanto ao item 9.2.2 do Acórdão 994/2015-Plenário, o MME informou que, entre as ações adotadas, está a autorização para que o ONS utilize na plenitude os recursos térmicos disponíveis, assim como adote medidas excepcionais para prover recursos adicionais ao SIN , além de elencar medidas operativas adotadas pelo ONS nos anos de 2014 e 2015 (peça 223, p. 2 e 3).

125. Nesse cenário, perfilho-me à proposta da unidade instrutiva de considerar cumpridos os itens 9.2.1 e 9.2.2 do Acórdão 994/2015-Plenário, porquanto tratavam do encaminhamento de informações ao TCU.

VIII. Utilização de despachos fora da ordem do mérito e seus reflexos no planejamento

energético

126. Na auditoria inicial, restou constatada a ocorrência de despacho de termelétricas fora da ordem de mérito econômico, contrariando as indicações dos modelos computacionais de otimização energética e onerando o custo de geração.

127. Os sistemas (Newave e Decomp), ao estabelecer o Custo Marginal de Operação (CMO), indicam automaticamente o despacho das usinas geradoras em acordo com seus custos de geração. O ONS, entretanto, à revelia da indicação de seus sistemas, vinha efetuando despachos que desobedeciam ao CMO indicado, optando por despachar usinas mais caras. Apenas no ano de 2014, tais despachos corresponderam a 800 MWmédios.

128. Como consequência, o planejamento realizado pela EPE não captura os despachos fora da ordem do mérito feitos pelo ONS, mesmo com a incorporação do CVaR no Newave, gerando um descasamento entre os critérios da simulação da operação realizada pela EPE, para fins de planejamento de longo prazo para expansão do sistema, e os critérios utilizados pelo ONS, na real operação do sistema elétrico.

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129. Assim, o TCU recomendou à EPE que analisasse a possibilidade de alimentar o sistema de planejamento de expansão da capacidade de geração com as informações relativas aos despachos fora da ordem econômica de mérito realizados pelo Operador Nacional do Sistema - ONS como mecanismo de aversão ao risco (item 9.3 do Acórdão 994/2015-Plenário).

130. A EPE contemporiza a recomendação exarada ao registrar que “a incorporação do CVaR (valor condicionado a um dado risco) aos modelos de planejamento da operação, de formação de preços e de planejamento da expansão reduziu a necessidade de despachos fora da ordem de mérito” (peça 227), muito embora não tenha sido “suficiente para zerar a necessidade de despachos adicionais em situações extremas, como as vivenciadas atualmente no Sudeste e Nordeste devido às condições climatológicas”. Registra, ainda, que “os resultados obtidos devem ser interpretados como um auxílio à tomada de decisão quanto aos despachos fora da ordem de mérito, que cabe ao CMSE” (peça 227, p. 2).

131. Diante disso, a unidade técnica sugere (peça 366) considerar implementada a recomendação constante do item 9.3 do Acórdão 994/2015-TCU-Plenário. No entanto, considerando os reflexos dos referidos despachos na formação de preço, que importaram em cobrança de Encargo de Serviços de Sistema, por Segurança Energética, na ordem de R$ 3,8 bilhões no ano de 2016 (peça 364), que o CMO não captura os despachos fora da ordem de mérito feitos pelo ONS e que não há plena transparência acerca de quais usinas foram chamadas a operar que perfizeram esse montante de encargo, propõe determinar à Aneel, com base no art. 3º da Lei 12.527/2011 (Lei de Acesso à Informação - LAI) c/c o inciso XXXIII do art. 4º do Decreto 2.335/1997, que publique ou faça publicar uma série de dados relativos à operação fora da ordem de mérito.

132. Registro, também, que tal proposta, em suma, foi mantida pela unidade técnica (peça 399, p. 11, item 92, ‘b’) mesmo após manifestação da Aneel (peça 382) acerca da instrução contida na peça 366 dos autos, em cumprimento ao Despacho por mim proferido à peça 377.

133. A Aneel, ao oferecer comentários à proposta da unidade técnica, salientou que tal divulgação ensejaria “trabalhos adicionais de análise, interpretação ou consolidação de dados”, contrariamente ao disposto no art. 13, inciso III, do Decreto 7.724/2012, que é incabível a determinação para publicação em formato específico e que os relatórios mensais publicados pela CCEE já conteriam os dados mencionados pela SeinfraElétrica. Assim, a Agência pugna pela desconsideração da proposta suscitada pela unidade instrutiva.

134. A SeinfraElétrica salienta que, muito embora os Despachos fora da ordem do mérito econômico tenham sido reduzidos a partir de junho de 2016 nos submercados SE/CO e Sul, permaneceram ocorrendo nos submercados N e NE.

135. Merece destaque situação ocorrida no ano de 2016, em pleno período de chuvas, quando o CMO médio da primeira semana de janeiro/2016 estava em R$ 20,64/MWh , tendo havido despacho térmico com usina a custo variável unitário (CVU) de R$ 511,77/MWh (peça 358).

136. A meu ver, ainda que tais despachos tenham sido reduzidos nos últimos tempos, é preciso exigir que se explicite quais usinas estão sendo despachadas fora da ordem, a energia gerada e o respectivo custo, uma vez que tais informações são imprescindíveis para que se conheça o impacto desses despachos para o sistema. Assim, endosso a análise e a proposta da unidade técnica mencionadas no item 131 supra, acrescendo-se a necessidade de que a justificativa do despacho também seja objeto de publicação.

137. Entendo que é possível acatar a justificativa apresentada de que, em situações críticas, eventualmente, o modelo computacional não consiga refletir adequadamente todas as variáveis do problema. No entanto, a ordem dos despachos, ao refletir relevante atuação da Administração Pública, não poderia se revestir de opacidade, em respeito ao próprio princípio constitucional da transparência (CF, art. 37, caput; Lei 12.527/2011).

138. Considero que tal medida afigura-se, ainda, extremamente salutar sob o ponto de vista da ordem econômica, já que confere clara e efetiva sinalização aos agentes econômicos do setor. Ademais, sob o ponto de vista de controle, trata-se de necessário controle detectivo, compensando a ausência do controle preventivo determinístico.

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IX. Insuficiência dos dados acerca da geração divulgados pela CCEE

139. No curso do presente monitoramento, a equipe do TCU verificou que dados de geração de energia e de montantes e características dos contratos não estão sendo disponibilizados adequadamente na internet pela CCEE, dificultando a comparação entre o total contratado e o efetivamente gerado e o estudo do comportamento das usinas e sua real contribuição para o sistema.

140. Da mesma forma, verificou-se que dados de contratos e agentes estão em relatórios no formato PDF, não em planilhas com séries históricas, dificultando sua utilização.

141. A unidade instrutiva defende que, muito embora a CCEE tenha enviado ao TCU, com presteza, as séries de dados solicitadas, tais dados devem ser de domínio público e estar disponibilizados online em bases comparáveis, em formatos/unidades que possibilitem a realização de avaliações, estudos, comparações e fiscalizações.

142. Assim, a unidade técnica propõe determinar à Aneel que publique ou faça publicar tais informações, em formatos que possibilitem a execução de estudos e análises.

143. Registro que tal proposta, em suma, foi mantida pela unidade técnica (peça 399, p. 11, item 92, ‘b’) mesmo após manifestação da Aneel (peça 382) acerca da instrução contida na peça 366 dos autos, em cumprimento ao Despacho por mim proferido à peça 377.

144. Entendo que assiste razão à unidade técnica, à semelhança do raciocínio esposado nos itens 137 a 138 supra, além do que a publicação em planilhas eletrônicas consiste, a meu ver, em formato rotineiro, ordinariamente adotado nas trocas de informações e na publicação de dados, sendo, inclusive, mais aderente ao formato de ‘dado aberto’ (maturidade 2 ou 3 estrelas). Ademais, não se trata de trabalho adicional de análise, interpretação ou consolidação de dados, mas da disponibilização do dado ‘bruto’, para que o próprio usuário da informação realize tais atividades.

145. Ante o exposto, acolho, com ajustes de forma, a proposta de determinar à Aneel a publicação de dados divulgados pela CCEE acerca da geração, comercialização e operação de energia elétrica.

X. Fragilidades no cômputo da carga total do sistema

146. No início de 2015, após matéria publicada na imprensa, que noticiou divergência na carga medida do sistema integrado, foi identificada uma diferença procedimental entre a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e o ONS, o qual segue a regulamentação da Aneel.

147. Enquanto a CCEE divulgou que a geração do sistema crescera 1,1% entre janeiro de 2014 e janeiro de 2015, o ONS divulgou que o crescimento seria de 2,4% (peça 345, p. 7). Essa divergência alcançou o montante de 2.933 MW médios, em janeiro de 2015 - diferença de aproximadamente 4%, considerando a carga total medida pelo ONS.

148. Nesse cenário, e sabendo-se que os valores de carga refletem na formação de preço da energia no curto prazo e que são essenciais para a programação e planejamento do setor elétrico, as instituições criaram um grupo de trabalho para identificar as razões dessa diferença nos cálculos, concluindo-se que o cálculo da carga do ONS e da CCEE são conceitualmente diferentes.

149. Como aduz a unidade técnica (peça 366, item 168-170), a carga computada pelo ONS se refere à ótica global da oferta de geração, ou seja, a geração das usinas que injetam energia nos sistemas de transmissão e distribuição. Desse modo, nas simulações de planejamento da operação do ONS, não se consideram informações diretas de geração de cerca de quinhentas usinas, classificadas como “não simuladas”, entre as quais incluem-se usinas de biomassa e pequenas centrais hidrelétricas (PCH), pequenas centrais térmicas, além de usinas eólicas e fotovoltaicas conectadas na rede de distribuição, cuja geração é considerada na base. Para estas usinas, o ONS utiliza uma estimativa da geração, por meio da média mensal do histórico de geração líquida nos últimos cinco anos, e posterior cotejo dos dados com outras informações fornecidas pelos agentes de distribuição (peça 343, p. 9), consoante Resolução Normativa Aneel 440/2011, alterada pela Resolução 476/2012.

150. A CCEE, por outro lado, como instituição responsável pela contabilização (faturamento) e liquidação financeira dos contratos de energia, possui informações sobre a quantidade efetiva de

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energia gerada por essas usinas “não simuladas” pelo Operador, além de informações sobre o consumo de energia elétrica.

151. Segundo informado pelas instituições, tais informações das usinas “não simuladas” não são compartilhadas periodicamente, sendo que após tratativas no ano de 2016 teria havido aprimoramento quanto à defasagem temporal na comunicação entre os agentes.

152. Ao comparar os dados utilizados originalmente pelo ONS com os dados da CCEE, as instituições reavaliaram os valores de carga calculados para os anos de 2014 a 2016, o que implicou a sobre-elevação estrutural do patamar de 3% de carga bruta de energia calculada pelo ONS. A carga de 2016, por exemplo, foi revisada de 64.573 para 66.645 MW médios - um acréscimo de 2.071 MW médios (peça 350, p. 18)

153. Assim, ante as fragilidades observadas e dada a enorme importância da informação, a unidade técnica propôs, à instrução da peça 366, determinar que a Aneel reavaliasse as Resoluções Normativas 440/2011 e 476/2012.

154. A Aneel manifestou-se (peça 382) a respeito de tal proposta, asseverando que a reavaliação em questão não teria o condão de solucionar a falha, que a causa do problema estaria na análise do intervalo temporal dos dados de carga do sistema, os quais já teriam sido ajustados, mediante melhoria nos processos de disponibilização dos dados entre CCEE e ONS.

155. Ao analisar a manifestação (peça 399), a unidade técnica registra que a noticiada melhoria nos processos não foi capaz de sanar o problema, registrando, em maio/2017, diferença de 400MWmédio. Registrou, ainda, a existência de divergências quanto à medida para solucionar o problema entre Aneel e ONS, mas acolheu parcialmente a manifestação apresentada, propondo-se que a Aneel, em conjunto com o ONS e com a CCEE, adotem as medidas necessárias para a completa eliminação da incompatibilidade na carga total do sistema, a exemplo da representação dos dados ou de eventual necessidade de compatibilização entre a Resolução Normativa 440/2011 e os Procedimentos de Rede do ONS.

156. Endosso a proposta da unidade técnica aventada na instrução da peça 399, ajustada após a manifestação da Aneel, tendo em vista a participação conjunta do ONS e CCEE e que a proposta não se imiscui na discricionariedade técnica da Aneel, inobstante indícios de que a gênese do inconsistência consiste na incompatibilidade entre a Resolução Normativa 440/2011 e os Procedimentos de Rede do ONS, como registrado pela unidade técnica.

XI. Perspectivas para a segurança energética até 2026

157. Em termos de perspectivas para o futuro, avaliando o PDE 2026 com auxílio da SeinfraElétrica, pode-se perceber que, em relação ao atendimento da demanda projetada para o horizonte do plano decenal (até dezembro de 2026), o PDE considera significativa ampliação das fontes alternativas (PCH, EOL, BIO e SOL), chegando a 30% de toda a matriz, como se depreende do gráfico abaixo – em GW (elaborado a partir do PDE, 2026, tabelas 17 e 45 e gráfico 31):




Capacidade Instalada no SIN 

2016 
  
2026 
  

Hidráulica 

96,7 

65% 

110,5 

52% 

Nuclear 

2,0 

1% 

3,4 

2% 

Térmica 

21,0 

14% 

23,2 

11% 

PCH+Biomassa+Eólica+Solar 

28,7 

19% 

63,2 

30% 

Alternativa indicativa de Ponta 

0,0 


12,2 

6% 

Total do SIN 

148,4 
  
212,5 
  

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158. Neste cenário, as fontes hidrelétricas têm sua participação diminuída para 52% e as termelétricas mantêm praticamente constante o percentual da matriz. Energias alternativas somariam mais de 18,3 GW de incremento no período, além dos 16,2 GW já licitados com previsão de entrada em operação no período de 2016 – 2021, totalizando incremento de 34,5 GW (PDE 2026, p. 254 -tabela 45).

159. O acelerado e contínuo crescimento das energias alternativas na matriz elétrica brasileira impõe importantes desafios para a segurança energética nacional, ante o não alinhamento dessas fontes ao modelo de despacho hidrotérmico atualmente utilizado, em especial face a pouca flexibilidade das fontes alternativas, principalmente eólica e solar.

160. Neste cenário, o PDE 2026 faz referência à chamada “alternativa de ponta”, fonte de geração que seria acionada para atendimento da carga de ponta, exigindo dessas fontes flexibilidade operacional (“despachabilidade”). Seriam necessários para atendimento dessa alternativa a implantação de 12,2 GW, viabilizados, segundo o PDE, essencialmente por meio de termelétricas ainda não licitadas. Segundo o PDE, dos 15,9 GW relacionados à expansão das termelétricas fósseis e nuclear (não licitadas), somente 3,7 GW são voltados ao atendimento da carga média, sendo o restante (12,2 GW) focado apenas no atendimento à demanda máxima, configurando o que é chamado nesta edição do PDE de energia “alternativa de ponta”. Ou seja, essas térmicas serão acionadas somente em caso de necessidade de atendimento à ponta, não tendo, em tese, participação representativa na geração média de energia elétrica durante o período.

161. Assim, desponta-se o importante papel das térmicas para a segurança energética, em especial ante a possível materialização dos riscos da baixa afluência, bem como o atendimento à demanda de ponta na perspectiva indicada no PDE 2026.

162. Quanto ao suprimento destas termelétricas “de ponta”, o próprio PDE indica o gás natural como alternativa prioritária, mais recomendada para fins de simulação e análise socioambiental. Entretanto, não se pode olvidar dos desafios quanto à disponibilidade do fornecimento de gás natural para essas usinas, como destaca o próprio Plano Decenal. Neste cenário, a opção pelo carvão mineral poderia se apresentar como solução alternativa de expansão, visto que as usinas térmicas a carvão nacional possuem custo inferiores, comparativamente às alternativas a gás (GN/GNL), além de possuírem o combustível indexado em moeda nacional e existirem reservas comprovadas em território nacional. Por outro lado, é considerável o incremento nas emissões de CO2. Tal emissão de CO2, entre outros fatores, levaram a um grupo de países a formar uma “Aliança para o Abandono do Carvão”, anunciada na COP23, na Alemanha em 2017.

163. Além do suprimento, é de suma importância a discussão acerca do estabelecimento e renovação das garantias físicas desse tipo de usina, tema ainda não debatido com profundidade pelo TCU, além da possibilidade de modernização de parte do parque termelétrico nacional.

164. Outro aspecto que merece avaliação diz respeito ao custo e aos impactos ambientais de se prover garantia de ponta em decorrência da adoção de fontes alternativas, em especial eólica e solar.

165. Em uma avaliação inicial, considera-se louvável a ampliação do uso de tais fontes alternativas. Entretanto, é preciso descortinar quais os respectivos custos e, até mesmo os impactos ambientais, decorrentes da necessidade de se garantir o atendimento à demanda de ponta por meio de usinas termelétricas, como indicado no PDE 2026, comparativamente a outros cenários, tendo em vista, inclusive, os reflexos tarifários de tais decisões para a sociedade brasileira.

166. Assim, entendo que deve ser realizada avaliação comparativa quanto ao custo e aos impactos ambientais de se garantir o atendimento à demanda de ponta na utilização de fontes alternativas e o respectivo custo no uso de fontes térmicas fósseis, as quais tendem a exigir proporcionalmente capacidade instalada inferior para um mesmo patamar de risco. Assim, entendo que tal aspecto também deve ser incluído na fiscalização ora proposta.

167. Com efeito, considerando a importância do assunto e a profundidade dos exames necessários, entendo oportuno o Tribunal se debruçar sobre o tema por meio de nova auditoria, tendo como objeto a participação termelétrica na matriz energética nacional, analisando aspectos técnicos e

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atuais desta fonte, e sua relevância para o adequado desenvolvimento do setor e manutenção da segurança energética.

168. Assim, pode-se perceber que o Tribunal estaria atuando no tripé da segurança energética no horizonte decenal - constituído pelas usinas hidrelétricas (já analisadas estruturalmente no âmbito do TC-029.192/2016-1 e demais monitoramentos deste TMS), usinas com fontes alternativas (projeto de fiscalizações previstas para o ano de 2018, inclusive em parceria com GIZ e Olacefs) e usinas termelétricas (avaliadas estruturalmente no âmbito da fiscalização que se propõe), com o fito de o Controle Externo cobrir sistematicamente o desenvolvimento do setor elétrico brasileiro.

XII. Matriz energética brasileira de referência

169. Como destacado nos itens 38 e 39 supra, observou-se, nestes últimos anos, um distanciamento entre o planejamento da matriz energética brasileira e o grau de adoção efetiva das diversas fontes geradoras, em decorrência dos leilões para ampliação da capacidade de geração.

170. No PDE 2026, por exemplo, em virtude das diversas dificuldades para viabilização dos projetos hidrelétricos, comentadas na seção II deste Voto, é possível perceber a opção dos órgãos gestores por se conformar a matriz energética ‘planejada’ à matriz factível do ponto de vista socioambiental sem consideração das alternativas econômicas e técnicas, dadas as decisões governamentais e as limitações de ordem burocrática que foram observadas pelo setor nos últimos anos, em especial quanto à viabilização do licenciamento socioambiental de novos empreendimentos. Ou seja, a matriz energética brasileira, nos últimos anos, vem sendo construída a partir da predominância do aspecto socioambiental em detrimento dos outros, que têm em princípio a mesma relevância. Consequentemente, a matriz energética brasileira tem sido construída predominantemente sob a ótica socioambiental imposta, sem se considerar se a opção feita é de fato um bem para o país.

171. Entendo que tal opção é irracional, uma vez que a matriz energética brasileira vem evoluindo na prática sem se saber se é a melhor para o país. Assim, penso que as decisões relacionadas à expansão na capacidade geradora devem buscar a concretização de uma matriz energética brasileira que se considere “referencial” sob o ponto de vista da segurança energética, modicidade tarifária, utilização racional e adequada das diversas tecnologias de geração disponíveis, emissão de CO2, além dos outros aspectos de ordem ambiental, social, histórico arqueológica ou burocrática. A proposta é de que essa matriz energética “referencial” seja pensada e elaborada pelos órgãos gestores do setor elétrico como o melhor conjunto de soluções possíveis para a expansão da capacidade de geração de energia elétrica e como objetivo a ser alcançado pelo planejamento energético. Evidente que tal matriz “referencial” deve ser atualizada periodicamente.

172. Entendo que os dados a serem gerados na produção dessa matriz energética “de referência” serão capazes de alimentar o debate, necessário e fundamentado, quanto ao custo das decisões de expansão da geração elétrica brasileira, ao menos em termos de segurança, tarifa, impactos sociais e impactos ambientais, como a emissão de GEE, e assim permitir efetivas comparações entre as diversas alternativas para ampliação da capacidade geradora no país, bem como vão justificar a escolha e os custos daquela solução que melhor atende as necessidades da sociedade brasileira, em tema de elevada grandeza estratégica.

173. A partir da matriz energética “referencial”, poderiam ser elaboradas variações, passando-se a considerar limitações extraordinárias e decisões político-governamentais. Em outras palavras, a partir do cenário “referencial”, seria possível comparar alternativas e elucidar os custos e os efeitos de cada restrição, possibilitando-se o debate transparente em torno de decisões ou restrições tomadas.

174. Importante ressaltar a importância dessa matriz de “referência” como mecanismo de transparência. Ao se decidir por uma solução de expansão de geração, seja a melhor indicada pela matriz ou outra, tanto os gestores do setor elétrico quanto a sociedade saberão com clareza os custos técnicos, econômicos, sociais e ambientais decorrentes da decisão. Não é o que ocorre atualmente. Até o estudo realizado pela EPE mencionado neste voto, por exemplo, não se tinha conhecimento de que a não construção da UHE de São Luiz do Tapajós terá para o país, na melhor das hipóteses, um custo de R$ 23 bilhões em 30 anos e de emissão de 6,5 milhões de toneladas de CO2 por ano. A pergunta que

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não quer calar é: a sociedade brasileira está disposta a assumir esse custo a fim de obter o benefício socioambiental de não construção da usina? E qual seria, de fato, esse benefício socioambiental? Em suma, atualmente as decisões de expansão da capacidade de geração têm pouca ou nenhuma transparência e são tomadas sem a racionalidade necessária e sem que se conheçam, com precisão, os custos e benefícios associados.

175. Por oportuno, associadamente à geração, entendo que as soluções ou projetos cujo custo de transmissão se torne relevante deveriam ser incluídos no cenário “referencial”.

176. Dessa forma, proponho recomendar que a EPE, em atenção às competências constantes do art. 4º da Lei 10.847/2004, elabore a “ matriz energética brasileira de referência”, considerando o melhor conjunto de soluções para a expansão de energia elétrica sob o ponto de vista da segurança energética, modicidade tarifária, utilização racional e adequada das diversas tecnologias de geração disponíveis, emissão de CO2, além dos outros aspectos de ordem ambiental, social, histórico-arqueológica ou burocrática, bem como adote, o mais possível, a busca pela concretização de tal matriz no planejamento energético .

177. Do mesmo modo, proponho recomendar ao Ministério de Minas e Energia que, a partir da matriz energética de referência, incorpore nas justificativas das decisões de expansão de capacidade de geração , quando da inclusão dos empreendimentos nos leilões de geração , os custos e benefícios associados ao empreendimento , em termos de segurança energética, modicidade tarifária, emissão de CO2 e outros aspectos de ordem social, ambiental, técnica e econômica que entender relevantes.

XIII. Decisão pela adoção de termelétricas

178. À guisa do relatado na seção II deste Voto, resta exemplificado como a implantação de usinas termelétricas, apesar da relevância que têm para a Segurança Energética, pode ser prejudicial ao meio ambiente e, por conseguinte, aos compromissos internacionais assumidos pelo país quanto à emissão de gases causadores do efeito estufa, além da majoração do custo tarifário. A comparação empreendida pela EPE, ainda que tomando apenas um caso concreto, o da UHE de São Luís de Tapajós, evidencia os efeitos deletérios ao meio ambiente, a nível global, decorrentes da opção por UTE fósseis.

179. É oportuno relembrar, ainda, que a inserção das termelétricas na matriz nacional se deu, em um primeiro momento, como mecanismo de incremento da segurança do sistema, tendo em vista a materialização anterior do risco hidrológico, passando a compor parte da base do sistema.

180. O volume de gases geradores de efeito estufa (GEE) emitidos no processo de geração de energia, sobretudo proveniente do parque de usinas térmicas com combustíveis fósseis, depende de diversos fatores, como o insumo utilizado (carvão, gás, óleo etc), do regime de funcionamento e, em última análise, dos despachos de térmicas, fortemente influenciados pela perspectiva hidrológica.

181. Segundo os PDEs 2020 (página 285, tabela 187), 2024 (página 390, tabela 168) e 2026 (página 240, tabela 34), a evolução e a estimativa das emissões de GEE referentes ao setor energético encontra-se da seguinte forma (em MtCO2e):




Setor 

2005 

2010 

2015 

2020 

2025 

2026 

SIN 

21 

27 

64 

24 

36 

37 

Emissão total na
produção, transformação
e no uso de energia 

317 

381 

454 

404 

457 

469 

182. Da tabela acima, constata-se forte elevação da emissão de GEE no ano de 2015, no âmbito do SIN, repercutindo significativamente na emissão total do setor energético. A explicação para a elevada emissão observada em 2015 é encontrada no próprio PDE 2026:

No SIN, as emissões foram altas em 2015, atingindo quase 65 MtCO2e. Este fato refletiu as condições hidrológicas desfavoráveis verificadas no período , o que obrigou o sistema a acionar mais energia termelétrica com base fóssil . Esse efeito já começou a ser atenuado com as chuvas de

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2015 e 2016 e a expectativa é que continue melhorando nos próximos anos. Assim, estima-se que em condições hidrológicas médias as emissões voltem a patamares em torno de 24 MtCO2e em 2020 e 37 MtCO2e em 2026.

(..)

As emissões do setor elétrico podem variar substancialmente dependendo das condições hidrológicas . Em 2026, estima-se que em condições hidrológicas extremamente favoráveis o sistema poderia emitir abaixo de 30 MtCO₂e e, por outro lado, em condições extremamente desfavoráveis o sistema poderia emitir até 90 MtCO₂e. Porém, a probabilidade de ocorrência desses cenários extremos é pequena. Na média de todos os cenários hidrológicos simulados (séries históricas e 2.000 séries sintéticas simuladas no modelo NEWAVE), o setor emitiria 37 MtCO₂e, valor este considerado como referência para o setor elétrico. Cabe ressaltar que os cenários hidrológicos citados não têm o objetivo de simular mudanças no padrão hidrológico das bacias hidrográficas devido às mudanças climáticas globais. [PDE 2026, p. 239]

183. Compulsando a legislação ambiental a respeito, consoante avaliação contida no Acórdão 2.659/2017-Plenário, relatado pelo e. Ministro Aroldo Cedraz, merecem destaques a Política Nacional sobre Mudança do Clima – PNMC –, o Acordo de Paris e os Objetivos de Desenvolvimento Sustentável – ODS.

184. A partir da PNMC, instituída pela Lei 12.187/2009, temos as seguintes metas:

Lei 12.187/2009, art. 12. Para alcançar os objetivos da PNMC, o País adotará, como compromisso nacional voluntário, ações de mitigação das emissões de gases de efeito estufa, com vistas em reduzir entre 36,1% (trinta e seis inteiros e um décimo por cento) e 38,9% (trinta e oito inteiros e nove décimos por cento) suas emissões projetadas até 2020 .

185. O Decreto 7.390/2010, que regulamentou a Política Nacional sobre Mudança do Clima instituído pela Lei 12.187/2009, considera o PDE como uma das fontes para a estimativa de emissão de CO2, projetando 868 MtCO2eq (já considerando a projeção de aumento da emissão em 234 MtCO2eq) para o setor energético brasileiro:

Decreto 7.390/2010, art. A projeção das emissões nacionais de gases do efeito estufa para o ano de 2020 de que trata o parágrafo único do art. 12 da Lei nº 12.187, de 2009, é de 3.236 milhões tonCO2eq de acordo com detalhamento metodológico descrito no Anexo deste Decreto, composta pelas projeções para os seguintes setores:

(..)

II - Energia: 868 milhões de tonCO2eq;

186. Para alcançar o compromisso de redução da emissão de GEE entre 36,1% e 38,9% deste montante, o Decreto prevê uma série de medidas, com destaque para a expansão da oferta hidroelétrica , conforme inciso III a seguir:

Decreto 7.390/2010, art. Para alcançar o compromisso nacional voluntário de que trata o art. 12 da Lei nº 12.187, de 2009, serão implementadas ações que almejem reduzir entre 1.168 milhões de tonCO2eq e 1.259 milhões de tonCO2eq do total das emissões estimadas no art. 5º.

§ 1º Para cumprimento do disposto no caput, serão inicialmente consideradas as seguintes ações contidas nos planos referidos no art. 3o deste Decreto:

I - redução de oitenta por cento dos índices anuais de desmatamento na Amazônia Legal em relação à média verificada entre os anos de 1996 a 2005;

II - redução de quarenta por cento dos índices anuais de desmatamento no Bioma Cerrado em relação à média verificada entre os anos de 1999 a 2008;

III - expansão da oferta hidroelétrica, da oferta de fontes alternativas renováveis, notadamente centrais eólicas, pequenas centrais hidroelétricas e bioeletricidade, da oferta de biocombustíveis, e incremento da eficiência energética;

IV - recuperação de 15 milhões de hectares de pastagens degradadas;

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V - ampliação do sistema de integração lavoura-pecuária-floresta em 4 milhões de hectares;

VI - expansão da prática de plantio direto na palha em 8 milhões de hectares;

VII - expansão da fixação biológica de nitrogênio em 5,5 milhões de hectares de áreas de cultivo, em substituição ao uso de fertilizantes nitrogenados;

VIII - expansão do plantio de florestas em 3 milhões de hectares;

IX - ampliação do uso de tecnologias para tratamento de 4,4 milhões de m3 de dejetos de animais;e X - incremento da utilização na siderurgia do carvão vegetal originário de florestas plantadas e melhoria na eficiência do processo de carbonização. (grifou-se)

187. Para o período pós-2020, ganha relevo o Acordo de Paris, ratificado pelo Brasil, em que o país se comprometeu a alcançar, em 2025, redução de 37% ao verificado no ano de 2005 (2,1 GtCO2e i), ou seja, emissão total de GEE da ordem de 1,3 GtCO2e, segundo dados do PDE 2026 (p. 238 e 241), sem que tenha sido distribuída formalmente tal meta entre os diversos setores da economia. Na sequência, o país se comprometeria a uma nova redução, até 2030, com mitigação total de 43% em relação ao mesmo patamar de 2005.

188. No rol das intenções do governo brasileiro, que precederam o compromisso internacional ii , consta expressamente o objeto de:

“iii) no setor da energia, alcançar uma participação estimada de 45% de energias renováveis na composição da matriz energética em 2030 , incluindo:

- expandir o uso de fontes renováveis, além da energia hídrica , na matriz total de energia para uma participação de 28% a 33% até 2030;

- expandir o uso doméstico de fontes de energia não fóssil , aumentando a parcela de energias renováveis ( além da energia hídrica ) no fornecimento de energia elétrica para ao menos 23% até 2030, inclusive pelo aumento da participação de eólica, biomassa e solar;” (grifou-se)

189. No mesmo documento verifica-se a intenção de “triplicar a quase quadruplicar na matriz energética mundial, até 2050, a participação de fontes de energia sem emissão ou com baixo nível de emissões de carbono”, das quais não são exemplos as termelétricas com base fóssil.

190. A partir dos ODS, é possível verificar ainda o seguinte:

7.1 até 2030, assegurar o acesso universal, confiável, moderno e a preços acessíveis a serviços de energia

7.2 até 2030, aumentar substancialmente a participação de energias renováveis na matriz energética

global

7.3 até 2030, dobrar a taxa global de melhoria da eficiência energética

191. No entanto, apesar da clara orientação normativa no sentido da expansão da oferta de hidrelétricas e da forte correlação entre o uso de termelétricas e a emissão de GEE (itens 181 e 182 acima), dos objetivos internacionalmente assumidos pela redução da emissão (itens 183 a 189), da própria indicação constante da legislação ambiental (a exemplo do disposto no Decreto 7.390/2010, art. , § 1º, III) e do incremento de custos tarifários, caso mantidas as premissas da comparação empreendida pela EPE (itens 33 a 35 deste Voto), observa-se que o país continua planejando ampliar sua capacidade instalada em UTEs fósseis em detrimento das hidrelétricas.

192. Nesse sentido, relembro que o PDE 2026, entre dezembro de 2016 e dezembro de 2026, estima a ampliação em 14,5 GW relacionados à expansão das termelétricas fósseis (desconsiderandose a expansão nuclear – 1,4GW), entre geração média e “alternativa de ponta” (PDE 2026, página 254, tabela 45 – continuação).

193. A este respeito, foi promovida diligência junto à EPE, cuja resposta encontra-se acostada à peça 415 dos autos, no intuito de com maiores detalhes a estimativa de emissão de GEE, constante do PDE 2026, relacionada à expansão de UTEs.

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194. Consoante declarado no PDE 2026, tal estimativa toma como premissa, entre outras, a disponibilidade e o consumo prioritariamente de gás natural. No entanto, é possível que o país não tenha atendida toda sua demanda pelo insumo, como destacado no próprio PDE 2026 (cenário what-if), o que demandaria o uso de outras fontes de energia, como por exemplo o próprio carvão, elevando potencialmente ainda mais a emissão de GEE.

195. Sabe-se, ainda, que a decisão por implantar uma nova instalação de UTE é dificilmente “revertida”, tendo em vista o prazo de vigência de um contrato de compra de energia proveniente de UTE. Portanto, tal decisão pode implicar a continuidade da emissão adicional de CO2 por muitas décadas, revestindo o presente tema de especial significância para a sustentabilidade ambiental.

196. Alternativamente à expansão por meio de UTEs, planejada pelo país, relembro que as usinas hidrelétricas, em especial aquelas com reservatório, apresentam as mesmas vantagens técnicas das térmicas quanto à despachabilidade, podendo ser tomadas também, em uma primeira análise, como “alternativa de ponta” e, no entanto, são pouco consideradas.

197. Por oportuno, trago à lume notícia publicada na imprensa iii há algumas semanas, de que “A matriz energética brasileira caminha para ficar mais poluente”, uma vez que, “dos 203 empreendimentos em construção, 28% são de termelétricas e somente 14% de hidrelétricas”. Além disso, ainda que os dados não mencionem a capacidade geradora de cada empreendimento, se tomássemos por base empreendimentos outorgados, sem que tenha sido iniciada a construção, os números seriam de cerca de 40% de termelétricas e 8% de hidrelétricas, segundo a notícia.

198. A partir de consultas ao sítio eletrônico da Aneel quanto ao “acompanhamento da expansão da oferta de geração de energia elétrica”, realizadas com apoio da SeinfraElétrica, é possível se chegar a informações semelhantes, com dados de abril/2018. Se passarmos a considerar, no entanto, a potência de cada empreendimento, observa-se que as UTEs fósseis responderiam por 27% da potência total em implantação (6.566,80 MW), sendo que as UHEs totalizariam 39% (8.470,76 MW). 199. Além da importante dimensão ambiental, a comparação realizada pela EPE quanto à usina de São Luiz de Tapajós demonstra significativo sobrecusto tarifário decorrente da adoção de UTE, comparativamente à adoção de UHE, em prejuízo à modicidade tarifária e, ao fim e ao cabo, ao próprio desenvolvimento nacional, tão dependente da oferta de energia a custos aceitáveis. Pode-se citar, como exemplo dos impactos da tarifa energética na economia nacional, a indústria de alumínio brasileira, significativamente padecida com o aumento tarifário nos últimos anos, com reflexos no PIB e na geração de empregos.

200. No entanto, a extrapolação dos dados da UHE supra mencionada para se avaliar comparativamente a adoção de térmicas fósseis para a “alternativa de ponta”, sob os prismas ambiental e econômico, pode carecer de precisão, em prejuízo da confiabilidade dos resultados. Assim, entendo que fazem-se necessárias simulações capazes de qualificar e dar a devida transparência à decisão pela implantação das mencionadas UTEs.

201. Ante o exposto e considerando a existência de alto potencial hidrelétrico ainda inexplorado no território brasileiro, associado às características hidrológicas e geográficas nacionais e às propriedades técnicas de tal fonte, entendo necessário que sejam promovidas avaliações capazes de comparar a adoção das térmicas fósseis mencionadas no PDE 2026 em detrimento de usinas hidrelétricas, possibilitando-se o debate transparente em torno de decisões tomadas.

202. Nesta esteira, rememoro que a adoção de fontes alternativas, como solar e eólica, em virtude de suas limitações, como a intermitência, não têm, pelo menos neste momento tecnológico, o condão de solucionar a questão energética nacional, como cediço.

203. Com efeito, proponho recomendar à EPE que, em atenção ao disposto no artigo 4º da Lei 10.847/2004, elabore, de modo análogo à “Análise do Impacto da não inclusão da UHE São Luiz do Tapajós no SIN” (peça 340), avaliações comparativas e alternativas à adoção das UTEs fósseis constantes do Planejamento Decenal de Expansão de Energia, considerando-se pelo menos UHEs com e sem reservatório, com base em critérios que propiciem o compromisso adequado entre segurança energética, modicidade tarifária e cumprimento dos acordos internacionais e legislação ambientais, especialmente aos relacionados à contenção/redução da emissão de gases produtores do efeito estufa.

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204. Ademais, proponho recomendar ao Ministério de Minas e Energia que faça constar tal análise comparativa nas justificativas da decisão de inclusão de termelétricas fósseis nos leilões de geração, de modo a explicitar os custos e benefícios de ordem social, ambiental, técnica e econômica decorrentes da referida decisão.

205. Em outro giro, considerando a existência de financiamentos do BNDES com características diferenciadas para cada segmento de geração (termelétrica fósseis, hidrelétrica, solar etc) e os respectivos efeitos sobre os leilões de energia realizados, considero oportuno dar ciência ao Banco quanto à análise aqui empreendida e às presentes deliberações.

206. Antes de encerrar, considerando o panorama geral do tema “segurança energética”, em relação aos aspectos observados nas fiscalizações empreendidas pelo TCU ao longo dos últimos anos, não obstante os avanços observados, em especial quanto à avaliação de alternativas para geração de energia e providências específicas adotadas por entes do setor, é forçoso concluir pela existência de obstáculos relevantes capazes de comprometer a expansão da geração para os próximos anos (estimada em 45% - 2017 a 2026), em termos de oferta da energia nova e respectivos custos. Quanto à operação do sistema, a falta de revisão adequada das garantias físicas, conjuntamente com a atual situação do MRE e do GSF, além da falta de credibilidade do CMO e da divergência quanto à carga total do sistema pesam contra a confiabilidade e a conformidade do sistema brasileiro.

207. Aproveito, mais uma vez, para agradecer o apoio técnico prestado ao meu Gabinete e enaltecer a excelência do trabalho empreendido pela SeinfraElétrica, pelo que congratulo especialmente o Secretário, Manoel Moreira De Souza Neto, e toda a equipe envolvida no presente trabalho, as Auditoras Federais Arlene Costa Nascimento, Diretora, e Regina Cláudia Gondim Bezerra Farias, coordenadora do trabalho, e os Auditores Federais Glauco Garcia Scandaroli e Marcelo Leite Freire. Do mesmo modo, louvo os esforços do Assessor Antonio Daud no auxílio para a preparação deste voto. Essa equipe tem colaborado de forma significativa, por meio do Controle Externo, para o aprimoramento do setor elétrico brasileiro, em benefício da sociedade, contribuindo assim com a missão estratégica desta Corte.

Ante o exposto, manifesto-me por que o Tribunal aprove o acórdão que ora submeto à deliberação deste Colegiado.

TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 18 de julho de 2018.

AUGUSTO SHERMAN CAVALCANTI

Relator

i “Fundamentos para a elaboração da Pretendida Contribuição Nacionalmente Determinada (iNDC) do Brasil no contexto do Acordo de Paris sob a UNFCCC”, página 7, disponível em Acesso em 13/7/2018.

ii Consoante documento disponível em Acesso em 26/3/2018.

iii Notícia disponível em Acesso em 09/05/2018.

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ACÓRDÃO Nº 1631/2018 - TCU - Plenário

1. Processo TC-019.228/2014-7

1.1. Apenso: TC-010.017/2015-1

2. Grupo: II – Classe: V - Assunto: Monitoramento.

3. Interessados/Responsáveis: não há.

4. Órgão/Entidade/Unidade: Agência Nacional de Energia Elétrica; Centrais Elétricas Brasileiras S.A.; Empresa de Pesquisa Energética; Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis; Ministério de Minas e Energia; Ministério do Meio Ambiente; Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS; Petróleo Brasileiro S.A.

5. Relator: Ministro-Substituto Augusto Sherman Cavalcanti.

6. Representante do Ministério Público: Procurador Sergio Ricardo Costa Caribé.

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

8. Representação legal:

8.1. José Renato Pinto da Fonseca e outros, representando Agência Nacional de Energia Elétrica.

8.2. Alexandre de Sá Chiganer (143.095/OAB/RJ) e outros, representando Empresa de Pesquisa Energética.

8.3. Antonio Carneiro Maia Neto (138278/OAB/RJ) e outros, representando Petróleo Brasileiro S.A.

8.4. Polyanna Ferreira Silva Vilanova (19.273/OAB/DF) e outros, representando Petróleo Brasileiro S.A.

9. Acórdão:

VISTOS, relatados e discutidos estes autos de monitoramento das deliberações exaradas por meio dos Acórdãos 1.196/2010, 1.171/2014, 184/2015 e 994/2015, todos do Plenário, decorrentes de fiscalizações em que se avaliaram a Segurança Energética do País e a utilização racional dos recursos e o pleno atendimento à legislação e metas ambientais,

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

9.1. considerar cumpridas/implementadas as seguintes determinações/recomendações:

9.1.1. subitens 9.2.1, 9.2.2.1, 9.2.2.2 e 9.2.2.3 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, com redação do item 9.2 dada pelo item 9.2 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário, e reiterados pelo item 9.3 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário;

9.1.2. subitens 9.2.1 e 9.2.2 e item 9.3 do Acórdão 994/2015-TCU-Plenário;

9.2. considerar em cumprimento/em implementação as seguintes determinações/recomendações:

9.2.1. subitens 9.1.2.1, 9.2.1.4 e 9.2.1.5 do Acórdão 1.196/2010-TCU-Plenário;

9.2.2. subitens 9.3.1 e 9.3.3 Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, ambos reiterados pelo item 9.3 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário;

9.2.3. subitem 9.3.4 Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, com prazo estabelecido pelo item 9.4 do Acórdão 184/2015-TCU-Plenário

9.2.4. item 9.4 do Acórdão 994/2015-TCU-Plenário;

9.3. determinar à Aneel, nos termos do inciso II do art. 250 do Regimento Interno do TCU que:

9.3.1. em conjunto com o ONS e a CCEE, adotem as medidas necessárias, a exemplo da representação dos dados no planejamento da operação, bem como da eventual necessidade de compatibilização entre a Resolução Normativa 440/2011 e os Procedimentos de Rede do ONS, para sanar a incompatibilidade entre a carga prevista e a carga total do sistema que, entre 2014 a 2016, apresentou diferença de 2.000 MW Médios com impactos significativos no Custo Marginal de Operação, e ainda que, mesmo após mudança nos procedimentos de rede recentes, apresentou em maio/2017 divergência de 400 MW médio entre a carga projetada e a carga total do sistema;

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9.3.2. com espeque no art. 3º da Lei 12.527/2011 c/c o inciso XXXIII do art. do Decreto 2.335/1997, publique ou faça publicar, no prazo de noventa dias:

9.3.2.1. dados relativos à operação fora da ordem de mérito, em formato compatível com planilhas eletrônicas, com o custo dos despachos por segurança energética, explicitando, por submercado, o montante de energia (MW médio) despachado fora da ordem do mérito, a respectiva justificativa e o custo variável unitário (CVU);

9.3.2.2. dados de geração, comercialização e operação de energia elétrica, em formato compatível com planilhas eletrônicas, agregados de sorte a possibilitar acompanhamento sistêmico do setor, incluindo, no mínimo, as seguintes séries históricas: i) geração mensal em MW médio por usina despachada pelo ONS, por subsistema; ii) geração mensal em MW médio por usina não despachada pelo ONS, por subsistema; iii) garantia física em MW médio com sazonalização mensal por usina (despachadas e não despachadas), por subsistema; iv) insuficiências de lastro de energia, por subsistema; v) MRE mensal, por subsistema; vi) PLD médio mensal, por subsistema; vii) consumo mensal do Ambiente de Contratação Livre (ACL), por subsistema; viii) consumo mensal do Ambiente de Contratação Regulada (ACR), por subsistema; ix) número e volume de energia em contratos do ACL (mensal, semestral, anual, 4 anos ou mais); e x) transações mensais de energia em MW médio, por classe, entre vendedores e compradores;

9.4. determinar ao MME que apresente ao TCU, no prazo de noventa dias, plano de ação, acompanhado de cronograma, contendo medidas adicionais para correção do desequilíbrio estrutural que persiste no sistema, considerando que: (i) a redução da garantia física, vigente a partir de 2018, foi de apenas 1.317 MW médio, sendo que há 4.885 MW médio em contratos de energia de reserva, correspondentes a nove leilões de energia de reserva, com custo estimado em R$ 116 bilhões; (ii) a revisão de garantia física atual contemplou apenas variáveis econômicas, não tendo sido alterados os estudos essenciais para a completa revisão das garantias físicas, tais como, usos consuntivos da água, produtibilidade das usinas e curvas cota-área-volume dos reservatórios, essenciais ao adequado recálculo das garantias físicas;

9.5. determinar ao MME que, em conjunto com o Operador Nacional do Sistema Elétrico -ONS, com a Agência Nacional de Águas - ANA e outros entes que eventualmente considerar conveniente, apresente ao TCU, no prazo de cento e vinte dias, plano de ação, acompanhado de cronograma e de matriz de responsabilidades, acerca das medidas ainda não concluídas para a obtenção de todas as informações necessárias à completa revisão das garantias físicas a que se refere o subitem 9.3.1 do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, reiterado pelo item 9.3 do Acórdão 184/2015TCU-Plenário.

9.6. dar ciência à Casa Civil quanto à determinação supra, enquanto órgão coordenador da atuação interinstitucional do governo;

9.7. recomendar ao MME que:

9.7.1. reavalie o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) no que se refere à sua compatibilidade técnica frente às mudanças ocorridas nos últimos anos na matriz de geração de energia elétrica;

9.7.2. ao tratar da nova repactuação do Generation Scalling Factor (GSF), no âmbito das Bandeiras Tarifárias, em homenagem ao equilíbrio entre os princípios da regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação e modicidade das tarifas, elencados no art. , § 1º, da Lei 8.987/1995, considere a proporcionalidade da assunção de riscos pelo consumidor em um contexto de mercado monopolista, bem como a capacidade contributiva do consumidor, uma vez que de 2015 até março de 2017 o consumidor já arcou com R$ 18,47 bilhões face a primeira repactuação do GSF;

9.7.3. a partir da matriz energética de referência a que se refere o item 9.9.1 deste Acórdão, incorpore nas justificativas das decisões de expansão de capacidade de geração, quando da inclusão dos empreendimentos nos leilões de geração, os custos e benefícios associados ao empreendimento,

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em termos de segurança energética, modicidade tarifária, emissão de CO2 e outros aspectos de ordem social, ambiental, técnica e econômica que entender relevantes;

9.7.4. faça constar a análise comparativa a que se refere o item 9.9.2 deste Acórdão nas justificativas da decisão de inclusão de termelétricas fósseis nos leilões de geração, de modo a explicitar os custos e benefícios de ordem social, ambiental, técnica e econômica decorrentes da referida decisão;

9.8. recomendar à Presidência da República a criação de instância decisória formal, supra e interinstitucional, presidida por representante direto do Presidente da República, que, subsidiada pelas avaliações (pareceres, propostas, avaliações etc) sobre as variáveis individuais (técnica, econômica, ambiental e social) e sobre as alternativas possíveis, elaboradas pelos órgãos e instituições competentes, decida, com base no menor impacto econômico, social e ambiental, considerando compromissos de segurança energética, modicidade tarifária, cumprimento de acordos internacionais e da legislação regente e em nome do Estado e do povo brasileiro, com a transparência devida, qual tecnologia e/ou qual projeto de geração de energia elétrica será adotado e, em contrapartida, quais ônus serão assumidos, por quem serão assumidos e de que forma serão compensados;

9.9. recomendar à Empresa de Pesquisa Energética (EPE) que, em atenção às competências constantes do art. 4º da Lei 10.847/2004:

9.9.1. elabore a “matriz energética brasileira de referência”, considerando o melhor conjunto de soluções para a expansão da capacidade de energia elétrica, sob o ponto de vista da segurança energética, modicidade tarifária, utilização racional e adequada das diversas tecnologias de geração disponíveis, emissão de CO2, além dos outros aspectos de ordem ambiental, social, técnica, econômica, histórico arqueológica e burocrática:

9.9.1.1. envide esforços, juntamente com o Ministério de Minas e Energia, no sentido da implementação, mais ampla possível, de tal matriz energética de referência, no planejamento energético, sobretudo na ampliação da capacidade de geração;

9.9.1.2. na construção de tal cenário de referência, sugere-se considerar, na opção a ser feita, o maior conjunto de alternativas possíveis, considerando tecnologias, fontes de energia e potenciais hídricos disponíveis;

9.9.1.3. aquelas soluções ou projeto cujo custo de transmissão se torne relevante, o mesmo deveria ser incluído no cenário de referência.

9.9.2. elabore avaliações comparativas e alternativas à adoção das UTEs fósseis constantes do Planejamento Decenal de Expansão de Energia 2026 ou daquele que venha a sucedê-lo, considerando-se pelo menos UHEs com e sem reservatório, com base em critérios que propiciem o compromisso adequado entre segurança energética, modicidade tarifária, cumprimento dos acordos internacionais e legislação ambientais, especialmente os relacionados à contenção/redução da emissão de gases produtores do efeito estufa;

9.10. dar ciência às Comissões de Serviços de Infraestrutura (CI), de Assuntos Econômicos (CAE) e de Meio Ambiente, Defesa do Consumidor e Fiscalização e Controle (CMA) do Senado Federal, às Comissões de Minas e Energia (CME) e de Defesa do Consumidor (CDC) da Câmara dos Deputados, à 3ª Câmara de Coordenação e Revisão do Ministério Público Federal (Consumidor e Ordem Econômica), ao Gabinete de Segurança Institucional da Presidência da República e à Advocacia-Geral da União, em especial, das medidas constantes nos itens 9.8, 9.9.1, 9.9.2, 9.7.3 e 9.7.4. deste acórdão, bem como que:

9.10.1. segundo o Plano Decenal de Expansão de Energia - PDE 2017-2026, elaborado pela Empresa Brasileira de Pesquisa Energética - EPE, será necessário aumentar em cerca de 45% a capacidade de geração de energia elétrica no país no curto período de dez anos, no qual, fora a adoção de geração a partir de fontes alternativas, se optou, em regra, por substituição da implantação de usinas hidrelétricas por termelétricas, sem que se tenha a clareza e transparência necessária quanto aos custos e benefícios associados a essa opção, por exemplo, em termos de segurança energética, modicidade tarifária e emissão de gases de efeito estufa;

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9.10.2. segundo cálculos da EPE, a substituição da oferta de energia, no Sistema Interligado Nacional (SIN), representada pela UHE São Luiz do Tapajós e respectivo tronco de interligação Tapajós-Sudeste por usina termelétrica em ciclo combinado a gás natural resultará em repasses tarifários adicionais para o consumidor de energia da ordem de R$ 774,4 milhões anuais, o que perfaz R$ 23 bilhões ao longo da concessão (30 anos), além de ocasionar emissões anuais adicionais de gases causadores de efeito estufa da ordem de 6,5 milhões de toneladas de CO 2 ;

9.11. dar ciência da presente decisão ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), em especial quanto aos tópicos II e XIII do Voto condutor, considerando a existência de financiamentos com características diferenciadas para cada segmento de geração (termelétrica fósseis, hidrelétrica, solar etc) e os respectivos efeitos sobre os leilões de energia nova;

9.12. determinar à Segecex, que inclua no próximo plano operacional da SeinfraElétrica, a realização de auditoria, tendo como objeto a participação termelétrica na matriz energética nacional, analisando sua relevância para o adequado desenvolvimento do setor e para a manutenção da segurança energética, incluindo, nesta fiscalização, avaliação comparativa quanto à modicidade tarifária e aos impactos ambientais decorrentes da emissão de GEE, para asseguração da demanda de ponta em cenários de ampliação do uso de fontes alternativas; e

9.13. restituir os autos à SeinfraElétrica para que sejam monitorados os itens em implementação/em cumprimento, bem como as determinações resultantes da apreciação dos presentes autos.

10. Ata nº 27/2018 – Plenário.

11. Data da Sessão: 18/7/2018 – Ordinária.

12. Código eletrônico para localização na página do TCU na Internet: AC-1631-27/18-P.

13. Especificação do quorum:

13.1. Ministros presentes: Raimundo Carreiro (Presidente), Walton Alencar Rodrigues, Benjamin Zymler, José Múcio Monteiro, Ana Arraes e Vital do Rêgo.

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

13.3. Ministro-Substituto presente: Weder de Oliveira.

(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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