jusbrasil.com.br
28 de Setembro de 2021
2º Grau
Entre no Jusbrasil para imprimir o conteúdo do Jusbrasil

Acesse: https://www.jusbrasil.com.br/cadastro

Tribunal de Contas da União
há 2 anos
Detalhes da Jurisprudência
Processo
RA 03675120189
Órgão Julgador
Plenário
Partes
3. Interessados/Responsáveis: não há., Agência Nacional de Energia Elétrica; Centrais Elétricas Brasileiras S.A.; Eletrobrás Termonuclear S.A.; Ministério de Minas e Energia (vinculador).
Julgamento
5 de Fevereiro de 2020
Relator
WALTON ALENCAR RODRIGUES
Documentos anexos
Inteiro TeorTCU_RA_03675120189_e3fd0.rtf
Inteiro TeorTCU_RA_03675120189_5606a.pdf
Entre no Jusbrasil para imprimir o conteúdo do Jusbrasil

Acesse: https://www.jusbrasil.com.br/cadastro

Inteiro Teor

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

GRUPO I – CLASSE V – Plenário

TC 036.751/2018-9

Natureza (s): Relatório de Auditoria

Órgãos/Entidades: Agência Nacional de Energia Elétrica; Centrais Elétricas Brasileiras S.A.; Eletrobrás Termonuclear S.A.; Ministério de Minas e Energia (vinculador)

Representação legal:

SUMÁRIO: AUDITORIA OPERACIONAL. DECISÃO DE RETOMADA DAS OBRAS DA USINA TERMONUCLEAR DE ANGRA 3 SEM ANÁLISE DE VIABILIDADE. ESTUDOS APONTANDO EM SENTIDO CONTRÁRIO. INDEFINIÇÕES E FALHAS NO PROCESSO DE CÁLCULO DO PREÇO DE REFERÊNCIA SOBRE O QUAL O CNPE DELIBEROU. AUSÊNCIA DE MANIFESTAÇÃO CONCLUSIVA QUANTO

O EXCLUDENTE DE RESPONSABILIDADE PARA REVISÃO CONTRATUAL. DETERMINAÇÕES. RECOMENDAÇÕES.

RELATÓRIO

Adoto, como relatório, a instrução dos auditores (peça 117), que contou com a anuência do corpo diretivo da unidade técnica (peças 118 e 119):

“I. INTRODUÇÃO

I.1. Objeto de Auditoria

1. O objeto da auditoria são as ações adotadas pelo Poder Concedente, e outros órgãos/entidades, para a retomada das obras da Usina Termonuclear (UTN) Angra 3.

I.2. Antecedentes

2. O TCU acompanha a implantação da UTN Angra 3 pelo menos desde o início dos anos 2000. Devido à quantidade de processos instaurados e de objetos fiscalizados, optou-se por detalhar melhor o histórico no Apêndice A deste relatório, de forma que a presente seção tratará tão somente dos processos mais recentes que versam sobre a retomada do empreendimento.

3. Atualmente, está em curso o TC 024.856/2017-7, sob a relatoria do Ministro Bruno Dantas instaurado para acompanhar a retomada do empreendimento. Atinente àquele processo, ainda não houve decisões proferidas em seus autos. Vale observar que, apesar de conexos, há diferença relevante entre aquele acompanhamento e a presente fiscalização, como se passa a detalhar.

4. Aquele processo, nos termos do Acórdão 1.786/2017-TCU-Plenário, foi instaurado para acompanhar as medidas tomadas pela Eletronuclear (ETN) visando à retomada das obras. No relatório de fiscalização que precedeu o acórdão, registraram-se quatro medidas de retomada do empreendimento que, quando concluídas, poderão subsidiar as análises do achado “gestão temerária do empreendimento” verificado no TC 002.651/2015-7, também de relatoria do Ministro Bruno Dantas. As medidas são:

1

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

a) Verificação independente do orçamento para completar o empreendimento: foi contratada a empresa Deloitte Touche Tohmatsu Consultores Ltda. para desenvolver estimativa independente e detalhada, identificando e quantificando os investimentos a serem realizados;

b) Análise independente do cronograma após a retomada do empreendimento: a empresa AREVA, juntamente com as equipes de planejamento, engenharia e construção da Eletronuclear, procedeu uma avaliação dos caminhos críticos para a conclusão da obra, concluindo por um cronograma de 55 meses, da retomada da obra até a efetiva entrada em operação;

c) Reavaliação do preço de venda da energia a ser produzida por Angra 3: constituição de grupo de trabalho para o desenvolvimento das estimativas referentes ao valor de comercialização da energia de Angra 3; e

d) Busca de parceiros internacionais para Angra 3: processo de aproximação com grandes empresas estrangeiras do setor nuclear, com capacidade gerencial e técnica para aportar recursos financeiros que viabilizem a conclusão da obra (Fonte: Relatório de Acompanhamento Mensal de Angra 3 de fevereiro de 2017 – Eletronuclear/Eletrobras).

5. Posteriormente, dando maior amplitude àquele TC 024.856/2017-7, o Acórdão 874/2018-TCU-Plenário, também de relatoria do Ministro Bruno Dantas, determinou que o achado “gestão temerária do empreendimento” fosse tratado no processo de acompanhamento.

6. O achado de gestão temerária do empreendimento diz respeito à governança do empreendimento. Assim, naquele processo, deve ser acompanhada a atuação da Eletronuclear para a retomada do empreendimento, o que inclui suas intervenções junto a outras entidades do setor elétrico, a exemplo da holding Eletrobras e do próprio MME. Estariam abarcados também, por exemplo, estudos necessários à retomada, exame do caminho críticos dos contratos, manutenção do canteiro e até mesmo o saneamento do passivo jurídico das diversas irregularidades contratuais relacionadas ao empreendimento, além de exame do orçamento e cronograma do empreendimento.

7. A presente fiscalização, diferentemente, aborda ações a cargo do Poder Concedente para reavaliação do preço de venda da energia da usina e para a busca de parceiros internacionais, entre outros aspectos estratégicos da retomada ou do cancelamento da obra sob o ponto de vista do setor elétrico brasileiro. Portanto, não se restringe à avaliação das ações a cargo da Eletronuclear para retomada das obras, tangenciando inclusive a política pública relativa à energia nuclear. Assim, em virtude das especificidades regulatórias do setor e da complexidade do objeto, abordaram-se essas questões separadamente neste processo para que as conclusões aqui registradas possam complementar o objeto do TC 024.856/2017-7.

8. Por fim, sobre os processos relacionados à implantação da usina, registra-se que, apesar de diversas decisões do Tribunal terem classificado achados de auditoria como indícios de irregularidades graves com recomendação de paralisação – IG-P, a paralisação das obras em 2015 ocorreu devido à situação financeira da Eletronuclear, à sua dificuldade de conseguir margem de financiamento junto às entidades competentes e às irregularidades verificadas em contratos, e não por uma decisão desta Corte. Ademais, atualmente não há irregularidade com indicação de IG-P pelo TCU.

I.3. Objetivo e escopo

9. O objetivo da presente auditoria é analisar a eficiência do processo de retomada das obras da UTN Angra 3 em 2018 para dar transparência às motivações e às discussões do CNPE, do MME e dos demais atores do setor elétrico, bem como propor ações que eliminem as causas ou mitiguem os efeitos dos riscos relacionados à conclusão do empreendimento.

2

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

10. Ainda na fase de pré-planejamento da auditoria, identificou-se que a decisão de retomar as obras da usina, paralisadas desde 2015, já havia sido tomada pelo governo. Em 5/6/2018, o CNPE instituiu grupo de trabalho (GT) para “realizar estudos, análises e apresentar proposições acerca de novo valor para o preço da energia a ser gerada pela Usina Nuclear Angra 3, bem como sugestões de outras medidas necessárias para a viabilização do empreendimento” (peça 70).

11. A partir da instituição do GT, questionou-se a respeito da motivação para recomeçar as discussões sobre o empreendimento com histórico de interrupções, ineficiências, corrupção e de alta complexidade, tendo em vista os custos e os benefícios que a energia a ser gerada por essa usina trará para os consumidores de energia elétrica. Identificou-se então que a Eletronuclear enfrentava severa questão financeira há anos em virtude dos empréstimos contraídos para finalizar Angra 3 e levantou-se a hipótese de o cenário de contaminação entre os negócios Angra 1-2 e Angra 3 impulsionar a discussão.

12. Devido a esse contexto e ao acompanhamento do objeto pela SeinfraElétrica, o escopo do trabalho foi construído a partir do problema de auditoria identificado: a possibilidade de majoração do preço da energia da usina e as condições desse aumento. À época, o presidente da Eletrobras já sinalizava em declarações na imprensa a intenção de elevar o preço da energia a ser cobrada pela usina (notícia de 27/3/2018 listada na peça 54).

13. Sinteticamente, nesta auditoria analisou-se o porquê da retomada das obras, o que foi considerado para viabilizá-la e qual o teor das decisões tomadas para buscar a conclusão da usina. Esses pontos se traduziram nas seguintes questões de auditoria:

Questão 1: A motivação para a retomada das obras de Angra 3 baseou-se prioritariamente na importância do empreendimento para o setor elétrico?

Questão 2: Quais os cenários analisados antes de se decidir pela aprovação das condições iniciais para a viabilização de Angra 3?

Questão 3: As decisões do CNPE em 2018 foram suficientemente embasadas para viabilizar a retomada da usina e possibilitar a conclusão da obra até o novo prazo de janeiro de 2026?

14. Sob a ótica cronológica, as questões abordam decisões tomadas anteriormente ao início deste trabalho (agosto de 2018), as discussões que aconteceram no GT do CNPE durante a auditoria e a coerência técnica das medidas aprovadas pelo Conselho para a entrada em operação da usina em 2026. Ou seja, buscou-se analisar o tratamento dado ao objeto considerando a decisão pela retomada, os contornos atuais e os encaminhamentos propostos.

I.4. Critérios

15. Considerando o objeto definido para a auditoria, utilizaram-se, principalmente, os seguintes critérios legais, normativos, contratuais e de boas práticas:

a) Regime jurídico e tarifário do setor elétrico: Constituição da Republica Federativa do Brasil (CF/1988); Lei 8.987/1995 (Lei Geral de Concessões e Permissões) e Lei 9.427/1996 (Lei da Aneel); Lei 10.847/2004 (Lei de criação da EPE); Resolução Normativa ANEEL n. 63, de 12 de maio de 2004; Lei 13.360/2016; Teoria Geral dos Contratos;

b) Governança da administração pública federal: Decreto 9.203/2017 e Referencial do TCU de Governança de Políticas Públicas (2014);

c) Normativos sobre Angra 3: Decreto 75.870/1975 (autorização de Angra 3); Resolução CNPE n. 8/2002; Resolução CNPE n. 3/2007; Resolução CNPE n. 14/2018; Portaria MME n. 980/2010 e Contrato de Energia de Reserva (CER) n. 126/2011; e

3

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

d) Normativos sobre energia de reserva e energia nuclear: Lei 12.111/2009 (contratação energia de reserva por fonte nuclear); Decreto 6.353/2008 (regulamentação da energia de reserva); Decreto 9.600/2018 (Política Nuclear Brasileira).

I.5. Metodologia

16. O trabalho seguiu o disposto no Manual de Auditoria Operacional do TCU (Portaria Segecex 4/2010) e nas Normas de Auditoria do Tribunal de Contas da União (NAT-TCU).

17. Preliminarmente, realizou-se ampla pesquisa a respeito da UTN Angra 3 e das recentes ações adotadas pelo Poder Concedente (MME), pelo CNPE, pela Eletrobras e pela Eletronuclear para a retomada das obras. Levantaram-se as principais notícias recentes sobre o empreendimento (peça 54) e tomou-se conhecimento do status da obra pelos relatórios mensais encaminhados à SeinfraOperações pela ETN (peça 51).

18. De posse das informações, foram realizadas inspeções e entrevistas com os principais envolvidos no processo decisório sobre a usina e especialistas no setor elétrico, conforme demonstra a Tabela 1:

Tabela 1 - Reuniões sobre Angra 3 com órgãos auditados e atores do setor eo setor elétrico




CNPE/GT 

4/9/2018 

CCEE (videoconferência) 

18/10/2018 

Eletronuclear 

13/9/2018 

Eletronuclear 

23/11/2018 

EPE (videoconferência) 

18/9/2018 

MME/Assec 

23/11/2018 

Consultoria Senado Federal 

26/9/2018 

MPDG 

6/12/2018 

Aneel 

3/10/2018 

MF 

10/12/2018 

Abrace 

9/10/2018 

CGU 

26/2/2019 

CGU 

11/10/2018 

Eletronuclear 

18/3/2019 




Aneel 3/10/2018 

MF 10/12/2018 

Abrace 9/10/2018 

CGU 26/2/2019 

CGU 11/10/2018 

Eletronuclear 18/3/2019 

[Fonte: Elaboração própria]

19. Simultaneamente às reuniões, foi elaborado inventário de riscos envolvidos no processo de retomada das obras da usina (peça 60). Após a organização do inventário, realizou-se a análise de probabilidade de ocorrência e impacto para definir quais os riscos prioritários a serem abordados nas questões de auditoria. Considerou-se também a viabilidade de controle desses riscos. Em seguida, definiu-se a matriz de planejamento (peça 78).

20. Inicialmente, foram diligenciados os principais órgãos envolvidos na retomada das obras de Angra 3: o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), o Ministério de Minas e Energia (MME), as Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras), a Eletrobras Termonuclear S.A. (Eletronuclear), a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o Operador Nacional do Sistema (ONS) e o Gabinete de Segurança Institucional da Presidência da República (GSI) (peças 2, 13, 14, 17, 18, 19, 20 e 21). Os órgãos foram questionados sobre os riscos já identificados pela equipe de auditoria e as respectivas competências institucionais no processo para mitigá-los ou eliminar as causas.

21. Após o fornecimento das informações, requisitaram-se aprofundamentos específicos ao MME, à Eletronuclear e à EPE (peças 30, 38 e 40), a respeito do cronograma previsto para a retomada das obras, das providências para pagamento dos financiamentos e da definição do preço da energia da usina, respectivamente.

22. Após o fechamento da matriz de achados (peça 81) e término do relatório, as conclusões preliminares da auditoria foram submetidas aos órgãos auditados para que, caso entendessem pertinente, apresentassem considerações antes da versão final deste relatório.

II. VISÃO GERAL DO OBJETO

II.1. Da Usina Termonuclear Angra 3

4

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

23. A Usina Termonuclear (UTN) Angra 3 será a terceira unidade da Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto (CNA A), localizada em Angra dos Reis/RJ. Na CNA A, já estão em operação comercial as usinas Angra 1 e Angra 2 desde 1985 e 2001, respectivamente. O complexo é operado pela Eletrobras Termonuclear S.A. (Eletronuclear), subsidiária da Eletrobras.

24. Angra 3 foi projetada para uma potência bruta de 1.405 MW, podendo gerar até 10.900 GWh por ano. Quando em funcionamento as três usinas do complexo, é esperado uma capacidade de geração total de 26.000 GWh por ano. Para ilustrar o potencial energético da usina, recorre-se à NT 50/2018 redigida pelo ONS (peça 43, p. 4-17), na qual indica que a potência instalada da usina corresponderia a 0,9% da capacidade instalada no Sistema Interligado Nacional (SIN).

25. Em Angra 3, será utilizado um reator de água pressurizada. Em síntese, funcionam três circuitos independentes. O primeiro é um circuito fechado, em contato direto com o combustível nuclear (urânio enriquecido), no qual a água é aquecida a uma temperatura de até 320 ºC, mantendo ainda seu estado líquido devido à alta pressão do sistema. O segundo circuito, também fechado, é aquecido por convecção térmica ao trocar calor com o primeiro. Com isso, aquece-se a água do segundo circuito, gerando vapor que, por sua vez, movimenta a turbina, acionando o gerador elétrico. Por fim, o terceiro circuito é aberto, servindo para troca de calor com o ambiente com a finalidade de resfriar o vapor que acionou a turbina. No caso de Angra 3, a água do mar é utilizada para o resfriamento. A Figura 1 ilustra o funcionamento da usina.

Figura 1 - Esquema dos circuitos de geração de Angra 3

[Fonte:http://www.eletronuclear.gov.br/NossasAtividades/Documents/EIA/v01_02_caracterizacao.html - visitado em 21/2/2019]

26. Vale mencionar que o projeto de Angra 3 é da década de 1980 e tem como referência o projeto de Angra 2. Há, ainda assim, diferenças entre as duas usinas, como alguns dimensionamentos estruturais e a fundação, que foi feita em solo rochoso, o que, a priori, traz mais facilidades na implantação de sua estrutura. Além disso, como consequência de riscos identificados a partir de acidentes que ocorreram nas usinas nucleares de Three Mile Island (EUA, 1979), Chernobyl (Ucrânia, em 1986) e Fukushima (Japão, 2011), a nova usina terá equipamentos mais modernos para melhor desempenho e segurança da planta (peça 42, p. 72).

5

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

27. Quando estiver operacional, a produção de Angra 3 será disponibilizada diretamente no subsistema Sudeste/Centro Oeste, que possui a maior carga do SIN. Com isso, contribuirá para evitar congestionamentos nas interligações entre subsistemas.

II.2. Do histórico de implantação da usina

28. A Figura 2 sintetiza o histórico de implantação da usina com os principais marcos decisórios sobre o empreendimento.

Figura 2 - Linha do tempo sobre as obras de Angra 3

[Fonte: elaboração própria]

29. As obras da usina Angra 3 foram iniciadas no início da década de 1980, sendo paralisadas ainda em 1984. Posteriormente, após uma tentativa de retomada não concretizada em 2002, o CNPE, por meio da Resolução 3/2007, determinou que a Eletrobras e a Eletronuclear conduzissem a retomada da construção da usina.

30. Efetivamente, o reinício das obras civis se deu em setembro de 2009. A partir desse momento, também ocorreu a celebração de outros contratos relacionados a outras frentes, como a montagem eletromecânica, engenharia do proprietário, e atualizações nos projetos. Em 2010, visando a comercialização da energia que seria gerada, foi firmado o Contrato de Energia de Reserva (CER) 126/2011 junto à CCEE, o qual será melhor detalhado adiante.

31. No momento da retomada em 2009, já havia um progresso físico acumulado de 30,34%, que representava a aquisição de equipamentos e materiais, bem como o aproveitamento de parte do projeto de Angra 2. Por outro lado, “o avanço econômico-financeiro foi iniciado do zero” (peça 51, p. 6). Ou seja, foram desconsiderados os custos que já haviam sido incorridos, não sendo contabilizados como avanço financeiro.

32. Ao longo da execução, observou-se um aumento dos custos relacionados ao empreendimento, o que gerou atrasos no cronograma inicialmente definido. Ainda, o cronograma também foi prejudicado devido a atrasos em obtenções de licenças necessárias. Em consequência, a Eletronuclear se viu em uma situação deficitária e com dificuldade de conseguir aumento da margem de financiamento junto ao BNDES. Nessa toada, em setembro de 2015, a construtora responsável pelas obras civis suspendeu a execução contratual por falta de pagamento.

33. Registra-se que, devido a atrasos no cronograma do empreendimento, ainda em 2015, a Eletronuclear solicitou à Aneel o excludente de responsabilidade para alteração da data de operação da usina e para a alteração do valor da energia. A Agência se manifestou contrariamente ao primeiro pleito, enquanto que, para o segundo, entendeu que o caso não seria de sua responsabilidade. Esse tema será tratado de forma mais detalhada no Achado 2.1.

6

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

34. Além do imbróglio financeiro, começaram a ser reveladas irregularidades graves em diferentes contratos do empreendimento. O Ministério Público Federal e o Departamento de Polícia Federal deflagraram operações policiais relacionadas ao empreendimento no contexto da Operação Lava Jato. Descortinaram-se, assim, atos de corrupção e irregularidades no processo licitatório de contratos de montagem eletromecânica e das obras civis. Paralelamente, o TCU verificou irregularidades graves em contratos referentes à elaboração de projetos executivos. A partir da atuação dos órgãos de controle, alguns contratos foram anulados pela Eletronuclear.

35. Em decorrência da delicada situação financeira da empresa e da nulidade de alguns dos contratos firmados pela estatal, o empreendimento foi novamente paralisado desde o primeiro semestre de 2016.

36. Conforme indicado no relatório mensal de atividades de janeiro/2019 (peça 51), o empreendimento alcançou o avanço total de 62,77%, o que, detalhando em suas frentes, refere-se à execução de 82,55% dos contratos de engenharia, 79,93% dos de suprimentos, 67,26% das obras civis e 10,77% da montagem eletromecânica. Maiores detalhes sobre a situação de cada uma dessas frentes contratuais se encontram no relatório mencionado.

37. A situação financeira da empresa, além de ter dado causa à paralisação do empreendimento em 2016, também dificulta nova retomada, já que a paralisação agrava cada vez mais as finanças da estatal. Era esperado que a usina entrasse em operação comercial em janeiro/2016 e se contava com o recurso proveniente da venda de energia para pagar as parcelas de contratos de financiamento junto ao BNDES e à Caixa Econômica Federal (CEF), que tinham um período de carência ajustado à operação comercial. Ainda sem os recursos que viriam da venda de energia da usina devido ao atraso, os períodos de carência começaram a vencer, e a empresa se viu obrigada a cumprir suas obrigações contratuais. Além disso, as atividades de preservação e manutenção das estruturas já executadas e de equipamentos já comprados representam um gasto mensal de aproximadamente R$ 3 milhões (peça 25, p. 12).

38. Vale mencionar que, em decorrência de diversos atos de corrupção verificados em contratos relacionados ao empreendimento, a Eletrobras registrou uma baixa de custos capitalizados no ativo imobilizado no valor de R$ 141,3 milhões, como consta em sua nota explicativa 3.23.1 da demonstração financeira de dezembro/2016 (peça 25, p. 13 e peça 72, p. 3). Essa quantia foi apurada em investigação independente contratada pela própria Eletrobras. Assim, a empresa justifica que os custos da corrupção não recairão sobre os consumidores.

39. De sorte a promover nova retomada das obras, após a paralisação registrada a partir do primeiro semestre de 2016, em junho de 2018, o CNPE instituiu grupo de trabalho com representantes de diferentes entidades governamentais com vistas a realizar estudos e proposições acerca da viabilidade econômica do empreendimento, bem como sugerir medidas para viabilizar a sua implantação.

II.3. Do Contrato de Energia de Reserva (CER) 126/2011

40. Ao estabelecer a retomada em 2007, a Resolução-CNPE 3/2007 também definiu que caberia ao MME disciplinar a forma de comercialização da energia elétrica produzida por Angra 3. Posteriormente, por meio da Nota Técnica PRE 1/09, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) indicou que seria adequado classificar essa energia como energia de reserva devido ao seu baixo custo de operação e alta disponibilidade, o que permitiria a substituição de fontes energéticas mais onerosas e a agregação de segurança no atendimento ao SIN.

41. Essa modalidade de energia, definida pelo Decreto 6.353/2008, é destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN, de sorte a minimizar os problemas associados com as falhas nos certificados de garantias físicas de usinas hidrelétricas. A energia é proveniente de usinas especialmente contratadas para este fim com a formalização de um contrato

7

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

de energia de reserva (CER). Nessa modalidade de contratação, apuram-se as diferenças entre as previsões contratuais e os montantes efetivamente produzidos por cada agente e, com essa informação, contabiliza-se a liquidação financeira a ser efetivada no mercado de curto prazo.

42. Usualmente, a contratação de energia de reserva ocorre por meio de leilões promovidos pela Aneel. No entanto, a partir da alteração promovida pela Lei 12.111/2009, a Lei 10.848/2004 passou a prever a possibilidade de contratação de energia nuclear como energia de reserva, sendo sua contratação feita diretamente por meio de contrato entre a CCEE e a Eletronuclear.

43. Retornando ao caso concreto, o MME autorizou a celebração do CER entre a CCEE e a Eletronuclear, por meio da Portaria 980/2010. No mesmo normativo, o preço de venda da energia ficou definido como R$ 148,65/MWh (data-base setembro/2009). Em seguida, o conselho de administração da Eletronuclear aprovou a celebração do contrato em sua 264ª reunião, em 23/8/2011, ratificando o preço proposto pelo MME (peça 46).

44. Assim, o CER 126/2011 foi celebrado entre a CCEE e a Eletronuclear em 26/8/2011. Esse contrato previa a data de início do período de suprimento da energia contratada em 1º/1/2016, com vigência de 35 anos (prazo máximo definido pelo art. , parágrafo único, do Decreto 6.353/2008). No entanto, como a implantação da usina não foi concluída, ainda não houve entrega da energia.

45. Com as principais frentes de trabalho do empreendimento paralisadas desde o início de 2016, em junho de 2018, por meio da Resolução 7/2018 (peça 70), o CNPE instituiu grupo de trabalho com a finalidade de realizar estudos e apresentar proposições acerca da viabilidade econômica da usina, e de sugerir outras medidas necessárias para a viabilização do empreendimento.

II.4. Da instituição do GT e revisão do “preço de referência” da energia a ser gerada por Angra 3

46. A Resolução-CNPE 7/2018 instituiu o grupo de trabalho, nos seguintes termos:

Art. 1º Fica instituído Grupo de Trabalho - GT com a finalidade de realizar estudos, análises e apresentar proposições ao Conselho Nacional de Política Energética - CNPE acerca da viabilidade econômica do empreendimento Usina Nuclear Angra 3, bem como sugerir outras medidas para a viabilização do empreendimento.

47. Na mesma resolução, determinou-se que o GT seria composto por representantes do MME, do então Ministério da Fazenda, do então Ministério do Planejamento, Desenvolvimento e Gestão, do Gabinete de Segurança Institucional da Presidência da República, da Secretaria Especial do Programa de Parceria de Investimentos da Presidência da República, da Eletrobras, da Eletronuclear e da Empresa de Pesquisa Energética. O prazo determinado para a apresentação dos resultados era de sessenta dias.

48. O resultado do GT foi materializado no relatório “Medidas para a Viabilização da Usina Nuclear Angra 3” (peça 42), datado de setembro de 2018. No relatório, são apresentadas as principais conclusões sobre as medidas para a viabilização do empreendimento, não sendo escopo daquele trabalho definir se o empreendimento deveria, ou não, ser retomado, como registrado pelos seus signatários.

49. Em síntese, o GT indicou que o preço vigente do CER seria insuficiente como fonte de recursos exclusiva para a conclusão do empreendimento. O grupo registrou que, além das obrigações contratuais já firmadas, ainda há a necessidade de financiamento na ordem de R$ 15,5 bilhões. Ademais, independentemente da solução adotada para a retomada do empreendimento, o

8

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

GT entendeu que seria necessário sanear a situação financeira atual da Eletronuclear. Nesse sentido, propôs medidas considerando dois horizontes: curto prazo e médio prazo.

50. Para o curto prazo, a prioridade seria o alívio financeiro da estatal, sendo detalhada nas seguintes ações: (i) BNDES, CEF e Eletrobras concederem waivers sobre os financiamentos de Angra 3; (ii) Eletrobras, em observância às leis e normas em vigor, autorizar à Eletronuclear a priorização dos pagamentos dos financiamentos do BNDES e da CEF em detrimento do pagamento de recursos captados com a holding; (iii) Eletrobras assumir dívida da Eletronuclear com a conta setorial Reserva Global de Reversão (RGR) e converter essa dívida e as dívidas de recursos ordinários em capital; (iv) capitalização por BNDES e CEF dos recursos emprestados; e (v) estabelecimento imediato de novo preço de referência para a venda de Angra 3, com previsão de alteração posterior pelo Programa de Parcerias de Investimentos (PPI).

51. O relatório do GT registrou que as medidas elencadas para o curto prazo não foram exaustivamente exploradas. Sobre o tema, destacou que houve posicionamentos divergentes quanto às três primeiras medidas, enquanto que não houve resposta dos bancos acerca da quarta medida proposta. De todo modo, entendeu que nenhuma das medidas seriam suficientes sem a revisão do preço de venda da energia. Com efeito, o relatório propôs um novo preço de referência, o qual deve ser definido com precisão quando os estudos forem aprofundados. Nessa toada, a proposta de médio prazo é justamente o aprofundamento dos estudos.

52. O grupo sugeriu ao CNPE recomendar ao MME propusesse ao PPI o acompanhamento do processo de viabilização do empreendimento, caso entenda que a usina deve, de fato, ser concluída. Além disso, como o GT concluiu pela necessidade da participação de agente privado no empreendimento, o PPI também deveria avaliar a possibilidade da qualificação de Angra 3 para o programa. Ao PPI, caberá, conforme proposto pelo GT e aprovado pelo CNPE, entre outros pontos, definir o melhor modelo de parceria com um agente privado.

53. Sobre a parceria com o agente privado, foram aventados dois possíveis modelos pelo grupo de trabalho, sendo um societário e outro não-societário. O modelo societário, apresentado pela Eletronuclear ao GT, refere-se à participação de um parceiro privado como sócio da estatal, aportando recursos no empreendimento em troca de capital minoritário da empresa. Já o modelo não-societário levantado pelo GT se assemelha a um contrato de EPC regular, diferindo pela remuneração, que seria garantida pela receita proveniente da venda de energia. Assim, o parceiro (“EPCista”) entraria com o capital para executar o empreendimento, responsabilizando-se pela sua devida execução. Em troca, seria titular de parte do contrato de comercialização de energia de Angra 3.

54. Não houve um consenso entre os integrantes do GT sobre qual seria o melhor modelo. Aliás, devido ao prazo, nem mesmo foram exauridos os aprofundamentos necessários para melhor avaliá-los, como registrado no relatório (peça 42, p. 8). Ainda assim, levantaram-se pontos positivos e negativos das duas opções aventadas, bem como questionamentos legais e operacionais que ainda estariam em aberto. De todo modo, a recomendação final do grupo de trabalho foi no sentido de que o PPI avaliasse mais detidamente qual seria o melhor modelo para incorporar um agente privado ao negócio e viabilizar a efetiva implantação da UTE Angra 3.

55. Independentemente do modelo a ser adotado, o GT conclui que o preço vigente no CER, de aproximadamente R$ 245,00/MWh (atualizado até dezembro de 2017), não seria suficiente para a viabilidade do empreendimento.

56. Em consequência, o GT propôs um “preço de referência” calculado pela EPE. A quantificação foi realizada a partir do fluxo de caixa descontado do empreendimento, considerando a vida útil de quarenta anos da usina. De acordo com os estudos da EPE, o preço de equilíbrio para garantir a realização dos investimentos, a operação e manutenção, a justa

9

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

remuneração dos empreendedores e o correto descomissionamento da usina variaria entre R$ 400,00/MWh e R$ 560,00/MWh (data-base em julho/2018). Nesse cenário, o GT recomendou ao CNPE a adoção do valor de R$ 480,00/MWh como referência. Ainda como colocado pelo GT, o novo preço levaria a um impacto tarifário médio de 1,26% aos consumidores do ambiente regulado (peça 42, p. 41).

57. As recomendações do GT foram acolhidas pelo CNPE, como registrado na Resolução 14/2018 (peça 69). Posteriormente, o MME comunicou à Presidência da República os apontamentos do grupo por meio da Exposição de Motivos 84/2018 (peça 57), de 11/10/2018.

58. Registra-se que o MME encaminhou à equipe de fiscalização o cronograma de retomada do empreendimento, sintetizado na Tabela 2.

Tabela 2 - Marcos do empreendimento




Data 

Marco 

Responsável 

09/10/2018 

Reunião extraordinária do CNPE 

MME 

26/10/2018 

Públicação da Resolução com o preço de referência 

MME 

13/06/2019 

Envio para o TCU do edital de seleção do parceiro privado 

Eletrobras/ETN 

24/08/2020 

Homologação do resultado da seleção 

Eletrobras/ETN 

27/05/2021 

Reinício das obras 

Eletronuclear 

1º/01/2026 

Operação comercialda usina 

Eletronuclear 

[Fonte: peça 39, p. 4]

59. Por fim, destaca-se que a Resolução n. 54 do Conselho do PPI, de 8/5/2019, qualificou o empreendimento de Angra 3 no âmbito do Programa da Presidência da República. As etapas definidas foram: I – definição do modelo jurídico e operacional; II – realização de estudos de avaliação técnica, jurídico e econômico-financeiro, que permitam a seleção competitiva de parceiro privado; e III – acompanhamento da implementação do empreendimento. O artigo 7º do normativo dispõe que “o modelo jurídico e operacional do empreendimento definido pelo CPPI deverá ser submetido ao Tribunal de Contas da União, antes da seleção competitiva do parceiro privado”.

III. ACHADOS DE AUDITORIA

60. Neste capítulo são apresentados os achados de auditoria identificados ao longo dessa fiscalização. Os achados foram agrupados em quatro subtópicos, sendo um para cada das três questões de auditoria e, adicionalmente, outro para um achado não decorrente de questão.

III.1. Da motivação para a retomada da obra e da fonte de custeio

61. A seguir são descritos os achados sobre a ausência de estudo específico e de transparência sobre a decisão de retomada ou cancelamento de Angra 3 (achado 1.1); e sobre o custeio de usina prioritária ao programa nuclear exclusivamente pelo consumidor de energia elétrica (achado 2.2).

62. No tocante à motivação da retomada das obras da usina, as decisões do CNPE em 2018, particularmente a majoração do preço da energia sem efeito jurídico, foram impulsionadas pela tentativa de sanear a situação financeira da Eletronuclear e de mitigar os decorrentes impactos na capitalização da Eletrobras. Soma-se a isso o fato de o formato proposto para o custeio do restante das obras ser arcado apenas pela tarifa de energia elétrica paga pelo consumidor, apesar dos benefícios prioritários ao setor nuclear e da existência de outras fontes para a entrega da mesma quantidade de energia a menor custo.

Achado 1.1 – Ausência de estudo específico e de transparência sobre a decisão de retomada ou cancelamento de Angra 3

10

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

63. Constatou-se que o CNPE não realizou estudo e análise específicos comparando as soluções de uma nova retomada ou não das obras da UTN Angra 3, consequentemente também não houve a possibilidade de participação da sociedade e de atores do setor elétrico, prejudicando a transparência sobre o processo. Tal fato vai de encontro à diretriz da governança da Administração Pública Federal sobre processo decisório orientado por evidências, qualidade regulatória e apoio à participação da sociedade, consubstanciado no Decreto 9.203/2017, art. , incisos I e VIII.

64. O achado de auditoria foi evidenciado a partir das respostas às diligências e das inspeções realizadas nos principais órgãos do setor elétrico envolvidos no Grupo de Trabalho do CNPE, instituído em 2018 para avaliar as condições de retomada da usina: o MME, a Eletrobras, a Eletronuclear, a EPE, o ONS, o GSI e a CCEE.

65. De início, importa dizer que o GT do CNPE reforça por diversas vezes em relatório que não teve a competência de “analisar a conveniência e a oportunidade da conclusão do empreendimento” (peça 42, p. 64). Contudo, também inclui no documento alguns prós e contras sobre a retomada das obras de Angra 3 “em caráter assessório”, mas sem exaurir o tema (peça 42, p. 217).

66. Por exemplo, um dos fatores a se ponderar quando da tomada de decisão acerca da retomada das obras seria o custo de afundamento e liquidação total do empreendimento que alcançaria aproximadamente R$ 13 bilhões, conforme informações fornecidas pela Eletronuclear, divididos conforme a Tabela 3.

Tabela 3 - Custo de liquidação de Angra 3




Itens decorrentes do cancelamento do empreendimento 

Custo (R$ Milhões) 

Multa por rescisão de contrato de venda de energia de reserva vigente 

2.310,40 

Liquidação antecipada dos contratos de financiamento com BNDES e CEF 

8.000,00 

Desmobilização 

650,00 

Rescisão de contratos nacionais 

190,00 

Rescisão de contratos com Areva 

1.000,00 

Compensações socioambientais 

270,00 

Reserva de contingências 

174,40 

Renúncias fiscais 

414,30 

Total 

13.009,10 

[Fonte: Relatório do GT do CNPE (peça 42, p. 218).

67. O GT também destaca que os dados sobre o custo de afundamento e outras informações do relatório são de responsabilidade da Eletronuclear e que o Grupo não detinha “competência técnica, tempo, nem instrumentos para validar” os dados (peça 42, p. 9).

68. Ou seja, a Eletronuclear forneceu análises para o GT, dentre elas a que concluiu que a única opção para o futuro das obras da usina seria a de retomada, de acordo com as premissas adotadas pela estatal, mas o Grupo de Trabalho faz ressalva sobre a validação das informações apresentadas.

69. Contatou-se, portanto, que essas análises, divulgadas em caráter assessório pelo GT, são insuficientes para exaurir a discussão e embasar a decisão de retomada ou cancelamento do projeto. Pois, devido à ausência de competência do GT sobre o mérito, não ficou claro se os estudos e dados apresentados pela Eletronuclear são fidedignos e suficientes para uma tomada de posição oficial do MME e do CNPE, até porque sequer foram validados ou aprofundados por equipe técnica isenta e que não padeça de conflito de interesses.

70. Assim, a hipótese de suficiência do trabalho do GT para subsidiar a decisão da retomada ou do cancelamento do projeto não se sustenta, pois carece da profundidade e da ampla discussão que um empreendimento singular e com o histórico crítico de Angra 3 requer. Além do

11

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

iminente conflito de interesses existente devido ao fornecimento de informações pela Eletronuclear para subsidiar as decisões de retomada do empreendimento.

71. Outro ponto importante é a motivação da retomada das discussões em 2018 sobre Angra 3. A Exposição de Motivos n. 59/2018 MME (peça 57), de 13/6/2018, encaminhada ao Presidente da República destaca dois principais fatores que ensejaram a instituição do Grupo de Trabalho do CNPE para viabilizar a retomada da obra:

I - a definição quanto à continuidade da Usina Angra 3 é de relevância para o projeto de capitalização da Centrais Elétricas Brasileiras – Eletrobras, prevista na Resolução nº 13, de 23 de agosto de 2017, e na Resolução nº 30, de 19 de março de 2018, do Conselho do Programa de Parcerias de Investimentos da Presidência da República - CPPI/PR, no Decreto nº 9.351, de 19 de abril de 2018, e no Projeto de Lei nº 9.463, de 2018; e

II - a Eletrobras Termonuclear S.A. – Eletronuclear, responsável pela construção e futura operação do empreendimento, apresenta um patrimônio líquido negativo de R$ 5 bilhões, em função das provisões contábeis decorrentes das incertezas sobre o futuro de Angra 3, cuja viabilidade pode depender de reposicionamento tarifário e de investimento privado, face às notórias restrições de aporte de capital da Eletrobras e da própria União. A propósito, eventual reposicionamento tarifário e possível participação privada, na conclusão da obra, poderia reverter provisões contábeis que hoje totalizam R$ 11,3 bilhões.

72. Cumpre dizer que a situação financeira precária da Eletronuclear constitui empecilho direto no projeto de capitalização da Eletrobras, pois reduz a atratividade da transação podendo até inviabilizá-la. Logo, tornou-se prioridade para o governo a tentativa de sanear os pagamentos dos financiamentos obtidos pela estatal.

73. De toda sorte, quanto ao projeto de capitalização da Eletrobras, há que se lembrar que a União dotada de suas duas funções de Poder Concedente e de “empreendedor”, por meio de empresa pública, deve procurar o equilíbrio para, em nome de interesses outros, não acarretar custos desnecessários ao consumidor de energia elétrica, que ao fim e ao cabo é quem vai pagar pela energia elétrica.

74. Novamente, do ponto de vista do consumidor de energia elétrica, o interesse, em última instância, é pela disponibilidade tão somente de energia elétrica, conforme requisitos da prestação de serviço adequado previsto na Lei 8.987/1995. Não importando se será fornecida por uma empresa pública ou privada, em boa ou má situação financeira, desde que os requisitos de qualidade, preço justo e segurança vigorem. Em suma, ao consumidor não cabe arcar com custos de ineficiências empresariais na gestão de um negócio que se arrasta por anos, ainda que se trate de empresa pública.

75. A respeito dos R$ 11,3 bilhões de provisões contábeis da Eletronuclear, nota-se que, para evitar que a empresa apresentasse situação de insolvência, era necessário a suspensão da exigibilidade dos financiamentos contratados para a construção de Angra 3, junto ao BNDES, à CEF e à Eletrobras, segundo o GT (peça 42, p. 21). A empresa possui um endividamento total de pouco mais do que R$ 8,5 bilhões, sendo a maior parte, 94%, associada à usina.

76. Diante disso, “o GT passou a se concentrar em medidas para endereçar a necessidade de solucionar a emergência de curto prazo, que consiste em a Eletronuclear obter waivers junto aos bancos para postergar a carência dos empréstimos”, conforme informado no relatório do Grupo GT (peça 42, p. 125). Registra-se que a principal medida sobre essa questão proposta pelo GT foi o reposicionamento do preço da energia de Angra 3. Contudo, sequer houve análise aprofundada quanto à eficiência associada a esse arranjo financeiro de sorte a justificar a revisão da tarifa.

12

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

77. A proposta de “preço de referência” apresentada pelo GT e aprovada pelo CNPE sequer contempla a modelagem econômico-financeira do negócio, variável imprescindível para coerente definição do preço de energia a ser gerada por Angra 3 em um cenário com a premissa de participação de um parceiro privado.

78. Diante das motivações elencadas na exposição de motivos e do cenário descrito, constata-se que o CNPE definiu um preço de referência para a energia de Angra 3, prioritariamente, em virtude da urgência financeira da Eletronuclear e, possivelmente, de impacto decorrente na capitalização da holding.

79. Essa majoração do preço, separadamente da definição da modelagem econômico financeira do negócio, foi utilizada como tentativa de sinalizar aos bancos e ao mercado que a Eletrobras teria condições de arcar com os pagamentos, com o objetivo de tentar renegociar as dívidas (questão analisada no achado 3.2).

80. Faz-se necessário ponderar, no entanto, quanto à efetividade dessa medida e ao papel desempenhado pelo CNPE.

81. Quanto à efetividade, não parece razoável qualquer revisão de contratos com instituições financeiras, mesmo que sejam instituições públicas, sem as devidas garantias, ou sem o devido amparo legal, sob risco de responsabilização das partes.

82. Quanto à manifestação do CNPE, ao definir um “preço de referência” sem uma correlação exata com critérios técnicos traduz-se muito provavelmente em uma ação inócua e de relevância duvidosa, quiçá trazendo mais riscos do que de fato contribuindo para o atingimento dos preceitos da Política Energética Nacional, contida na Lei 9.478/1997. Isso porque, conforme será discutido no Achado 3.2, tal preço pode não guardar qualquer correlação com o preço que de fato viabilizará a finalização das obras de Angra 3 (os elementos apresentados até então sequer permitem afirmar se será um valor superior ou inferior ao atual “preço de referência”).

83. Identificou-se também que, após as paralisações das obras de Angra 3 em anos anteriores, o CNPE, por meio das Resoluções n. 8 (peça 68), de 17/9/2002, e n. 3 (peça 67), de 25/6/2007, foi explícito ao determinar a “retomada das obras de Angra 3” em suas decisões, conforme demonstrado na Figura 2, apresentada no item II.2.

84. Contudo, na Resolução n. 14 (peça 67), 9/10/2018, o Conselho decidiu sobre a majoração do preço da energia de R$ 243,00/MWh (base: novembro de 2017) para um preço de referência de R$ 480,00/MWh (base: outubro de 2018) e determinou que o MME propusesse ao Conselho do PPI apoiar as ações para viabilização de Angra 3 e avaliar a qualificação do empreendimento no Programa. Porém, não houve ato formal do CNPE quanto à retomada das obras, até o momento do fechamento deste relatório.

85. Não é razoável crer que o ato decisório do Conselho de 2007 que determinou “a retomada da construção da Usina Termonuclear - UTN Angra 3, para entrada em operação comercial em 2013” ainda esteja em vigor, pois o prazo definido não foi cumprido e as obras foram interrompidas em setembro de 2015 em virtude da situação financeira da estatal e de irregularidades descortinadas por desdobramentos da Operação Lava-Jato.

86. Atualmente, conforme mencionado na Resolução do CNPE 14/2018, o Plano Decenal de Energia prevê o término da usina para janeiro de 2026 (peça 42, p. 238). Contudo, cabe ressaltar que o Conselho já decidiu por duas vezes, em 2002 e em 2007, acerca da retomada e dos prazos associados (não cumpridos) para a conclusão das obras, 2008 e 2013 respectivamente, conforme demonstra a Figura 2. Destaque-se que, por se tratar de um conselho de assessoramento do Presidente acerca de diretrizes e políticas públicas em nenhuma daquelas ocasiões, no entanto, o CNPE mencionou ou dispôs sobre o preço da energia.

13

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

87. Na mesma linha, a aprovação pelo CNPE do relatório do GT que recomenda a majoração do preço assumido em contrato pela Eletronuclear não é suficiente para alterar o preço vigente. Tampouco nova portaria do Ministério que venha a revogar a Portaria-MME 980/2010, que definiu o preço, será válida, caso não seja concluída a análise do excludente de responsabilidade da estatal no desequilíbrio econômico financeiro alegado à Aneel em 2015, conforme explorado no achado 2.1.

88. Também é válido notar que o relatório do GT reproduz o cenário apresentado pela Eletronuclear como se a única opção para as obras inacabadas da usina fosse a retomada, pois o pagamento das parcelas dos financiamentos contratados pela empresa leva ao déficit mensal de R$ 49,5 milhões (peça 42, p. 12). Tal cenário, segundo a estatal, pode vir a comprometer, inclusive, a operação de Angra 1 e Angra 2 (analisado no achado 4.1).

89. A retomada de Angra 3 deve ser tratada enquanto opção no contexto da Política Energética Brasileira e não como premissa para saldar compromissos contratuais firmados em anos anteriores justamente para viabilizar a construção do empreendimento, cujas obras se arrastam por décadas a fio. Adicionalmente, não foram identificadas, por esta auditoria, informações ou estudos alternativos com nível de detalhamento compatível que o caso requer acompanhadas de pertinentes análises e cenários sobre o eventual cancelamento do projeto e o fornecimento da mesma quantidade de energia por fontes similares.

90. Cabe dizer que o CNPE se reuniu no dia 9/10/2018 e decidiu sobre a majoração do preço de referência da energia da usina. Estão disponíveis no site do MME a apresentação dos resultados dos trabalhos do GT (peça 55) e a memória da reunião (peça 61). A apresentação com 45 slides detalha as condições para viabilização do empreendimento, mas não aborda o mérito da retomada ou não do projeto, por não ser de competência do GT.

91. Já a memória da reunião do CNPE traz três páginas sobre a apresentação dos trabalhos do GT, também pressupondo a retomada do empreendimento, e apenas um parágrafo que menciona relato feito por representante da sociedade civil sobre fontes substitutivas de energia, mas sem a especificação do conteúdo apresentado:

Em seguida, o Ministro Moreira Franco concedeu a palavra ao representante da Sociedade Civil, especialista em matéria de energia, Plínio Nastari, que fez um relato sobre outras alternativas para o suprimento de energia, convidando o Conselho a estender o mesmo raciocínio despendido à proposta aprovada, para a energia térmica gerada pelo setor privado.

92. Finalizou-se a memória da reunião com fala do então Ministro de Minas e Energia dizendo que a sugestão do representante da sociedade civil sobre a existência de outras fontes para o fornecimento da energia a ser gerada por Angra 3 era “absolutamente adequada e solicitou à EPE que meditasse sobre o assunto para futura apresentação ao Conselho”. Contudo, até o fechamento deste relatório, não se tinha conhecimento se a EPE havia finalizado o estudo e tampouco apresentado ao CNPE.

93. Pelo exposto, constatou-se que as decisões do CNPE em 2018 sobre Angra 3, em especial a majoração do preço da energia sem efeito jurídico (conforme analisado no achado 3.1), foram contingenciais no sentido de tentar sanear a situação financeira da Eletronuclear. Não foi identificado no decorrer desta auditoria esforço específico do Conselho para a efetiva discussão, baseada em dados técnicos sólidos e não passíveis de conflito de interesses, de que a hipótese de não conclusão das obras poderia ter custos inferiores para o consumidor de energia elétrica. Ou ainda, mesmo que houvesse custos superiores, quem seria o responsável por pagar esses custos, conforme se discutirá no achado 1.2.

94. Os recentes atos do CNPE e as respostas às diligências feitas durante este trabalho evidenciam que a decisão material de retomada das obras de Angra 3 já foi tomada, restando

14

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

apenas a formalização. Entretanto, a ausência de ampla discussão sobre o assunto com a sociedade e com demais atores do setor, por meio de consultas públicas, conforme prática recente do MME, traz o risco de serem desconsideradas questões importantes na sensível decisão sobre retomada ou cancelamento do empreendimento.

95. Assim, propõe-se recomendar à Secretaria Especial do Programa de Parcerias de Investimentos que, ao tratar do empreendimento, realize consulta à sociedade e aos agentes do setor sobre as possibilidades de retomada ou de cancelamento da implantação de Angra 3, com estudos específicos sobre as duas opções, propiciando assim a devida transparência ao processo decisório, como dispõem a Lei 9.478/1997, art. , inciso IV, o Decreto 9.203/2017, art. , incisos I e VIII, e o referencial para Avaliação de Governança em Políticas Públicas do TCU.

96. Além disso, será proposta recomendação ao Conselho Nacional de Política Energética que delibere especificamente pela retomada ou pelo cancelamento das obras de Angra 3, conforme previsto na Lei nº 9.478, art. , incisos VII e XI, após o término dos trabalhos do Programa de Parceria de Investimentos (PPI), tendo em vista a considerável mudança de cenário desde a última decisão a respeito em 2007, bem como a interrupção das obras em 2015, apenas com a manutenção do canteiro nos últimos anos.

Achado 1.2 – Custeio da retomada de usina prioritária ao programa nuclear exclusivamente pelo consumidor de energia elétrica

97. Constatou-se que o modelo proposto para a retomada das obras de Angra 3 é custeado exclusivamente pelo consumidor de energia elétrica, sem a participação da União, apesar de resultar em benefícios prioritários ao setor nuclear e da existência de outras fontes para a entrega da mesma quantidade de energia e atributos similares a menor custo. Tais fatos contrariam o princípio da modicidade tarifária previsto na Lei 8.987/1995, art. , § 1º, bem como a proteção dos interesses do consumidor quanto a preço, qualidade e oferta dos produtos dispostos na Lei 9.478/1997, art. , inciso III.

98. Esse achado foi evidenciado por meio das respostas às diligências realizadas, em especial ao Gabinete de Segurança Institucional (GSI) e ao GT do CNPE, bem como com entrevistas e reuniões com os principais agentes do setor e complementado por pesquisa de informações sobre o custeio de fontes de energia.

99. Inicialmente, vale elencar que os principais projetos do setor nuclear brasileiro são o submarino com propulsão nuclear, o reator multipropósito brasileiro (RMB), em fase inicial, e Angra 3, conforme relatou o GSI. Juntos, representam o “tripé para o desenvolvimento do Programa Nuclear Brasileiro (PNB)” (peça 59, p. 1).

100. Já o relatório do GT do CNPE é claro ao afirmar que o setor nuclear é vinculado diretamente à alta esfera federal devido ao potencial estratégico da tecnologia, tanto sob o ponto de vista de desenvolvimento tecnológico quanto de segurança. Ainda destaca que o domínio tecnológico e industrial no setor nuclear “traduz-se em fonte de poder” (peça 42, p. 242).

101. Dentre os benefícios proporcionados pela conclusão de Angra 3 ao Programa Nuclear Brasileiro apontados pelo GSI, destacam-se a manutenção da cadeia produtiva e a retenção do conhecimento adquirido:

A construção de Angra 3 aporta ao PNB relevantes benefícios, dentre os quais a preservação das capacidades nacionais de construção, operação e manutenção de usinas de geração nucleoelétrica; das expertises relacionadas ao licenciamento, regulação e fiscalização de usinas desta natureza e das competências afetas à segurança nuclear e à proteção física de instalações nucleares. Benefícios estes que se baseiam, sobretudo, na importante ação de contínua formação e fixação do capital humano no setor nuclear brasileiro.

15

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

102. Inclusive, o recente Decreto 9.600, de 5/12/2018, que consolida as diretrizes sobre a Política Nuclear Brasileira, traz disposição que reforça os benefícios apontados pelo GSI com a retomada e construção da usina:

Art. 5º São objetivos da Política Nuclear Brasileira:

(...)

XVIII - incentivar o planejamento e a execução de projetos destinados ao setor nuclear, com vistas a garantir a fixação e a otimização do capital intelectual formado no País; e

103. Ressalta-se que a importância e a priorização da atividade nuclear para o País não são objetos desta auditoria, por se tratarem de questões discricionárias e estratégica dos órgãos de Centro de Governo. Além disso, tem-se conhecimento das características e benefícios desta fonte de energia para o Sistema Elétrico Brasileiro com destaque para a alta previsão de disponibilidade e elevada confiabilidade.

104. Entretanto, devido ao histórico de interrupções nas obras de Angra 3 e o elevado custo total que o empreendimento tomou, é essencial analisar se a decisão de concluir o empreendimento, custeada apenas pela tarifa de energia elétrica, está balizada prioritariamente nos benefícios ao setor elétrico.

Tabela 4 - Informações comparativas entre Angra 1, 2 e 3



  
Angra 1 

Angra 2 

Angra 3 

Potência (MW) 

640 

1.350 

1.405 

Início das obras 

1972 

1976 

1981 

Entrada em operação 

1985 

2001 

1
2026 

Tempo para entrar em operação (anos) 

13 

25 

1
45 

Custo total da obra (R$) 

2
8,4 bi 

2
17,9 bi 

1
25 bi 

Tarifa/preço de referência (R$/MWh) 

230,33 

230,33 

480,00 

[Fonte: Elaboração própria. Dados: MME, Aneel e Eletronuclear (peças 42, 71, 73 e 74)]

105. Pela análise da Tabela 4, observa-se que a usina Angra 1 demorou quase metade do tempo de Angra 2 para entrar em operação (13 e 25 anos, respectivamente), mas Angra 2 também tem quase o dobro da potência de Angra 1 (640 e 1.350 MW de potência). Ao se comparar, de forma expedita, os custos entre Angra 1 e 2 não se aventam quaisquer economias de escala.

106. Porém, ao analisar os dados de Angra 2 e 3, consideradas pelo relatório do GT do CNPE como usinas “gêmeas” por terem estrutura e potências muito similares, constatou-se que o custo total estimado para conclusão de Angra 3 é de aproximadamente R$ 7,1 bilhões a mais do que o de Angra 2 (R$ 25 e 17,9 bilhões, respectivamente). Essa diferença pode indicar a incorporação de ineficiências no valor do empreendimento que será custeada pelo consumidor de energia elétrica, caso a forma de custeio definida pelo CNPE seja mantida.

107. Adicionalmente, considerando a atual previsão do CNPE de entrada em operação da usina em 2026, Angra 3 será concluída em 45 anos a contar do início das obras em 1981. Angra 2, de porte semelhante, levou 20 anos a menos para ser construída.

108. Ainda sobre a Tabela 4, vale destacar que o novo preço de referência da energia a ser vendida por Angra 3, definido em 2018 pelo CNPE em R$ 480,00/MWh, é 108,39% maior do que os valores das atuais tarifas de Angra 1 e 2 (R$ 230,33/MWh). E o preço da energia da usina a ser concluída ainda pode aumentar a depender da modelagem econômica a ser definida pelo CPPI/PR e do interesse dos parceiros internacionais no negócio.

109. A respeito do foco de Angra 3 nos benefícios para o setor elétrico, vale lembrar que a Resolução n. 3 do CNPE, de 25/6/2007, estabelecia como critério para definição do preço da energia da usina que fosse “compatível com os preços praticados nos atuais leilões de compra de

16

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

energia proveniente de novos empreendimentos de geração” (peça 67). Ou seja, o Conselho, em 2007, exigia que o preço de Angra 3 não fosse discrepante às demais contratações de energia de reserva, coerente com a modicidade tarifária perseguida no setor elétrico.

110. Contudo, o CNPE, ao definir em 2018 o novo preço de referência da energia de Angra 3 para viabilizar a retomada das obras, não traz mais o critério anterior vigente de compatibilidade com os atuais preços de leilões de energia de reserva, pois argumentou que o valor seria insuficiente.

111. O novo critério utilizado pelo Conselho é “uma comparação em nível internacional de preços de energia obtida a partir de empreendimentos nucleares”, conforme descreve o relatório do Grupo de Trabalho (peça 42, p. 32). Contudo, este critério é de difícil acurácia em virtude das diferenças de custo locais e da complexidade de comparação dos empreendimentos (assunto analisado no achado 3.2).

112. É oportuno destacar que o critério do CNPE em 2007 para definição do preço da energia de Angra 3 tinha foco na modicidade tarifária do consumidor de energia elétrica. Em 2018, alterou-se o critério para compatibilidade com custos internacionais de implantação de usinas nucleares. Essa nova abordagem demonstra a mudança de prioridade do Conselho para a conclusão da usina e não mais para a minimização do impacto tarifário para o consumidor.

113. Nesse sentido, destaca-se trecho da Nota Técnica n. 044/2010-ASSEC/MME que exalta o então critério do CNPE de compatibilidade com preços de leilão de energia de reserva a “condição de instrumento efetivo de proteção dos consumidores finais” (peça 75, p. 75):

Considerando-se, adicionalmente, o disposto no art. 3º-A da Lei nº 10.848, que dispensa a realização de leilão para contratação de energia de reserva proveniente da UTN Angra 3, a disposição contida no art. da Resolução CNPE nº 3/2007 é elevada da condição de critério de decisão de política setorial para a condição de instrumento efetivo de proteção dos consumidores finais, que terão assegurado a aquisição de energia elétrica por preços equivalentes aos resultantes de processos amplamente transparente e competitivos.

114. Sobre o aumento na conta do consumidor, a Aneel estima que a majoração no preço da energia de Angra 3 de R$ 243,00 (base novembro/2017) para R$ 480,00/MWh terá um impacto da ordem de 1,35% na tarifa de energia elétrica (base novembro/2018) (peça 64, p. 3). Tendo em vista que o valor final desse preço ainda pode aumentar, a Agência informou que o impacto pode chegar a 1,8%, caso o preço seja definido em R$ 560,00, conforme hipóteses dos estudos da EPE no GT do CNPE.

115. Conforme demonstrado na Tabela 5, o atual preço de referência de R$ 480,00/MWh é superior a todas as contratações de energia de reserva já realizadas pela Aneel e corresponde a praticamente o dobro do valor do último leilão dessa modalidade ocorrido em 2016. Além disso, esse atual valor da energia de Angra 3 é 131,38% maior que a média nominal do histórico de leilões de energia nova realizado desde 2008 (R$ 207,45/MWh).

Tabela 5 – Dados dos leilões de energia de reserva (LER) e da UTN Angra 3




1
Leilão /Usina 

Data 

Fonte 

Potência (MW) 

2
Preço Médio (R$/MWh) 

1º LER 

14/08/2008 

Biomassa 

2.383,90 

202,74 

2º LER 

14/12/2009 

Eólica 

1.805,70 

182,79 

3º LER 

25/08/2010 

Eólica, PCH e biomassa 

1.206,60 

155,40 

4º LER 

18/08/2011 

Eólica e biomassa 

1.208,10 

110,95 

5º LER 

23/08/2013 

Eólica 

1.505,20 

110,51 

6º LER 

31/10/2014 

Eólica e solar 

1.658,76 

217,02 

7º LER 

28/08/2015 

Solar 

833,80 

354,92 

8º LER 

13/11/2015 

Solar e eólica 

1.477,54 

288,26 

10º LER 

23/09/2016 

PCH e CGH 

180,32 

244,46 

17

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

Angra 3 09/10/2018 Nuclear 1.405 480,00 3

1 - O 9º LER foi deserto.

2 - Atualizados pelo IPCA, base dezembro de 2018.

3 - Preço de referência aprovado pelo CNPE.

Fonte: elaboração própria. Dados: CCEE e Aneel.

116. Ainda sobre a modalidade da energia de Angra 3, a EPE mantem a posição defendida em 2009 de contratação como energia de reserva, conforme Nota Técnica PRE 01/09 (peça 77). Nesse normativo, a empresa argumenta que a modalidade traz isonomia de tratamento aos consumidores, pois, caso a obra seja retomada e o formato de custeio seja mantido via tarifa, seus custos serão financiados de forma isonômica entre todos os consumidores, tanto com os do mercado regulado, quanto com os do mercado livre.

117. Adicionalmente, salienta-se que a maior contratação ocorrida nos dez leilões de energia de reserva, organizados pela Aneel entre 2008 e 2016, alcança 97 MW, realizada no 4º LER (peça 79). Angra 3 é um empreendimento com 1.405 MW com natureza absolutamente singular se comparado às demais contratações de energia de reserva. Outra diferença é que as usinas já contratadas para a modalidade têm majoritariamente características de fornecimento intermitente, diferentemente da linearidade e continuidade típicas da energia nuclear.

118. Ou seja, compreendem-se os argumentos apresentados em 2009 pela EPE, mas, em virtude da disparidade do atual preço da usina com relação aos demais LERs realizados, conforme apresentado na Tabela 5, e das possíveis mudanças de cenário após dez anos da análise inicial, acredita-se que deva ser realizada uma nova avaliação da modalidade de contratação da energia.

119. Outra questão importante é o fato de o CNPE, de ofício, aumentar o valor do preço da energia de Angra 3. Esse empreendimento tem natureza sui generis de ser a única usina nuclear do país que comercializará energia de reserva. Angra 1 e 2 tem as tarifas calculadas e reguladas pela Aneel desde 2012. O achado 2.1 deste relatório aborda a necessidade da avaliação de excludente de responsabilidade da Eletronuclear para alteração das condições originais do contrato para tal majoração.

120. Ainda sobre o CNPE, o MME argumenta que a composição do Conselho e o objetivo da Política Energética Nacional de preservar o interesse nacional o autorizaria a definir que os consumidores de energia elétrica arquem exclusivamente com o custeio da finalização da usina, independente de benefícios a outros setores:

A própria composição do CNPE reflete o sopesamento de vários interesses, para além do eventual interesse financeiro da União enquanto acionista controlador da Eletrobras, devendo-se considerar, inclusive, que dentre os objetivos da Política Energética Nacional, definidos no art. 1º da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, está a preservação do interesse nacional (peça 37, p. 4).

121. O MME também ressalta que as políticas propostas pelo CNPE “revelam uma posição de governo sobre determinado tema”. Entretanto, apesar de a retomada da usina ser diretriz governamental, não há recursos do Orçamento Geral da União (OGU) para a ação. Dessa forma, o ônus de custear o restante do empreendimento prioritário do Governo é transferido integralmente para os consumidores de energia elétrica.

122. Para que o OGU destinasse recursos para a obra, seria necessária discussão pelo Congresso Nacional a respeito do tema e a consequente autorização legislativa. Contudo, com o estabelecimento do preço e da forma de custeio exclusivamente pelo consumidor, evita-se o trâmite orçamentário ordinário e corrobora a ausência de ampla discussão e transparência no processo decisório, conforme já relatado anteriormente.

18

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

123. Adicionalmente, destaca-se que o CNPE tem como competência “propor ao Presidente da República políticas nacionais e medidas específicas” sobre temas diversos da política energética nacional, disposta na Lei 9.478/1997, art. , caput.

124. Devido à natureza consultiva do colegiado, defende-se que as decisões do CNPE não sejam tidas como vinculantes ao MME, nem aos demais ministérios que o compõe. Necessitando, pois, de atos próprios e autônomos dos ministérios para formalização das proposições do Conselho, conforme sejam acatadas.

125. Em especial, no caso concreto da Resolução 14/2018, ao aprovar o relatório do GT com um “preço de referência” para Angra 3 o CNPE apontou para uma expectativa de decisão que pode não guardar qualquer correlação com o mundo fático. Isso porque o “preço de referência” foi estimado sem considerar variáveis imprescindíveis para uma correta precificação da energia (achado 3.2), bem como não foi precedido por ato que acate excludente de responsabilidade da Eletronuclear que justifique a alteração das condições originais do contrato (achado 2.1).

126. Já provavelmente no sentido de superar essa discussão de ausência de previsão legal do CNPE para alterar o valor do preço da energia de Angra 3 estabelecido no CER 126/2011, que tem como partes a Eletronuclear e a CCEE, essa estatal apresentou ao MME, conforme confirmação em reunião com seu diretor presidente, sugestão de emenda ao texto da MP 814/17 que dispunha sobre a competência do Conselho e o rito para tanto, conforme matéria jornalística publicada no site da empresa com trecho transcrito abaixo (peça 62):

Art. 6º O Ministério de Minas e Energia deverá autorizar a celebração de termo aditivo ao Contrato de Energia de Reserva da usina nuclear Angra 3, considerando novo preço para a referida energia a ser estabelecido pelo Conselho Nacional de Política Energética – CNPE e o início da operação comercial até o ano de 2026.

§ 1º O Ministério de Minas e Energia deverá propor ao CNPE, em até sessenta dias contados da publicação desta lei, ouvida a Empresa de Pesquisa Energética – EPE, novo valor para o preço da energia a ser gerada pela usina nuclear Angra 3, que não deverá superar o valor, em âmbito mundial, de comercialização da energia produzida por usinas nucleares comissionadas nos últimos dez anos e da energia a ser produzida por usinas nucleares em construção.

127. Contudo, o texto final da Medida Provisória em questão não contemplou as sugestões propostas pela Eletronuclear, reforçando assim o achado 2.1 de necessidade de análise conclusiva quanto à excludente de responsabilidade da Eletronuclear para eventual majoração no preço da energia da usina, devido à ausência de previsão legal do CNPE para tanto.

128. Finalizando as análises deste achado, é oportuno notar o resultado do estudo “Custos e benefícios da termelétrica Angra 3” publicado em dezembro de 2018 pela Consultoria PSR (peça 58). Nesse estudo, mencionado nesta auditoria a título de referência, constatou-se que o custo de finalizar Angra 3 é 28% mais caro que a contratação de termelétricas a gás natural ciclo aberto no Sudeste (R$ 528,00/MWh e R$ 412,00/MWh, respectivamente), conforme observa-se na Figura 3. O custo da energia atribuído a Angra 3 e às demais fontes considera não somente o preço da energia gerada, mas também os custos de subsídios e isenções, por exemplo.

19

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

Figura 3 - Custos total de implantação das fontes.

[Fonte: PSR (peça 58)]

129. A Figura 3 ilustra que o custo total de Angra 3 para o sistema é maior do que os de todas as demais fontes analisadas por aquela consultoria. A maior parte do custo da UTN está relacionado à recuperação do capital e custos fixos de operação e os custos com subsídio do financiamento representam R$ 64/MWh.

130. Outra constatação importante do trabalho da PSR é o cálculo da economia da ordem de R$ 12,5 bilhões, em 35 anos, caso a obra seja cancelada:

Neste trabalho considerou como estratégia para o abandono da obra a quitação de todos os custos e a construção de usinas solares na região Sudeste. Se considerarmos o pagamento à vista dos custos para o abandono da obra, repassados para os consumidores de energia ao longo de 20 anos, a economia para o sistema será de R$ 12,5 bilhões, o que significa 103 R$/MWh ao longo de 35 anos (peça 58, p. 19).

131. Esses dados são importantes para mostrar que, apesar da existência de outras fontes a menor custo para a entrega da mesma quantidade de energia de Angra 3, durante esta auditoria não foram identificadas nas discussões do CNPE outros formatos de custeio de retomada das obras considerados viáveis que não o arcado unicamente por consumidores de energia elétrica. Demonstrando-se assim que a decisão da retomada não está fundada essencialmente na modicidade tarifária e nos benefícios para o setor elétrico.

132. Por fim, sobre o custeio das obras de Angra 3 via tarifa de energia elétrica, vale mencionar que o Poder Concedente deveria sopesar o risco de eventual ação judicial sob a alegação de transferência de renda dos consumidores aos acionistas da Eletrobras, controladora da Eletronuclear, que poderia vir a paralisar, mais uma vez, o processo de retomada das obras e operacionalização do empreendimento.

133. Em resumo, os principais fatos que embasam as propostas dos achados 1.1 e 1.2 são:

• A ausência de participação social e de agentes do setor no processo de decisão da retomada das obras de Angra 3, conforme constatado pelos trabalhos do Grupo de Trabalho do CNPE, instituído pela Resolução n. 7/2018 (peça 70) e pelas condições iniciais do Conselho para viabilizar a usina, Resolução n. 14/18 (peça 69);

20

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

• A definição de custeio da retomada das obras de Angra 3 ser feito exclusivamente pela tarifa paga pelo consumidor de energia elétrica, conforme relatório do GT do CNPE (peça 42), apesar da existência de outras fontes para a entrega da mesma quantidade de energia;

• A ausência de recursos do Orçamento Geral da União na retomada das obras da usina, de acordo com relatório do GT do CNPE (peça 42), apesar da decisão ser eminentemente de Governo e a usina ser prioritária ao programa nuclear;

• A manutenção da modalidade de contratação de energia de reserva para a energia de Angra 3, conforme Nota Técnica PRE 01/09 da EPE (peça 77), apesar da disparidade do atual preço da usina com relação aos demais LERs realizados e das possíveis mudanças de cenário após dez anos da análise inicial.

134. Pelo exposto, propõe-se recomendar ao MME que considere outras opções de custeio para a eventual retomada de Angra 3, enquanto usina prioritária ao programa nuclear brasileiro e devido à existência de outras fontes energéticas com menor custo para a entrega da mesma quantidade de energia, para que os custos da retomada não sejam arcados exclusivamente pelo consumidor de energia elétrica, considerando arranjos que minimizem o impacto tarifário, conforme disposto na Lei 9.478/1997, art. , inciso III e na Lei 8.987/1995, art. , § 1º.

135. Bem como, propõe-se recomendar ao MME, em articulação com a Empresa de Pesquisa Energética e/ou outras entidades que entender pertinente, revise as premissas sobre a modalidade de contratação da energia gerada por Angra 3 como energia de reserva e refaça a análise sobre o tema, tendo em vista eventuais mudanças técnicas e de cenário ocorridas desde a definição em 2009, conforme previsão na Lei 10.847/2004, art. , incisos I e VII, e no Decreto 6.353/2008, art. , § 1º.

III.2. Do aumento do preço da energia de Angra 3

136. De acordo com a manifestação dos integrantes do GT, o preço vigente do CER não seria suficiente para a viabilidade do empreendimento. Assim, já vislumbrando a repactuação do preço contratual, o grupo de trabalho definiu um novo preço de referência, o qual foi acolhido pelo CNPE e informado pelo MME à Presidência da República. Tratar-se-á de alteração contratual provocada por desequilíbrio econômico financeiro do preço da energia. No entanto, não foi verificada manifestação conclusiva do MME quanto ao excludente de responsabilidade desse desequilíbrio. É necessário que, antes da alteração contratual, seja realizado exame acerca das causas do desequilíbrio, verificando a possibilidade jurídica de alteração do preço.

Achado 2.1 – Análise inconclusiva da responsabilidade da Eletronuclear quanto ao desequilíbrio econômico financeiro do preço da energia

137. Constatou-se que o MME não se manifestou conclusivamente quanto ao excludente de responsabilidade que justificasse a revisão do CER para aumentar o preço da energia gerada pela Usina Angra 3. Esse exame é essencial para garantir que estejam preservadas as obrigações previstas no contrato, bem como seu equilíbrio econômico e financeiro.

138. O achado foi evidenciado com base nos princípios que regem as relações contratuais, na análise de legislação relacionada ao setor elétrico, na análise documental de processos do TCU e da Aneel, e em respostas a ofícios de requisição e seus respectivos anexos.

139. Conforme registrado no relatório do GT (peça 42, p. 64), houve consenso entre seus membros no sentido de que, independentemente do modelo a ser adotado na retomada do empreendimento, o preço vigente do CER, estabelecido pela Portaria-MME 980/2010 e atualizado contratualmente, é insuficiente para a viabilidade da usina. Nesse contexto, deveria haver uma avaliação sobre essa situação, examinando se é motivada por fatos alheios à gestão do

21

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

empreendimento, se deveria estar abarcada na gestão de risco do empreendedor, ou até mesmo se deriva de alguma impropriedade em sua quantificação original.

140. Com a retomada do empreendimento determinada pela Resolução 3/2007 do CNPE, em maio de 2010, a Eletronuclear produziu Nota Técnica (peça 44) apontando que, à época, para que o preço da energia da usina fosse compatível com os praticados nos leilões de energia de novos empreendimentos, o valor deveria ser fixado na faixa entre R$ 151,66 e R$ 167,67. Além disso, apontou que, naquele momento, a mais recente revisão do estudo de viabilidade, elaborado pela Eletrobras e pela Eletronuclear, quantificava o preço em R$ 151,37/MWh (base em junho/2009), sendo destinado R$ 18,64/MWh desse valor para o combustível nuclear.

141. No ano seguinte, a celebração do CER foi autorizada pela Portaria-MME 980/2010. No mesmo dispositivo, foram definidas as condições em que se daria esse contrato, inclusive o preço de venda no valor R$ 148,65/MWh (referência setembro/2009), valor ligeiramente menor do que o indicado pela Eletronuclear. Ainda assim, a Diretoria Executiva da Eletronuclear encaminhou proposta de deliberação ao Conselho de Administração visando firmar o CER nos termos da Portaria Ministerial, como consta na 1.038ª Ata da Diretoria Executiva (peça 45). O Conselho, por sua vez, aprovou a celebração do contrato, como consta em sua 264ª ata (peça 46). Observa-se que, em ambas as deliberações, o valor definido na Portaria Ministerial era mencionado. Em que pese esse valor ser menor do que o indicado inicialmente pela Eletronuclear, a priori, não se trata de diferença materialmente relevante, com diferença de aproximadamente 1,8%, desconsiderando as datas.

142. Registra-se, portanto, que a decisão da Eletronuclear de assinar o contrato de reserva foi voluntária, não sendo verificados questionamentos de acionistas minoritários da Eletrobras e ou da Eletronuclear quanto ao assunto à época.

143. Ao celebrar o CER, a Eletronuclear declarou, de forma irrevogável e irretratável, que o preço de venda, em conjunto com as respectivas regras de pagamento e atualização monetária, seria suficiente para o cumprimento integral de suas obrigações (cláusula 7ª, subcláusula 19ª, do CER). Essa declaração, contudo, mostrou-se inconsistente já nas primeiras tratativas para a retomada do empreendimento após a sua paralisação em 2015.

144. Naquele ano, por meio do documento CTA-PR-135/2015 (peça 47), a Eletrobras solicitou à Aneel que procedesse ao exame quanto ao excludente de responsabilidade referente à alteração do preço de venda do CER a fim de reestabelecer o equilíbrio econômico financeiro do CER devido a atrasos no cronograma. Nos termos daquele documento, os atrasos seriam em decorrência de questões supervenientes e não gerenciáveis, destacando-se: (i) dificuldades que envolveram o licenciamento ambiental nuclear; (ii) atrasos na execução das obras civis causadas por desmobilização realizada unilateralmente pela contratada; (iii) atrasos do processo licitatório para contratação da montagem eletromecânica, mediante recursos e impugnações apresentados por participante junto ao TCU; (iv) atrasos relacionados à fabricação dos equipamentos de responsabilidade da Nuclep; e (v) indefinição quanto à contratação de financiamento e à prestação de garantias pela União.

145. Ao analisar os argumentos da estatal, o Diretor Relator do processo na Aneel consignou que a maioria (6 de 7) das justificativas apresentadas faria parte do risco do empreendedor e, consequentemente, não poderia ser acolhida como justificativa para o excludente de responsabilidade. Pontualmente, indicou que não seria de responsabilidade exclusiva da Eletronuclear a demora para obtenção de licenças para início das obras civis. Sobre o pedido atinente ao reequilíbrio econômico e financeiro do CER, o Diretor deixou assente em seu Voto que a Aneel, por desconhecer os critérios para a definição do preço, não teria como avaliar eventual reequilíbrio, bem como essa análise não seria de competência da agência:

22

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

No que diz respeito à análise da proposta de reequilíbrio econômico e financeiro do CER, observa-se que o MME é o órgão que tem competência para tanto. De fato, conforme destacou a SCG, com base em informações da SRM, (i) não há delegação expressa do MME para que a ANEEL proceda à instrução processual a respeito da Eletronuclear; (...); e (iii) os critérios para estabelecimento do preço do contrato (definido no art. 3º da Portaria MME 980/2010) não são de conhecimento da ANEEL e, portanto, existem assimetrias de informações que impedem a avaliação dos argumentos trazidos pela ELETRONUCLEAR para justificar o pleito de aumento do preço.

(peça 48, p. 5)

146. Ainda assim, o processo da Aneel foi remetido ao Ministério para subsidiar a análise e decisão sobre a revisão da data de entrada em operação da usina, bem como o reequilíbrio econômico financeiro do CER (peça 48, p. 5).

147. Por outro lado, servidores do MME se manifestaram contrariamente a esse entendimento por meio da NI 18/2016-Assec/GM-MME, encaminhada ao TCU em resposta a ofício de requisição no âmbito da fiscalização acerca das obras civis do empreendimento (TC 002.651/2015-7):

É importante deixar consignado que a análise efetuada pela ANEEL acerca do excludente de responsabilidade é muito pouco conclusiva, não sendo possível aferir, de fato, em quantos meses de atraso na obra o agente teve ou não responsabilidade. Tal informação seria de suma relevância caso se decidisse por alterar o prazo do CER.

(...)

O posicionamento inconclusivo da ANEEL não atendeu às expectativas do MME com relação ao que se esperava de um processo de análise de excludente de responsabilidade. Embora em seu Voto o Diretor Relator tenha declarado que “(...) não há delegação expressa do MME para que a ANEEL proceda à instrução processual a respeito da Eletronuclear (...)”, o MME entende que não se afasta a atividade precípua da ANEEL de fiscalizar o serviço de geração, cujo fundamento são o art. , o inciso IV do art. 3º, ambos da Lei n. 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e o inciso I do art. , do Decreto n. 4.932, de 23 de dezembro de 2003. São esses os dispositivos que a ANEEL utiliza para efetuar a análise de excludente de responsabilidade para quaisquer outros empreendimentos de geração, não ficando claro, portanto, o motivo para se abster dessa competência nesse assunto.

(peça 49, p. 11-12)

148. Também naquela fiscalização (TC 002.651/2015-7), a equipe questionou o MME acerca da data estimada, à época, para nova definição da tarifa da usina. Em resposta, o Ministério se manifestou da seguinte forma:

A princípio, não há manifestação final do MME sobre a data estimada para aprovação formal de nova tarifa para Angra 3.

Isso porque, originalmente, rediscutir tarifa/preço só faria sentido se fosse verificado, pela Aneel, que a Eletronuclear enfrentou diversas situações alheias à sua gestão que deram causa aos desequilíbrios vivenciados.

Com base nisso, ou seja, com a identificação do atraso ao qual o agente não deu causa, poder-se-ia então prever extensão de prazo ao CER, muito embora fosse necessário verificar como fazê-lo.

Ato contínuo, o MME faria uma análise sobre o mérito de cálculo de um novo preço, isso porque teria que verificar, inicialmente, se há jurisprudência da Aneel, com base nas experiências pregressas de análise de excludente de responsabilidade, para a revisão de cláusulas financeiras

23

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

de contratos de comercialização de energia de energia, também com o intuito de não gerar risco regulatório.

(peça 49, p. 17 – grifos adicionados)

149. Já no curso da presente fiscalização, a equipe questionou novamente o MME (ofício à peça 13) sobre o excludente de responsabilidade no caso. Em resposta, o Ministério afirmou que o tema não foi objeto de análise por sua Consultoria Jurídica, bem como não foi debatido no âmbito do GT (peça 29, p. 3-4).

150. No relatório do GT, de fato, não consta relato sobre eventuais discussões acerca de excludente de responsabilidade. Alternativamente, cogitou-se a viabilidade jurídica de alteração do CER (peça 42, p. 44-53), com entendimento positivo pela possibilidade de aditamento contratual a partir de conclusões da Consultoria Jurídica do MME (peça 43, p. 137-143) e de estudo realizado pela CCEE (peça 43, p. 125-136).

151. O estudo realizado pela CCEE aponta que a Eletronuclear assumiu a responsabilidade pela implantação da usina e por todos os riscos decorrentes (cláusula 3ª, subcláusula 3ª, e cláusula 5ª, subcláusula 3ª, do CER), mas, apesar da rigidez das condições, o contrato tem como fundamento o equilíbrio dos interesses comerciais das partes (cláusula 5ª, subcláusula 10ª, do CER). Assim, conclui que o CER pode ser alterado desde que haja prévia anuência do MME e posterior homologação da Aneel.

152. De forma similar, a Consultoria Jurídica do MME também entende pela possibilidade de alteração do CER, anotando o seguinte:

Em regra, os contratos são firmados após procedimento em que se procede um estudo criterioso do que se pretende contratar, para somente depois concluir a avença. Logo, em princípio, não se espera que haja uma modificação dos contratos ao longo de seu prazo de vigência. Porém, não é incomum que alterações sejam efetivadas no corpo do contrato. Aliás, pode-se dizer que é até bastante comum a ocorrência de tais modificações.

(...)

Ora, em contratos como o presente, existe sempre a possibilidade de ocorrerem fatos imprevisíveis que modificam a situação em que um contrato havia se firmado originalmente, gerando excessiva onerosidade para uma das partes. Inobstante a regra de rigidez das condições estabelecidas no CER n. 126/2011, é expressa a possibilidade de modificação, conforme se observa nas premissas para inclusão de novas condições:

CLÁUSULA DÉCIMA QUINTA - DISPOSIÇÕES GERAIS

O presente CONTRATO é celebrado em caráter irrevogável e irretratável pelo prazo de vigência definido na Cláusula Quarta, ressalvadas as disposições contidas na Cláusula Décima [Da Rescisão]

Subcláusula Primeira - O presente CONTRATO não poderá ser alterado, exceto com a anuência prévia do MME, por meio de Aditamento escrito firmado pelas PARTES, observado o disposto na Lei n. 10.848, de 2004, na Lei n. 11.488, de 2007, no Decreto n. 5.163, de 2004, no Decreto 6.353, de 2008, e nas demais disposições legais e regulamentares aplicáveis e ressalvado o disposto na Subcláusula Segunda desta Cláusula.

(peça 43, p. 140 - grifos adicionados)

153. Ou seja, apesar de o estudo da CCEE indicar apenas a necessidade de anuência prévia do MME e a homologação do CER pela Aneel, a Consultoria Jurídica do MME, adicionalmente, anotou que eventual alteração contratual seria justificada pela possível ocorrência de fatos imprevisíveis que alteraram o equilíbrio econômico e financeiro do contrato. Esse entendimento é

24

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

alinhado com aquele manifestado no contexto do TC 002.651/2015-9, indicando que rediscutir o preço só faria sentido se verificado que a Eletronuclear enfrentou situações alheias à sua gestão que deram causa a eventuais desequilíbrios.

154. Em que pese o CER ainda não ter sido formalmente alterado, já há a indicação de que acontecerá a revisão do preço devido a uma aventada inviabilidade de seu valor atual. Contudo, pelo que ficou evidenciado, ainda não houve manifestação conclusiva do MME quanto a um excludente de responsabilidade e sua abrangência, de sorte a justificar a alteração do preço do CER.

155. Esse exame se faz necessário por uma questão de segurança jurídica do CER. Conforme o princípio da pacta sunt servanda, ao assumir um compromisso contratual, as partes estão obrigadas ao seu cumprimento. Por outro lado, há a figura da teoria da imprevisão, exceção a pacta sunt servanda, referente à ocorrência de fato imprevisível posterior à celebração do contrato que permite a alteração das obrigações contratuais. No caso, é necessário averiguar o porquê da inviabilidade do preço vigente.

156. Vislumbram-se, a priori, três hipóteses para a necessidade de revisão do valor: (i) desdobramentos que seriam imprevisíveis à época da celebração do CER; (ii) deficiências na governança do empreendimento; e (iii) impropriedades na quantificação do preço inicialmente celebrado.

157. O primeiro cenário hipotético elencado é aquele em que o preço de venda foi inicialmente quantificado adequadamente, mas, devido à ocorrência de eventos imprevisíveis à época, o valor não se mostrou suficiente para a viabilidade do empreendimento. Nessa circunstância, aplicar-se-ia a teoria da imprevisão, em que se pode alegar a ausência de responsabilidade da Eletronuclear. Ressalta-se que, nesse caso, evento imprevisível é aquele que não abarcado ordinariamente na responsabilidade do gestor.

158. A segunda hipótese é a situação em que a necessidade de revisão do preço foi ocasionada por eventos de responsabilidade do empreendedor. Isso poderia ocorrer por questões relacionadas diretamente a atos ou a omissões da Eletronuclear, ou ainda por falhas na gestão de risco do empreendimento. Especificamente sobre a gestão de risco, espera-se que o gestor não seja demasiadamente afetado por incertezas próprias do empreendimento. Exemplifica-se com o uso de hedge para proteção de impactos decorrentes de variação cambial desfavorável. Em regra, riscos usuais do empreendimento não podem ser alegados para excludente de responsabilidade, ainda mais se tratando de contrato no qual é assumida a responsabilidade pela implantação da usina e por todos os riscos decorrentes (cláusula 3ª, subcláusula 3ª, e cláusula 5ª, subcláusula 3ª, do CER).

159. Por fim, a terceira hipótese vislumbrada é no caso de impropriedades na quantificação do preço inicialmente celebrado. Como já mencionado anteriormente, houve um consenso entre os membros do GT de que o preço de venda vigente do CER é inviável. Com esse cenário, não se pode descartar a possibilidade de que ocorreram impropriedades na sua quantificação inicial. Nesse caso, dever-se-ia apurar a responsabilidade dos agentes que quantificaram o preço estabelecido pela Portaria-MME 980/2010, bem como dos agentes da Eletronuclear que acolheram aquele preço.

160. Além da questão da segurança jurídica do contrato, caso se efetive um aditamento sem o exame quanto ao excludente de responsabilidade, também seria configurada uma situação de risco moral. Isso porque estaria sendo sinalizado para a empresa que não haveria exame de responsabilidade para a revisão do preço, o que, pela teoria econômica, estaria estimulando a ineficiência empresarial. Ademais, poderia ser estabelecido um precedente para que outros empreendimentos em situação semelhante apresentem pleitos de revisão de preço. Como exemplo, cita-se o fato noticiado na imprensa de que hidrelétricas teriam pedido ao governo federal revisão

25

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

de contratos com o BNDES em razão do aumento de juros dos financiamentos e de queda da inflação, que corrige os contratos de venda de energia (https://www1.folha.uol.com.br/mercado/2018/05/hidreletricas-querem-rever-contrato-combndes.shtml - visitado em 21/2/2019). Acresça-se, ainda, claro, a possibilidade de os gestores serem responsabilizados por imputar custos injustificados à contraparte do CER, ou seja, em última instância, ao consumidor de energia elétrica.

161. Sobre a responsabilidade do exame do excludente, o Diretor da Aneel registrou em seu Voto, em setembro/2015, que não seria competência da Agência o exame referente ao equilíbrio econômico e financeiro do contrato (peça 48, p. 5). Por outro lado, em manifestação datada de abril/2016, a equipe do MME divergiu desse entendimento, respaldando-se nos art. 2º e art. , inciso IV, da Lei 9.427/1996, art. , inciso I, do Decreto 4.932/2003 (peça 49, p. 11-12). Esses dispositivos tratam da competência da Aneel como reguladora e também de delegações de competência do Poder Concedente para que a Agência atue em casos de concessão ou autorização.

162. Em novembro de 2016, foi editada a Lei 13.360/2016, que traz em seu art. 19 a seguinte redação:

Lei 13.360/2016

Art. 19. Havendo atraso no início da operação comercial decorrente de circunstâncias caracterizadas pela Aneel como excludentes de responsabilidade, o prazo da outorga de geração ou transmissão de energia elétrica será recomposto pela Aneel por meio da extensão da outorga pelo mesmo período do excludente de responsabilidade, bem como será feito o adiamento da entrega de energia caso o empreendedor tenha contrato de venda em ambiente regulado.

Parágrafo único. Para os fins do disposto no caput, entendem-se como excludentes de responsabilidade todas as ocorrências de caso fortuito e força maior, incluindo, mas não se limitando a, greves, suspensões judiciais, embargos por órgãos da administração pública direta ou indireta, não emissão de licenças ou autorizações pelos órgãos competentes por motivo não imputável ao empreendedor e invasões em áreas da obra, desde que reconhecidos pela Aneel a ausência de responsabilidade do agente e o nexo de causalidade entre a ocorrência e o atraso na entrada em operação comercial.

163. Portanto, com a edição dessa Lei, passou a ser explícita a competência da Aneel para exame quanto ao excludente de responsabilidade no que se refere ao início da operação. No caso concreto não há outorga com data de início da operação para a Usina Angra 3, conforme será mais bem detalhado no Achado 3.1. Não obstante, essa formalidade não pode ser colocada como empecilho para a análise. Aplicando o dispositivo legal ao caso concreto, o prazo para o início da operação advém do CER e, portanto, caso seja apurada a existência do excludente de responsabilidade, esse prazo deve ser estendido adequadamente.

164. No caso concreto, verificou-se que a Aneel apontou que não seriam acolhidos seis dos sete pontos encaminhados pela Eletronuclear e sua holding em 2015 quanto ao excludente de responsabilidade sobre a extensão do prazo para a operação da usina. Apesar de constatar esse fato à época, o Ministério não se manifestou sobre o assunto. Com os recentes esforços para a retomada do empreendimento, há indicativo de alteração do preço de venda de energia, conforme Exposição de Motivos 84/2018 do MME e Resolução CNPE 14/2018, o que alterará o equilíbrio econômico e financeiro inicialmente pactuado no CER. No entanto, o excludente de responsabilidade para alteração das cláusulas contratuais não foi abordado pelo MME, sendo apenas levantada a possibilidade da tese de alteração contratual. O Ministério deve, portanto, motivar o reequilíbrio do CER no caso de alteração do preço, examinando detidamente se há o requisito de excludente de responsabilidade para alteração das cláusulas econômicas do contrato.

26

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

165. Nessa toada, a proposta de encaminhamento será no sentido de determinar ao MME que, ao motivar eventual alteração do preço de venda de energia vigente no CER, examine conclusivamente se há excludente de responsabilidade quanto a eventuais aditamentos contratuais atinentes ao prazo e ao reequilíbrio econômico e financeiro, indicando, se deve haver a responsabilização de algum agente.

III.3. Das medidas de viabilização para retomada da usina

166. Identificou-se que, apesar das recentes decisões do CNPE em 2018 sobre as medidas para viabilizar a retomada de Angra 3, existem lacunas a serem sanadas para que a usina entre em operação em 2026, conforme previsto.

167. O CER 126/11 não prevê mecanismo contratual que incentive a entrada do empreendimento no prazo definido, ou seja não há penalidade para a Eletronuclear no caso de atraso, e a Aneel também não consegue aplicar penalidades em virtude da inexistência de ato de outorga da usina, ou instrumento congênere, com prazos bem definidos.

168. Adicionalmente, foram identificadas fragilidades no processo de definição do preço de referência da energia de Angra 3 tais como: i) indefinição da modelagem econômica do negócio; ii) quantificação da tarifa pela EPE; iii) ausência de avaliação dos valores e informações prestados pela Eletronuclear; e iv) incoerência teórica na aplicação do modelo CAPM.

Achado 3.1 - Ausência de penalidade pelo atraso da entrada em operação da usina

169. Constatou-se que não é possível a aplicação de penalidades administrativas ou contratuais que punam o atraso da entrega da energia contratada de Angra 3, devido à ausência de outorga da usina e à ausência de cláusula ou mecanismo contratual que preveja a penalização da Eletronuclear pela não entrada em operação do empreendimento na data prevista. Tais fatos contrariam a Lei 8.666/1993, art. 54, inciso VII, e a diretriz de avaliação de monitoramento de ações prioritárias do Decreto 9.203/2017, art. , inciso III.

170. Evidenciou-se este achado por meio de diligências realizadas ao MME, à Aneel e dos subsídios fornecidos pela CCEE ao GT do CNPE, bem como por meio de pesquisa de informações e inspeções feitas a outros agentes do setor.

171. De início, vale relatar que a Aneel tem competência para aplicar multa a empresas geradoras de energia elétrica em virtude da não implantação de empreendimento de acordo com os prazos previstos na outorga, conforme informado no Ofício n. 30/2018-AIN/ANEEL (peça 63, p. 2):

No que diz respeito ao descumprimento de obrigação de implantação de empreendimentos de geração de energia elétrica dentro dos prazos estabelecidos nos atos de outorga, existe previsão legal de imposição de pena administrativa de multa, conforme estabelecido no inciso XII do art. 6º da Resolução Normativa ANEEL nº 63, de 12 de maio de 2004, ato normativo este que aprova procedimentos para regular a imposição de penalidades aos concessionários, permissionários, autorizados e demais agentes de instalações e serviços de energia elétrica, bem como às entidades responsáveis pela operação do sistema, pela comercialização de energia elétrica e pela gestão de recursos provenientes de encargos setoriais.

172. Contudo, a Agência alega que a respeito do empreendimento de Angra 3 “até hoje não foi emitido pelo Poder Público qualquer ato administrativo que estabeleça o compromisso de cumprimento de marcos para o cronograma de implantação” (peça 63, p. 3).

173. Apesar de a Portaria MME n. 980, de 21 de dezembro de 2010, estabelecer o início de entrega da energia de Angra 3 em 1º de janeiro de 2016, a Aneel entende que esta data é um “compromisso comercial” e não há como aplicar a multa pela não entrada em operação do empreendimento, pois o inciso XII, art. 6º da REN Aneel n. 63/2004 exige marcos estabelecidos em outorga.

27

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

174. Constatou-se então que Angra 3 não possui outorga que estabeleça tais marcos como os demais empreendimentos de geração de energia do sistema. A autorização original para construção da usina foi dada pelo Decreto 75.870/1975 sem prazo para entrada em operação. Já o CNPE editou em 2002 a Resolução n. 8 considerando novembro de 2008 para operação comercial; cinco anos depois a Resolução n. 3/2007 postergou para 2013; e recentemente a Resolução n. 14/2018 definiu a entrada em operação em janeiro de 2026 (peças 67, 68 e 69).

175. Todas essas datas são entendidas pela Aneel como “metas relacionadas ao planejamento das atividades” que não podem ser utilizadas como marcos para aplicação de multa.

176. Dessa forma, a fim de se evitar novos atrasos no empreendimento sem a devida responsabilização, defende-se a emissão pelo MME de ato de outorga específica para Angra 3 com os marcos exigidos pela REN n. 63/2004 da Aneel. Por se tratar de um ativo com vida útil limitada, o ato de outorga também deve contemplar essa perspectiva. Outra opção precária seria a adequação dessa resolução pela Agência para contemplar possibilidade de aplicação de multa a partir das datas definidas pelo MME, como na Portaria n. 980 de 2010, por exemplo. Certamente, a segurança jurídica se consubstanciaria na emissão de um ato de outorga específico.

177. Cabe destacar que o Decreto 6.353/2008, que regulamenta a contratação da energia de reserva, dispõe sobre penalidades para geradoras que não entrarem em operação no caso de contratação via leilão:

Decreto 6.353/2008

Art. 7º Em relação aos leilões de que trata este Decreto, a entrada em operação comercial das unidades geradoras do empreendimento que comporá a Reserva poderá ocorrer durante os anos subsequentes ao início da entrega da energia contratada, ficando assegurada, neste caso, a contratação de toda a parcela da garantia física proveniente do respectivo empreendimento que for contratado como Reserva.

Parágrafo único. Deverá haver aplicação de penalidades no caso de não entrada em operação comercial de quaisquer unidades geradoras até as respectivas datas previstas no cronograma do empreendimento, bem como no caso de sua indisponibilidade, na forma a ser regulamentada pela ANEEL.

178. Devido à dimensão do empreendimento, se comparado às demais contratações de energia de reserva, ao se colocar no planejamento setorial a previsão de entrada de Angra 3 em determinada data, em não se confirmando, a equação com custos de oportunidade para o SIN é severamente afetada. Assim, sendo uma contratação singular de energia de reserva, os mecanismos para incentivar que não haja atraso do início da operação não podem ser os convencionais.

179. Contudo, o decreto é omisso quanto à punição para a contratação singular de Angra 3, com o preço definido de ofício pelo Poder Concedente.

180. Além da impossibilidade de aplicação de penalidades administrativas, constatou-se que o CER 126/11 não contempla mecanismo de punição efetivo para a não entrega da energia no prazo comercial acordado.

181. A Aneel no Ofício n. 30/2018-AIN (peça 63, p. 3) também informa que o contrato prevê como forma de penalização o não recebimento pela Eletronuclear do duodécimo que seria devido pela entrega da energia e o consequente não ressarcimento anual da receita fixa da usina:

O contrato CER 126/11, assinado entre Eletronuclear e CCEE em consonância com o modelo estabelecido na Portaria MME 980/2010, estabelece, na Subcláusula Décima Primeira da Cláusula Sexta e na Cláusula Décima Quarta, que a Eletronuclear tem direito a receber, mensalmente, um duodécimo da receita de venda, condicionada à entrada em operação da UTN Angra III e que a

28

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

Eletronuclear deve efetuar o ressarcimento anual da receita fixa recebida, caso a entrega de energia seja em montante inferior ao contratado.

Entretanto, tendo em vista que a UTN Angra III não iniciou a operação comercial, a Eletronuclear não recebeu quaisquer duodécimos de sua receita de venda e, em consequência, o ressarcimento anual é zero.

182. Resta claro que essa hipótese aborda casos de quando ocorrer entrega de energia em montantes inferiores ao contratado, logo, apenas após a entrada em operação do empreendimento. Faz-se essencial também cláusula que estimule o cumprimento dos prazos contratuais para entrada em operação da usina no prazo estabelecido pelo MME.

183. Ainda sobre o Ofício n. 30/2018-AIN/Aneel, a Agência argumenta que devido à variedade de órgãos envolvidos no processo de implantação de Angra 3 não há como adotar “uma leitura habitual” para apurar responsabilidade e aplicar sanção:

Constata-se assim que a implantação desse empreendimento depende, de forma conjunta, de diversas instituições governamentais e, por isso, a diligência para o cumprimento do seu cronograma, em certa medida, pode ser entendida como de responsabilidade compartilhada entre diversas entidades, que devem prover os meios adequados para que a conclusão das obras se concretize dentro dos prazos planejados.

Dadas essas circunstâncias, não há como fazermos a leitura habitual sobre a responsabilidade do empreendedor quanto ao cronograma, seja para fins de apuração de responsabilidade com aplicação de sanção, ou para aplicar em discussões exclusivas de alteração de cronograma administrativo (peça 63, p. 3).

184. Tal argumento de impossibilidade de punir devido à multiplicidade de atores não pode prosperar sob pena de se incentivar a perpetuação dos recorrentes atrasos para a finalização do empreendimento que se estendem desde o início das obras ainda em 1981.

185. Por fim, vale ressaltar que a ausência de penalidades administrativas e contratuais efetivas para a entrada em operação de Angra 3 pode ter colaborado para o ambiente de desvio de recursos identificado na Operação Lava Jato. Caso as obras do empreendimento sejam retomadas, é imperativo a atualização dos normativos e mecanismos contratuais contemplando previsão de punições de forma a estimular o cumprimento dos prazos para entrada em operação e prezar pela eficiência na gestão do negócio.

186. Dessa forma, propõe-se determinar ao MME que:

a) emita, antes de formalização de parceria com eventual agente privado, ato de outorga específico para a usina Angra 3, compatível com a vida útil do empreendimento e que defina marcos temporais sobre a sua operação, que possibilitem a fixação de multas pela Aneel para eventuais atrasos futuros na implantação da usina, conforme disposto na Lei 9.427/1996, art. , inciso X; e

b) preveja, no instrumento contratual para venda de energia gerada pela usina Angra 3, penalidade para a não entrega do objeto contratado devido à não implantação do empreendimento no prazo previsto, de acordo com a Lei 8.666/1993, art. 54, inciso VII, com a supremacia do interesse público e com a diretriz de monitoramento de implementação de ações prioritárias do Decreto 9.203/2017, art. , inciso III.

187. Vale notar que não há conflito entre as propostas de encaminhamento no presente achado e no achado 2.1, referente à ausência de manifestação conclusiva sobre o excludente de responsabilidade. A proposta relacionada àquele achado é no sentido de determinar que haja um exame do excludente e da manutenção do equilíbrio econômico e financeiro do contrato desde já. Por outro lado, a proposta do presente achado diz respeito a tornar mais efetivas as regras que

29

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

regem o CER firmado pela Eletronuclear, caso o processo de retomada seja continuado nos moldes apresentados.

Achado 3.2 - Fragilidades no processo de definição do preço de referência

188. Constatou-se que, apesar de ter sido estabelecido o preço de referência para a venda de energia de Angra 3, não houve definição da modelagem econômica do negócio. Essa modelagem é crucial para quantificação do preço de venda, haja vista que em diferentes modelos há diferentes riscos e, consequentemente, diferentes preços.

189. A partir das informações de entrada, a EPE examinou o fluxo de caixa de receitas, de forma a quantificar o preço em diferentes cenários. Grande parte das informações foram passadas pela Eletronuclear, sendo que algumas delas, ainda que relevantes, não foram verificadas pela EPE, como será melhor detalhado adiante.

190. Ademais, verificaram-se inconsistências metodológica na aplicação do modelo de precificação de ativos financeiros (CAPM - do inglês Capital Asset Pricing Model).

191. O achado foi evidenciado com base em exame (i) do relatório do GT e de seus anexos, (ii) das respostas aos ofícios de requisição enviados durante a fiscalização; e (iii) do exame da quantificação do preço realizada pela EPE.

Indefinição da modelagem econômica do negócio

192. Como já explorado neste relatório, houve consenso entre os membros do GT no sentido de que o preço vigente do CER não é suficiente para a viabilidade da implantação de Angra 3. Diante desse cenário, o GT propôs um novo preço de referência, calculado pela EPE no valor de R$ 480,00 (data-base em julho/2018). Como colocado no relatório (peça 42, p. 65), esse preço tem previsão de alteração, a depender do resultado de estudos futuros que devem ser realizados. Vale dizer que o GT registrou o seguinte em seu relatório:

Por fim, com relação ao estabelecimento imediato de novo preço de referência para a venda da energia considerando o valor indicado pela EPE, recupera-se a argumentação de que esse valor não decorre da indicação pelo GT de qualquer um dos dois modelos estudados de viabilização do empreendimento.

Não obstante, o GT tem o preço calculado pela EPE com base em sua expertise setorial para cálculo de preços em leilões, como o melhor valor existente para o valor de referência do preço de venda da energia, se isso for julgado pertinente, observada a necessidade de que esse valor seja revisitado. Ou seja, se os membros do CNPE decidirem pelo estabelecimento de novo preço de referência para a venda da energia gerada por Angra 3 ao preço calculado pela EPE, propõe-se que esse preço conste de resolução do CNPE e que o CER só seja firmado com o preço definitivo obtido após a seleção competitiva do parceiro privado, definida com base na conclusão, no âmbito do PPI, sobre a melhor solução para atração dos recursos privados para a finalização da obra.

(peça 42, p. 66 – grifos adicionados)

193. Em outras palavras, deixou-se claro que o preço de venda deve ser estabelecido após estudos que abarquem o modelo de negócio. Somente depois dessa modelagem acerca do preço de venda é que o CER deve ser alterado. Consequentemente, o preço de referência proposto não tem qualquer efeito jurídico, haja vista que, até o momento, não foi feita alteração no CER e que, para isso, há pendências a serem resolvidas quanto ao modelo de negócios.

194. Instituído para realizar estudos, análises e apresentar proposições ao CNPE acerca da viabilidade econômica da implantação de Angra 3, o GT ventilou dois modelos para a viabilização do empreendimento considerando a participação de investidor privado: societário e não-societário. Nesse contexto, os dois modelos foram debatidos internamente, levantando-se pontos favoráveis e

30

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

desfavoráveis para cada um deles. Entretanto, não se chegou a um consenso quanto ao modelo a ser adotado.

195. No Anexo IX do relatório do GT – Relato da construção dos dois modelos para viabilização de Angra 3 (peça 43, p. 128-148), há um breve histórico quanto às discussões acerca dos modelos dentro do GT, o qual será sintetizado adiante. Registra-se que eventuais críticas aos modelos não são escopo do presente trabalho, sendo estes apresentados aqui apenas como reforço argumentativo para demonstrar a indefinição quanto à modelagem do negócio. Como os estudos acerca dos modelos não foram finalizados, é inoportuno que, neste caso concreto, o controle externo inicie dialética sobre a tese ainda embrionária, sem prejuízo de eventual acompanhamento das discussões.

196. Antes mesmo da instituição do GT, a Eletronuclear, com o apoio de consultorias contratadas, já estudava a viabilização do empreendimento por meio de uma sociedade com parceiro privado. Suportada por esses estudos, a estatal levou ao GT que o custo estimado para que a usina entre em operação no ano de 2026 é de aproximadamente R$ 15 bilhões. Em suas avaliações, para que o empreendimento fosse retomado sem a entrada de um novo sócio, seria necessário um endividamento de aproximadamente R$ 20 bilhões (valores atualizados a partir dos R$ 15 bilhões), o que seria inviável por não possuir ativos livres para dar como garantia dessas operações, além de gerar um déficit de caixa de aproximadamente R$ 2,6 bilhões até o ano de 2025. Com isso, a empresa passou a analisar um cenário no qual houvesse um sócio.

197. Em decorrência, aventou-se a possibilidade de que a Eletronuclear formasse uma sociedade de propósito específico (SPE) junto a um parceiro privado. No entanto, essa opção foi acreditada inviável devido a possíveis imbróglios jurídicos em função dos contratos já firmados e da relação com credores minoritários. Além disso, o modelo de SPE também esbarraria em uma questão financeira, ao passo que ainda seria necessária a captação de aproximadamente R$ 10 bilhões, o que, na visão da empresa, não permitiria uma combinação de dívida nova e capital adicional que remunerasse suficientemente o novo parceiro e cobrisse a necessidade de recursos para finalizar o projeto.

198. O outro modelo estudado teria um sócio privado diretamente na Eletronuclear, considerando todos os seus ativos. A captação necessária seria a mesma, mas foi considerado que, a partir de uma combinação de dívida e contribuição de capital, poder-se-ia cobrir a necessidade de fundos para o término do projeto e garantir um retorno adequado ao novo sócio. Segundo o estudo apresentado, essa opção, em conjunto com a renegociação das dívidas atuais, teria liquidez sustentável no curto prazo.

199. Ademais, a empresa defende que, com esse modelo, não seria necessária alteração em sua constituição, por já ser uma sociedade anônima com acionistas minoritários. Para isso, bastaria admitir um novo sócio, preservando o controle estatal (maioria das ações com direito a voto), o que, no entendimento da Eletronuclear, respeitaria o monopólio constitucional da União na exploração de atividades nucleares.

200. Observa-se que a projeção de fluxo de caixa do modelo defendido pela Eletronuclear foi realizada com uma premissa diferente das outras: haveria a concessão de waiver em contratos de financiamento. Essa observação não é uma crítica ao modelo em si, mas reforça a argumentação quanto à necessidade de aprofundamento dos estudos. Isso porque, por coerência, é necessário que premissas sejam mantidas uniformes em cada modelo aventado a fim de comparação dos resultados das diferentes possíveis abordagens.

201. Detalhando melhor o modelo societário, é explicado no relatório que a seleção do parceiro seria em forma competitiva, na qual é ofertada participação acionária da Eletronuclear para parceiros internacionais potenciais. Antes da seleção, os parceiros passariam por uma etapa

31

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

de qualificação em que comprovariam capacidade e experiência em construção recente de centrais nucleares de potência, além de expertise no projeto, gerenciamento de construção, comissionamento e operação de usinas nucleares. Ainda durante a qualificação do parceiro, seria avaliada a robustez financeira do proponente frente à magnitude do empreendimento. Maiores detalhes sobre o modelo podem ser visualizados no Anexo X do Relatório - Modelo com Participação Societária (peça 42, p. 149-202).

202. Apresentado o modelo societário pela Eletronuclear, alguns membros do GT, em especial representantes do então Ministério do Planejamento, Desenvolvimento e Gestão (MPDG) e do então Ministério da Fazenda (MF), vislumbraram possíveis empecilhos para a proposta.

203. Inicialmente, questionou-se a atratividade de o investidor aportar montante não desprezível para se tornar acionista minoritário de uma empresa estatal com maiores restrições legais quando comparada a entidades puramente privadas, a exemplo das Leis 13.303/2016 e 8.666/1993. Essa situação, na visão de alguns membros do GT, pode levar o parceiro a esperar exigências/expectativas como: (i) assinatura ou atualização de acordo internacional atribuindo à parceria um caráter estratégico; (ii) garantia da União; e (iii) compromisso formal de construção de novas usinas termonucleares em horizonte previsível. Conforme consignado no relatório, não seria possível assegurar essas expectativas ao parceiro.

204. Buscando uma percepção mais acurada, integrantes do então MPDG se reuniram com empresas potencialmente interessadas indicadas pela Eletronuclear (relatos detalhados no Anexo XII do relatório do GT, peça 42, p. 213-216). A partir dessas reuniões, os representantes do Governo entenderam que há uma expectativa dos potenciais parceiros sobre as condições acima, ainda que não tenha sido colocado explicitamente como uma exigência.

205. Especificamente sobre possíveis novas usinas, o MME registrou que o Plano Nacional de Energia 2030 recomenda, em caráter indicativo e não mandatório, o prosseguimento do programa nuclear brasileiro, com expansão nas regiões Sudeste e Nordeste. Inclusive, haveria sinalização no PPA 2016-2019 para estudos de viabilidade de quatro novas usinas. Contudo, esses estudos estariam paralisados por falta de recursos.

206. Ademais, membros do GT oriundos do então MF registraram que o modelo societário pode apresentar um risco fiscal para a União. No caso de necessidade de mais recursos para o empreendimento, para não ter sua participação diluída, a União poderia ser obrigada a aportar recursos na sociedade para manter o controle societário. Nesse cenário hipotético, mas não impossível, no caso de inviabilidade de novo aporte por questões fiscais, a alternativa seria novo aumento do preço da energia.

207. Outro ponto questionado por alguns membros do GT foi quanto à capacidade de a Eletrobras honrar os compromissos assumidos pela sua controlada. A Eletrobras se posicionou contrariamente a essa possibilidade (peça 42, p. 120-121), indicando que também não tem uma situação financeira de caixa que lhe permitisse fazer aportes e que o custo de captação de recursos seria alto. Apesar desse posicionamento, outros integrantes do GT entenderam que os estudos sobre a possibilidade não foram exauridos, apontando que recentemente se observou uma melhora nos resultados divulgados pela empresa (peça 42, p. 126).

208. Diante das dúvidas suscitadas, o GT levantou uma outra possibilidade de modelagem para discussão, na qual o parceiro privado não se tornaria um sócio e o empreendimento passaria para a modalidade turn key. Nessa abordagem, o empreendimento seria entregue pronto para uso, e a operação seria feita diretamente pela Eletronuclear. Em síntese, considerou-se que não haveria novos aportes por parte da Eletronuclear ou de sua controladora durante a execução do empreendimento, pois o investimento remanescente para efetiva operacionalização da usina seria feito diretamente pelo parceiro. Em contrapartida, a Eletronuclear se comprometeria a repassar

32

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

parte dos recebíveis de Angra 3 durante a vigência do CER (de forma simplificada, considerou-se a possibilidade de seccionar o CER em dois, em que um deles geraria fluxo de caixa para a Eletronuclear e o outro para o parceiro privado, na proporção dos investimentos realizados e dos custos de operação). Maiores detalhes sobre o modelo podem ser obtidos no Anexo XI do relatório do GT (peça 42, p. 203-212).

209. Apesar de, em princípio, resolver parte das dúvidas levantadas, o modelo turn key gerou outros questionamentos. Nesse ponto, vale trazer o posicionamento da Eletronuclear e da Eletrobras (Anexo VI do relatório do GT – peça 42, p. 118-122), que, em síntese, consideraram o modelo inviável pelos seguintes fatores:

a) Inviabilidade de realizar o processo de reestruturação e garantir a viabilidade de fluxo de caixa da Eletronuclear com o modelo proposto;

b) Necessidade de utilização de aval corporativo do EPCista fazendo com que o investidor analise a estrutura proposta como se fosse um projeto com 100% de equity;

c) Dificuldade, por parte do EPCista, de encontrar opções de financiamento durante a obra caso não forneça aval corporativo;

d) Necessidade de alteração legislativa para a viabilização do modelo, uma vez que somente a Eletronuclear poderia vender energia de fontes nucleares, por força do art. 3º-A, § 2º, da Lei 10.848/2004;

e) Necessidade de maior remuneração de capital, dado que todo o risco de construção passa a ser do EPCista, já que ele não possuirá nenhum outro ativo nessa estrutura e deverá precificar esse risco, o que pode elevar a tarifa;

f) Dificuldade nas relações contratuais já existentes, haja vista que itens já contratados não poderiam ser substituídos ou repassados ao EPCista, bem como não poderia haver alterações no projeto básico já licenciado;

g) Tributação de ISS caso não ocorra a cisão do CER e a transferência de recursos para a Eletronuclear se dê por meio de prestação de serviços;

h) Diminuição de rentabilidade da Eletronuclear e da Eletrobras, pois Angra 3 não terá remuneração de capital dado que caberá à Eletronuclear apenas o reembolso dos custos de O&M da Usina;

i) Baixa atratividade para parceiros, dado a estrutura sem paralelo e incerta do ponto de vista jurídico;

j) Impossibilidade jurídica e regulatória de transferir as receitas de Angra 1 e 2 para o EPCista por conta de diversos motivos.

210. Ainda sobre o modelo não-societário, o GT registrou que não tinha condições de exaurir todas as questões dentro de seu prazo de duração de sessenta dias. Com isso, propôs que o PPI acompanhasse o empreendimento, de modo que a definição do melhor modelo com o parceiro privado seja realizada também naquela instância.

211. Outra questão, no contexto da indefinição da modelagem econômica do negócio, que não foi considerada nas discussões do GT é a possibilidade de cisão da Eletronuclear da holding. O presidente da Eletrobras afirmou, segundo matéria jornalística, que “a cisão da Eletronuclear não vai sair do papel se o preço da energia de Angra 3 não for revisado”.

https://www.valor.com.br/empresas/5413435/privatizacao-da-eletrobras-depende-desolucao-para-angra-3 (visitado em 20/3/2019)

33

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

212. Contudo, essa pretensão precisa ser exposta aos potenciais parceiros, pois impactará diretamente na atratividade do negócio e nos riscos associados, bem como consequentemente na precificação da energia a ser vendida pelo empreendimento. Logo, a definição no formato que ocorrerá essa possível cisão e se envolverá outras estatais do grupo Eletrobras, tal como Itaipú Binacional precisa ser realizada antes da conclusão do processo de precificação da energia e modelagem do negócio.

213. Não obstante a indefinição quanto ao modelo, foi proposto um preço de referência para o CER. Esse preço, calculado pela EPE, iguala o valor presente do investimento e o valor presente do fluxo de caixa do empreendimento.

214. As principais premissas e conclusões da EPE em seu cálculo serão apresentadas e discutidas nos tópicos posteriores. No momento, contudo, cabe adiantar que a referida empresa encontrou valores que podem variar entre R$ 400/MWh e R$ 560/MWh.

215. Com base nesses resultados, o GT propôs a definição do preço de referência em R$ 480/MWh, recomendação aprovada pelo CNPE por meio da Resolução CNPE 14/2018.

216. Vale destacar, no entanto, que a escolha do modelo econômico afeta diretamente o preço de referência de retomada do empreendimento. A própria EPE faz essa avaliação, demonstrando que tal preço pode chegar a variar entre 368 R$/MWh e 743 R$/MWh, a depender da solução adotada e da variação de alguns dos parâmetros, conforme valores calculados pela Eletronuclear e pela Alvarez & Marsal (peça 43, p. 121).

217. Mantidos os demais parâmetros de avaliação, a simples alteração entre modelo societário e não-societário resultou, respectivamente, nos seguintes preços de referência: 455 R$/MWh e 494 R$/MWh, também conforme valores calculados pela Eletronuclear e pela Alvarez & Marsal (peça 43, p. 121).

218. Na verdade, ao não se ter presente uma definição quanto à modelagem econômica do negócio, o preço de referência sobre o qual o CNPE deliberou carece de conexão com o mundo real. A depender do modelo de negócio e dos riscos a este associado, o preço pode ser inferior, ou até mesmo superior ao preço tido pelo CNPE como de referência. Ademais, o conteúdo da Resolução 14/2018 sequer deixa claro o que seria “preço de referência”. Pelo texto da Resolução CNPE 14/2018 (peça 69), não é definido se o preço de referência se trata de um valor limite máximo, de um limite mínimo, ou mesmo de um valor dentro de uma faixa de incerteza estimada. Assim, a indicação no relatório do GT de que o preço de referência se trataria de um preço teto (peça 42, p. 40, nota de rodapé n. 11) não é razoável.

219. Fica, portanto, assente a necessidade de que a definição do preço de referência da retomada de Angra 3 ocorra após a escolha do modelo econômico do negócio. Por essa razão, propõe-se determinar ao MME que:

a) abstenha-se de definir preço para a realização do leilão da energia de Angra 3 até que seja definido o modelo de negócio para eventual participação de sócio privado, permitindo o aprofundamento dos estudos sobre a sua quantificação;

b) assegure, no papel de gestor da pasta setorial, que esteja contemplada na matriz de risco do processo de modelagem do negócio Angra 3 e em eventual instrumento contratual com parceiro privado a possibilidade de cisão da Eletronuclear de sua holding Eletrobras, devido ao impacto direto na atratividade do negócio para eventual parceiro a ser contratado.

Quantificação da tarifa pela EPE

220. Conforme a NT EPE/PRE 5/2018 (peça 43, p. 78-121), o cálculo do preço abarcou as seguintes etapas: (i) revisão das premissas adotadas nos estudos da Eletronuclear; (ii) avaliação de consistência do modelo da Alvarez & Marsal/Eletronuclear; (iii) análise comparativa com o

34

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

modelo de Tarifa de Equilíbrio da EPE; e (iv) comparação com nível internacional de energia obtida a partir de empreendimentos nucleares.

221. Na revisão das premissas adotadas pela Eletronuclear, avaliaram-se os valores referentes ao custo de capital próprio, os valores de operação e manutenção com base em benchmarking internacional, e os valores de investimentos. Para esses três parâmetros, a EPE apontou que há uma faixa relativamente grande de valores possíveis. No caso do custo de capital próprio, a variabilidade decorre de diferentes metodologias e premissas possíveis e não pacificadas na literatura. Nos outros dois pontos, os valores foram comparados com usinas internacionais, o que também apresenta uma grande variabilidade pela diversidade de condições em diferentes países. Nesse contexto, não foram feitas maiores ressalvas quanto às premissas.

222. Atinente à consistência do modelo, foram avaliados os dados e as equações relacionadas ao cálculo da receita, ao cálculo do investimento e às condições macroeconômicas. Segundo a EPE, não foram detectados problemas de ordem conceitual no modelo desenvolvido pela Eletronuclear em conjunto com a empresa Alvarez & Marsal.

223. Partindo para o cálculo da tarifa de equilíbrio, a EPE buscou igualar o valor presente do fluxo de caixa ao valor presente do investimento. Com essa metodologia definida, elaborou simulações de análise de sensibilidade, variando o custo de capital próprio e o capital de terceiros em diferentes cenários.

224. Nesse ponto, registra-se que, apesar de o CER ter vigência de 35 anos (prazo máximo definido pelo art. , parágrafo único, do Decreto 6.353/2008), o fluxo de caixa descontado considerou o prazo da vida útil da usina, estimado em 40 anos. Ao ser questionada sobre o assunto (ofício à peça 40), a EPE respondeu (peça 41) que foi admitido como premissa que os cinco anos finais teriam o mesmo preço, explicando que essa premissa seria a mesma antes utilizada pela Empresa, bem como pela própria Eletronuclear e pela sua consultoria contratada. Ademais, também explicou que os últimos cinco anos não teriam grande influência no valor calculado. A fim de exemplificar seu ponto, anota que, caso, para esse período, fosse fixado o valor de R$ 240,00/MWh, o valor do preço durante o contrato seria majorado em R$ 6,00/MWh (1,25%). No relatório do GT, por sua vez, a resolução dessa questão ficou entre as medidas propostas para que o PPI desenvolvesse (peça 42, p. 67).

225. Trata-se de uma situação sui generis. O fluxo de caixa descontado prevê que o investimento seja amortizado ao longo da vida útil esperada para a usina. Ao mesmo tempo, o contrato que comercializa a energia gerada tem duração inferior a essa vida útil. Assim, o que se sabe é que o investimento não será amortizado na vigência do CER, ainda que por um valor de menor materialidade, como defende a EPE. Com isso, é possível que a situação gere impasse ao fim do CER, após os seus 35 anos de validade, haja vista a possibilidade de a Eletronuclear e o parceiro privado, seja na condição de sociedade ou não-sociedade, não serem remunerados adequadamente.

226. Essa questão deve ser adequadamente endereçada ao se firmar eventual parceria com o agente privado, em nome da segurança jurídica do arranjo. Assim, propõe-se seja determinado ao MME que, quando for definir o preço de energia referente ao empreendimento Angra 3, o faça resguardado por estudos que mantenha coerência entre as premissas utilizadas de sorte a evitar possíveis questionamentos futuros por parte de parceiro privado da Eletronuclear.

227. Por fim, a EPE apresenta suas conclusões, indicando que, pelas premissas avaliadas, a tarifa de equilíbrio pode variar entre aproximadamente R$ 400/MWh e R$ 560/MWh. Essa faixa de valores, nos termos da NT, também seria corroborada pelos cenários apresentados pela Alvarez & Marsal. Assim, a EPE recomenda que o preço de referência seja empregado como preço-teto na seleção da empresa para concluir o empreendimento. No entanto, fica claro que, a depender do

35

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

modelo e do aprofundamento dos estudos, o preço contratual pode ser superior aos R$ 480,000/MWh definido como preço de referência.

Ausência de avaliação dos valores e informações prestados pela Eletronuclear

228. Verificou-se, quanto à quantificação, que parte relevante das premissas e dos dados de entrada foram apresentados pela Eletronuclear, tendo sido incorporados ao fluxo de caixa para definição do preço de referência sem qualquer análise acerca da confiabilidade, exatidão e prudência dessas informações.

229. As principais informações prestadas pela Eletronuclear, às quais essa constatação se aplica, são o montante já realizado e por realizar de investimentos, os custos de operação e manutenção e o cronograma de conclusão da obra.

230. O próprio GT de Angra 3 indica, em diferentes pontos do relatório, que o escopo do trabalho não abarcou o exame desses dados (peça 42, p. 8-9, 13, 67, entre outros trechos).

231. Inquirida a respeito disso, a EPE informou que, “diante de suas atribuições e competências, não avaliou, no âmbito do Grupo de Trabalho instituído pela Resolução CNPE n. 7, de 5 de junho de 2018, a consistência dos investimentos apontados pelas empresas Eletronuclear e Alvarez & Marsal”. Segundo a EPE, esses “dados foram considerados como premissas para os cálculos realizados” (peça 41, p. 2 – resposta ao último ofício de requisição).

232. A Empresa de Pesquisa afirmou, ainda, que “não possui elementos e informações suficientes para realizar uma avaliação profunda e bastante detalhada de todos os custos de um projeto de geração nuclear”, a nível de projeto executivo, destacando também “a baixa disponibilidade de informações específicas sobre preço para o setor nuclear brasileiro, devido ao pequeno número de empreendimentos realizados, bem como a inexistência de tais documentos públicos” (peça 41, p. 2).

233. Ainda sobre a assimetria de informação, vale relembrar que, de acordo com o relatório mensal de Angra 3, no momento da retomada em 2009, “o avanço econômico-financeiro foi iniciado do zero” (peça 51, p. 6). Ou seja, na realidade, caso esse valor fosse considerado no Capex, o valor da energia de Angra seria ainda maior do que aquele definido como referência.

234. No que tange aos custos de operação e manutenção, a EPE alegou, de maneira similar, que foi adotado como premissa nos cálculos o valor absoluto de R$ 965 milhões/ano, apresentado pelas empresas Eletronuclear e Alvarez & Marsal, reiterando que não foram feitas análises para expurgo de eventuais ineficiências da Eletronuclear (peça 41, p. 3).

235. Ainda sobre o tema, verificou-se que a EPE, na NT EPE/PRE 5/2018 (peça 43, p. 78121), indicou, com base em referências internacionais, um O&M anual referencial de 2% do CAPEX (peça 43, p. 88) e um valor referencial de investimentos equivalente a US$ 5.500/kW (peça 43, p. 90), para plantas nucleares no Brasil.

236. Os valores apontados pelas empresas Eletronuclear e Alvarez & Marsal, por sua vez, foram de US$ 4.700/kW para CAPEX (peça 43, p. 90) e de pouco mais de 3% do investimento total, para O&M anual (peça 43, p. 88).

237. Ocorre, contudo, que os valores de CAPEX e O&M alimentados na planilha do fluxo de caixa enviada pela EPE foram, respectivamente, US$ 5.500/kW e 3,45%. Percebe-se, portanto, que um parâmetro considerou o valor referencial indicado pela EPE, e o outro o valor apresentado pela Eletronuclear e a consultoria.

238. Indagada a respeito disso, a EPE informou que os valores utilizados na planilha eletrônica foram apenas um artifício matemático para que o custo de operação e manutenção

36

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

anual resultasse em R$ 965 milhões, montante calculado pela Eletronuclear e pela Alvarez & Marsal (peça 41, p. 4).

239. Essa inconsistência na planilha eletrônica somente reforça que, conforme alegou a EPE, não foram feitas análises sobre os valores informados pela ETN, os quais foram inseridos no cálculo do preço de referência de Angra 3 como premissas.

240. Cabe ressaltar, no entanto, que a Empresa de Pesquisa comparou os valores encontrados e as premissas utilizadas com dados de usinas geradoras internacionais, constatando que os valores calculados estão dentro da faixa de variação para essas usinas (peça 43, p. 88-90). A própria EPE reconhece, contudo, que os valores de investimento e de custos para empreendimentos de geração nuclear são altamente variáveis entre os países, a depender de diversos fatores, como custo de mão de obra e de serviço, carga tributária e incidência de encargos setoriais, ganho de escala do número de empreendimentos nucleares, entre outros (peça 43, p. 88).

241. Para a métrica de investimento por potência, por exemplo, dada em US$/kW, observaram-se usinas a US$ 2.007/kW, na China, e usinas a US$ 8.164/kW, na Hungria (peça 43, p. 88), uma variação de mais de 300%. Em vista disso, atestar que os valores de investimento para Angra 3, que é um dos principais inputs para o cálculo da tarifa de equilíbrio, encontram-se dentro da faixa mencionada, não traz ao consumidor, isoladamente, segurança de que foram considerados valores eficientes.

242. Essa situação ganha destaque porque tais montantes de investimentos foram informados pela Eletronuclear e não passaram por qualquer crivo de eficiência, exatidão ou confiabilidade por parte do Poder Concedente, antes de embasarem o cálculo do preço de referência para Angra 3. Cumpre lembrar que o preço definido para o empreendimento será arcado pelo consumidor final de energia elétrica, ainda que exista deságio decorrente de eventual procedimento licitatório em um cenário com competição.

243. Sem uma avaliação das informações por parte do Poder Concedente, o consumidor estará sujeito a pagar pela energia de Angra 3 um preço praticamente definido pela Eletronuclear, que pode estar repassando a esse preço toda a ineficiência da gestão do empreendimento, que conta com vários anos de atraso.

244. Em que pese os argumentos da EPE de que “não possui elementos e informações suficientes para realizar uma avaliação profunda e bastante detalhada de todos os custos de um projeto de geração nuclear”, a nível de projeto executivo, necessário lembrar que Angra 3 será a terceira usina nuclear brasileira. Conforme ventilado pelo GSI, do ponto de vista do Programa Nuclear Brasileiro, Angra 3 deveria servir para “preservação das capacidades nacionais de construção, operação e manutenção de usinas” nucleares, porém, na prática, o nível de incipiência presente nos estudos para definição da tarifa de referência de Angra 3 estão absolutamente descolados desse anseio do Programa Nuclear. Relembre-se que a UTN Angra 3 é tida como irmã gêmea da UTN Angra 2 e, ainda assim, o Poder Concedente desconhece parâmetros do negócio que o consumidor de energia elétrica será obrigada a pagar.

245. Como mencionado pela estatal, a retomada do empreendimento é relevante para o saneamento de suas finanças. Nesse contexto, seria adequado que as informações repassadas pela Eletronuclear fossem examinadas em maiores detalhes pelos outros agentes do setor que atuam na implantação da usina, haja vista o claro interesse da empresa na retomada.

246. Importa destacar que compete ao CNPE, na função de assessor do Presidente da República quanto à formulação de políticas energéticas, nos termos do Decreto 3.520/2000, “promover o aproveitamento racional dos recursos energéticos do país”, zelando pela “proteção dos interesses do consumidor quanto a preço, qualidade e oferta dos produtos” (inciso I, alínea c, art. 1º).

37

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

247. Está ainda na alçada do CNPE auxiliar o chefe do Poder Executivo Federal a estabelecer diretrizes relativas à energia termonuclear, consoante disposição do inciso IV do art. 1 o do supracitado decreto.

248. Assim, em prol da proteção dos interesses do consumidor quanto ao preço, e do princípio da modicidade tarifária insculpido no § 1º do art. 6º da Lei 8.987/1995, entende-se oportuno determinar à Secretaria Especial do Programa de Parcerias de Investimentos que antes de definir o preço da energia a ser gerada pela usina Angra 3, realize uma avaliação independente das obras de Angra 3, se possível com base em dados primários, especialmente quanto aos montantes de investimentos realizados, de investimentos previstos, e dos custos de operação e de manutenção previstos para o empreendimento, expurgando eventuais ineficiências verificadas;

Propõe-se, ainda, determinar ao MME que disponibilize a esta Corte, ao menos 90 (noventa) dias antes de eventual publicação do edital (ou instrumento congênere) para a seleção de parceiro privado para o empreendimento, os seguintes documentos e informações, em conjunto com os estudos prévios que os fundamentaram:

i. documentos e planilhas eletrônicas desenvolvidas para a avaliação econômico financeira do empreendimento, inclusive em meio magnético, com as fórmulas discriminadas, sem a exigência de senhas de acesso ou qualquer forma de bloqueio aos cálculos e, quando for o caso, descrição do inter-relacionamento das planilhas apresentadas;

ii. relação de estudos, investigações, levantamentos, projetos, obras e despesas ou investimentos já efetuados, vinculados ao objeto a ser licitado, quando houver, com a discriminação dos custos correspondentes;

iii. projeção das receitas operacionais, devidamente fundamentada;

iv. relação das obras e dos investimentos obrigatórios a serem realizados durante a implantação da usina, acompanhados dos respectivos cronogramas físico-financeiros;

v. orçamento detalhado e atualizado das obras e dos investimentos a serem realizados obrigatoriamente, de forma que os elementos de projeto básico e o nível de atualização dos estudos apresentados permitam a plena caracterização da obra, do investimento ou do serviço;

vi. discriminação fundamentada das despesas e dos custos estimados para a prestação dos serviços;

vii. definição da metodologia para recomposição do equilíbrio econômico-financeiro afetado;

viii. cópia da licença ambiental prévia, das diretrizes para o licenciamento ambiental do empreendimento ou das condicionantes fixadas pelo órgão ambiental responsável, na forma do regulamento setorial, sempre que o objeto da licitação assim o exigir;

ix. estudo contendo descrição exaustiva de todos os elementos que compõem a matriz de repartição de riscos do empreendimento, fundamentando a alocação de cada risco mapeado para cada uma das partes envolvidas no contrato a ser firmado.

Incoerência teórica na aplicação do modelo CAPM

249. Verificou-se que o cálculo do Beta estimado pela Eletronuclear e pela Alvarez & Marsal, componente do modelo de estimativa de custo de capital denominado CAPM, baseou-se em amostra de empresas localizadas fora do mercado americano, enquanto todos os demais parâmetros pertenciam a esse mercado.

250. A própria EPE apontou esta fragilidade, ao alegar que do “ponto de vista metodológico, entende-se que o ponto mais frágil foi a escolha de uma amostra de empresas

38

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

(relativamente pequena) para definição do Beta, que estão localizadas em países diferentes do mercado de referência escolhido” (peça 43, p. 86).

251. Apesar de identificar essa incoerência, a Empresa de Pesquisa não promoveu qualquer ajuste quanto ao referido cálculo, mas somente comparou o resultado final (0,64) com o valor do Beta calculado pela Aneel nos Procedimentos de Revisão Tarifária (Proret) 12.3 (0,73), concluindo que estão próximos.

252. Cabe destacar que o modelo CAPM busca quantificar qual é o retorno devido ao empreendedor que opta por investir em determinado negócio. Para tanto, calcula-se uma taxa livre de risco à qual se adiciona um prêmio de mercado, referente aos riscos de mercado a que se sujeitará o investidor.

253. O Beta, por seu turno, tem a função de medir qual a volatilidade do negócio em que se deseja investir em relação à variação total do mercado. Em razão do conceito do CAPM, é desejável que todos os seus componentes (taxa livre de risco, prêmio de mercado e Beta) reflitam as características de um mesmo mercado.

254. As avaliações baseadas nesse modelo utilizam, usualmente, o mercado americano como referência, dada sua diversidade e maturidade. Para transpor esse modelo a outros países, é comum utilizar no cálculo o chamado risco país, que procura medir a diferença entre o risco do mercado americano e o do mercado de destino. A própria consultoria utiliza esse artifício no caso do cálculo do custo de capital para o empreendimento de Angra 3 (peça 43, p. 85).

255. A EPE aponta dificuldades para a avaliação como um todo, pelo fato de as empresas norte americanas serem altamente verticalizadas, o que dificulta a seleção de empresas focadas em determinado segmento (peça 43, p. 85), e pela existência de muitas fontes possíveis para cálculo dos diversos parâmetros do CAPM, que geram resultados consideravelmente distintos (peça 43, p. 83).

256. Ainda que assista razão às considerações da Empresa de Pesquisa, entende-se que, uma vez definido o referencial para o cálculo da base dos parâmetros, todos os demais devem ser estimados a partir dele, de modo a manter a coerência teórica da aplicação do modelo CAPM.

257. Desse modo, entende-se oportuno determinar ao MME que ao reavaliar o preço de venda da energia gerada por Angra 3, mantenha a coerência entre as premissas e as informações constantes dos estudos prévios, a exemplo de: (i) informações sobre custos de implantação do empreendimento; (ii) informações sobre o custo de operação do empreendimento; e (iii) estimativa de parâmetros utilizados na quantificação, como o Beta do CAPM, o qual deve ser estimado utilizando empresas pertencentes ao mesmo mercado.

258. Resumidamente, os principais fatos que embasaram as propostas dos achados 3.1 e 3.2 foram:

• A ausência de previsão de penalidade no CER 126/11 (peça 50) que puna o empreendedor pela não entrega de Angra 3 no prazo definido;

• A ausência de penalidades administrativas, aplicadas pela Aneel (peça 63), à Eletronuclear pelos sucessivos atrasos de entrada em operação da usina;

• As fragilidades técnicas e limitações no processo de definição do preço de referência aprovado pelo CNPE (peça 69) que não asseguram precisão do valor.

III.4. Do achado não decorrente de questão de auditoria

259. Devido à situação financeira da Eletronuclear, alguns investimentos previstos para a manutenção das usinas Angra 1 e Angra 2 deixaram de ser realizados. O tema não está

39

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

diretamente relacionado a nenhuma das questões de auditoria, mas, por se tratar de um aspecto relevante e que pode ter alto impacto, a equipe optou por registrar a situação como achado.

Achado 4.1 – Precarização de investimentos em Angra 1 e 2 em função de Angra 3

260. Constatou-se precarização dos investimentos em manutenção necessários à operação das usinas Angra 1 e Angra 2 em decorrência da situação financeira deficitária da Eletronuclear e da ausência de fiscalização da Aneel.

261. O achado foi evidenciado com base em respostas a ofícios de requisição, em análise documental de evidências da presente fiscalização e em exame de notas técnicas da Aneel e de outros processos desta Corte.

262. No relatório do GT, há uma seção dedicada à precarização dos investimentos em manutenção em Angra 1 e 2 derivados da paralisação do empreendimento (peça 42, p. 16). Nessa seção, é relatado que a Eletronuclear tem postergado investimentos necessários à manutenção das usinas em operação. Diante disso, a equipe de fiscalização optou por abarcar o tema na fiscalização, ainda que tangencialmente. Nessa toada, questionou-se à Eletrobras e à Eletronuclear sobre o impacto que a decisão pela continuidade, ou não, de Angra 3 poderia ter nas usinas em operação (ofícios às peças 19 e 21, respectivamente).

263. Em resposta (peça 25), a Eletronuclear reforçou que a saúde financeira da empresa depende da continuidade de Angra 3. Nessa linha argumentativa, informou que, mensalmente, tem uma receita de aproximadamente R$ 250 milhões frente a um gasto de R$ 300 milhões. Detalhando as parcelas dessa conta, explica que toda a receita é proveniente da tarifa da energia gerada por Angra 1 e Angra 2, o que seria suficiente para a operação e manutenção dessas duas usinas. Contudo, devido aos compromissos relacionados à Angra 3, o fluxo de caixa mensal da empresa se torna deficitário em aproximadamente R$ 50 milhões. Além disso, a empresa possui um endividamento de pouco mais de R$ 8,5 bilhões, sendo que 94% se refere à Angra 3.

264. Conforme mencionado no relatório do GT (peça 42, p. 13), a situação financeira da Eletronuclear decorre da paralisação na implantação de Angra 3. Esperava-se que essa usina começasse a gerar um fluxo de caixa no início de sua operação, que era estimado para 2015, mas até agora não se materializou. Sem o fluxo de caixa da usina, a situação foi agravada pelo término dos prazos de carência de contratos de financiamento referentes ao empreendimento. A Tabela 6 detalha os principais empréstimos da Eletronuclear.

Tabela 6 - Serviço da dívida: principais empréstimos Eletronuclear




Instituição 

Fim da carência 

Valor mensal
(R$ milhões) 

BNDES 

Out/2017 

30,9 

CEF 

Jul/2018 

24,7 

Eletrobras 

Dez/2018 

9,8 

Eletrobras/CCEE (RGR) 

Fev/2018 

5,2 

TOTAL 
  
67,4 

[Fonte: Relatório GT – peça 42, p. 15]

265. Além das obrigações contratuais, a fim de preservar as estruturas e os equipamentos já recebidos para a nova usina, a Eletronuclear desembolsa cerca de R$ 3 milhões mensamente.

266. Para gerenciar sua situação deficitária, a Eletronuclear necessita atualmente do socorro financeiro por parte da Eletrobras, como colocado na resposta desta empresa a ofício de requisição (peça 71). A Diretoria Executiva da Eletrobras autorizou, até dezembro de 2018, a suspensão da amortização em cinco contratos de financiamento nos quais a controladora é credora, com valor mensal de R$ 15,9 milhões, bem como autorizou empréstimo emergencial no valor de até R$ 120 milhões.

40

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

267. Pelo exposto até aqui, a intrincada situação financeira vivenciada pela Eletronuclear supera a implantação do empreendimento, passando também a afetar financeiramente a Eletrobras e até pondo em risco a disponibilidade de suas usinas em operação. Isso porque a empresa tem postergado investimentos necessários à manutenção destas.

268. Ao detalhar o fato, a Eletronuclear explicou que a priorização das atividades de manutenção segue critérios de segurança e de análise de risco. Relata também que o corte no orçamento de investimentos chega a 40%, exemplificando que já houve adiamento de investimentos no projeto de contenção e tratamento de encostas do sistema de tratamento de água doce e de aquisições e substituições de peças das usinas. Ademais, a Eletronuclear indica que, caso perdure o quadro, pode haver reflexos na disponibilidade de geração das usinas existentes.

269. O impacto de eventual indisponibilidade das usinas foi objeto de estudo de duas notas técnicas do ONS: NT 105/2017 – “Impactos da Suspensão da Operação das UTNs Angra 1 e Angra 2” (peça 105); e NT 106/2018 – “Impactos da Indisponibilidade das UTNs Angra 1 e Angra 2 no Atendimento Eletroenergético do SIN” (peça 43, p. 20-34).

270. Na Nota Tecnica de 2018, entre outros pontos, o ONS conclui que, caso as UTNs Angra 1 e Angra 2 fiquem indisponíveis, o valor esperado do custo total de operação no período de 2018/2022 sofre uma elevação de R$ 8,6 bilhões (34%). Nesse cenário, os custos marginais de operação do subsistema Sudeste/Centro Oeste também são majorados ao longo do horizonte de estudo.

271. Minuciando sua análise, o ONS explica que o complexo nuclear disponibiliza sua produção diretamente no subsistema Sudeste/Centro Oeste, o qual possui a maior carga no SIN. Além disso, os custos variáveis para despacho das usinas nucleares são inferiores aos de outras termelétricas, ao passo que também possui uma maior disponibilidade. Por esses fatores, a nota técnica conclui que essas usinas têm papel fundamental no atendimento energético ao SIN.

272. Registra-se que as informações e conclusões nas duas notas técnicas do ONS se assemelham e, portanto, foram apresentados os números e as conclusões do trabalho mais recente.

273. Analisando o caso, observa-se que a tarifa das usinas em operação não é dimensionada para suportar os custos de investimento de Angra 3. Como estabelecido no art. 11 da Lei 12.111/2009, a tarifa dessas usinas é calculada e homologada pela Aneel. Os procedimentos para cálculo da receita de venda da energia dessas usinas são definidos no Submódulo 6.7 do Procedimento de Regulação Tarifária – PRORET. De acordo com esse normativo, a revisão da tarifa é feita de forma que fique compatível com a cobertura dos custos operacionais e com o retorno adequado para o capital investido.

274. É importante frisar que o risco de disponibilidade das usinas colocado pela Eletronuclear diz respeito à geração de energia. Não foi aventado pela Estatal qualquer risco relacionado à segurança da usina. Não obstante, compulsando a base de acórdãos do Tribunal, verificou-se que já houve outras postergações relacionadas a investimentos necessários no Complexo.

275. Em 2014, o Tribunal empreendeu acompanhamento com o objetivo de avaliar o grau de cumprimento do cronograma e os resultados alcançados pela Eletronuclear quanto ao projeto, à construção, ao licenciamento e à entrada em operação da Unidade Complementar de Armazenamento de Elementos Combustíveis Irradiados (UFC), no contexto do TC 009.803/2014-9. As informações fundamentais daquele processo estão resumidas no Voto condutor do Acórdão 2.934/2016-TCU-Plenário, de relatoria do Ministro Vital do Rego. Destaca-se que uma das situações verificadas no processo foi o atraso na data estimada para o término do empreendimento.

41

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

276. Inicialmente, a estatal indicou que a escolha da solução teria sido por critérios técnicos e financeiros. Entretanto, após as diligências, verificou-se que a Eletronuclear alterou a solução da UFC por uma tecnologia de armazenamento a seco. Vale colacionar trecho do Voto condutor do Acórdão 2.934/2016-TCU-Plenário:

30. Nesse mesmo relatório, consta informação da Eletronuclear no sentido que a opção inicial pelo armazenamento úmido (UFC) “foi adotada por agregar vantagens tecnológicas, financeiras e operacionais, quando comparadas ao armazenamento a seco”. Segundo a estatal (peça 34, p. 22), “as instalações de armazenamento a seco têm uma concepção aparentemente mais simples, quando comparadas às instalações de armazenamento úmido, entretanto, o alto custo unitário dos cascos de armazenamento e a dificuldade de oferta desses componentes no mercado, além da necessidade de renovações periódicas de licenças tornaram a opção pelo armazenamento a seco desfavorável técnica e economicamente para a Eletronuclear, uma vez que a concepção do seu projeto de armazenamento complementar considera o armazenamento de 4.800 elementos combustíveis irradiados.

31. A empresa asseverou também que o armazenamento úmido traz as seguintes vantagens em relação ao armazenamento a seco: “temperaturas significativamente menores dos elementos combustíveis irradiados e permite a realização de inspeções dos combustíveis durante o armazenamento” (peça 34, p. 22). Expôs, ainda, que “a adoção da alternativa de armazenamento úmido para a concepção da unidade UFC considerou, principalmente, a experiência acumulada da Eletronuclear em relação ao projeto, à construção, ao licenciamento e à operação das piscinas de combustíveis irradiados das suas usinas, bem como o fato de diversos países também terem optado por essa alternativa de armazenamento, o que amplia, caso seja necessário, as referências para troca de experiências e conhecimentos”.

32. Nada obstante as ressalvas de natureza técnica e econômica para o armazenamento a seco, constatou-se, após diligências voltadas à atualização das informações a respeito do empreendimento, que a Eletronuclear optou por tal alternativa como a solução inicial para armazenamento de combustível nuclear usado, ordenando, de outra parte, a suspensão temporária da execução da UFC. Tal decisão restou consubstanciada na Resolução da Diretoria Executiva 1236.005 (peça 55, p. 11).

(...)

34. Segundo a estatal, o sistema de armazenamento a ser utilizado na Unidade de Armazenamento Complementar de Combustível Irradiado – UAS, denominação da alternativa técnica do armazenamento a seco, atenderá aos critérios de segurança e licenciamento considerados pela empresa, sendo o prazo de implantação previsto para junho/2020 para Angra 2 e setembro 2020 para Angra 1.

(...)

36. Sob minha ótica, ainda que o custo previsto da UAS seja inferior ao da UFC e a entidade tenha assegurado que o prazo para a implantação também seria reduzido, o cenário não deixa de ser muito preocupante. Primeiro, porque o investimento é muito vultuoso e ainda pode sofrer significativos ajustes em decorrência da variação do câmbio, correndo o risco de tornar o empreendimento inviável economicamente. Segundo, porque não forma oferecidos documentos com justificativas que ao menos minimizassem as críticas ao armazenamento a seco apontadas anteriormente pela própria empresa, como por exemplo a dificuldade de oferta de componentes no mercado, circunstância que poderia apontar para o risco de atraso na conclusão do empreendimento.

(Voto condutor do Acórdão 2.934/2016-TCU-Plenário)

42

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

277. Ou seja, já em 2016, a situação financeira era apresentada pela empresa como justificativa para alterações de projetos e respectivos cronogramas relacionados a Angra 1 e a Angra 2. Vale dizer que, à época, a previsão de esgotamento das piscinas de armazenamento de elementos combustíveis irradiados era previsto para o ano de 2021. Nesse diapasão, o Tribunal instaurou o TC 036.817/2017-1, atualmente sob a relatoria do Ministro Aroldo Cedraz, para acompanhar o caso. Ademais, em fiscalização realizada em 2017 (TC 005.124/2017-4), a equipe questionou a motivação técnica para essa alteração, sendo que o Tribunal determinou que esse exame fosse feito no contexto daquele TC 036.817/2017-1, conforme item 9.3 do Acórdão 2.199/2017-TCU-Plenário, de relatoria da Ministra Ana Arraes.

278. Retomando o caso concreto, entende-se que deve haver um acompanhamento mais próximo quanto aos cortes de investimentos necessários à manutenção das usinas em operação. Esse entendimento decorre de a estatal estar possivelmente usando recursos tarifário dessas usinas em operação para sanar pendências financeiras ocasionadas por problemas na implantação de Angra 3.

279. Em síntese, devido ao atraso para entrada de operação de Angra 3, houve uma deterioração da situação financeira da Eletronuclear. Em consequência, as despesas com contratos e financiamentos para Angra 3 estão sendo suportadas pela Estatal principalmente com as receitas operacionais das usinas Angra 1 e Angra 2. Nessa toada, verificaram-se cortes nas despesas previstas para operação e manutenção das usinas em funcionamento. Isso ocorre apesar de a energia gerada por essas fontes serem remuneradas por tarifa calculada pela Aneel, a qual abarca parcela para operação e manutenção das usinas.

280. A Aneel tem entre suas competências regular e fiscalizar a produção de energia elétrica. Em especial, à energia nuclear de Angra 1 e 2 cabe uma regulação por custos, em que a Agência é a responsável por estabelecer a tarifa adequada para cobrir os custos que estão associados à produção e manutenção desses empreendimentos, bem como remuneração ao empreendedor, no caso, Eletronuclear. Quanto à fiscalização, por força da Lei 7.781/1989, art. 10, esta atribuição é compartilhada com a Comissão Nacional de Energia Nuclear (CNEN), nas respectivas áreas de atuação.

281. Dada as incertezas apontadas pela própria Eletronuclear quanto às atividades de manutenção em Angra 1 e 2, e a ausência de equipamentos sobressalentes para esse fim, bem como o fato de que a regulação é por custos (e não por incentivos), propõe-se determinar à Aneel que, em articulação com a CNEN, no âmbito de suas respectivas atribuições, apresente, no prazo de 60 (sessenta) dias, plano de ação para fiscalizar a operação e a manutenção das usinas nucleoelétricas de Angra 1 e Angra 2, com vistas a garantir a segurança e a disponibilidade desses empreendimentos, bem como a adequação dos elementos de custos que compõem a tarifa de energia elétrica.

IV. ANÁLISE DOS COMENTÁRIOS DOS GESTORES

282. Em conformidade com o item 145 das Normas de Auditoria do Tribunal de Contas da União (NAT), aprovadas pela Portaria TCU 280/2010, a versão preliminar deste relatório (peça 82) foi encaminhada a todos os órgãos fiscalizados (peças 84 a 92 e 102), com a finalidade de obter os comentários dos respectivos gestores acerca do teor das constatações efetuadas na presente auditoria.

283. A coleta de comentários objetivou conceder aos gestores oportunidade para apresentar informações adicionais que eventualmente pudessem existir, bem como eventuais argumentos cuja finalidade fosse a de reformar a análise empreendida na fiscalização, em relação às constatações efetuadas.

43

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

284. À exceção da CCEE, todos os demais órgãos fiscalizados enviaram comentários (peças 103, 104, 107, 108, 109, 110, 111 e 122).

285. As informações e esclarecimentos apresentados e entendidos como pertinentes foram incorporados diretamente nesta versão final do relatório. Os demais comentários e as razões para o seu não acolhimento são apresentados à peça 116 dos autos.

V. CONCLUSÃO

286. Esta auditoria avaliou a eficiência das ações adotadas pelo Poder Concedente, principalmente na figura do MME, para a retomada das obras da Usina Termonuclear Angra 3. O objetivo do trabalho foi dar transparência às discussões sobre a majoração do preço da energia da usina no âmbito do CNPE, do Ministério e dos demais atores do setor elétrico, bem como propor ações que eliminem as causas dos riscos relacionados à conclusão do empreendimento.

287. A fiscalização confirmou que as decisões do Conselho em 2018, a respeito das condições para a retomada das obras de Angra 3, foram impulsionadas pela tentativa de sanear a situação financeira da Eletronuclear e de mitigar os decorrentes impactos na capitalização da Eletrobras. Nesse processo, não houve a possibilidade de participação da sociedade e dos players do setor, com o risco de serem desconsideradas questões importantes na sensível decisão sobre retomada ou cancelamento do empreendimento.

288. Nessa linha, não foram identificados estudos alternativos do MME sobre o eventual afundamento do empreendimento e fornecimento da mesma quantidade de energia por fontes similares a menor custo, priorizando a modicidade tarifária no setor. A única análise apresentada sobre o cancelamento foi realizada pela Eletronuclear e padece de conflito de interesse pela estatal ser beneficiada direta com a retomada das obras.

289. Adicionalmente, a auditoria identificou estudo de consultoria especializada que concluiu que, devido aos inúmeros atrasos ocorridos desde o início do projeto, a energia de Angra 3 será mais cara que a contratação de termelétricas a gás natural também na região Sudeste, por exemplo. Soma-se a isso o fato de o formato proposto pelo CNPE para o custeio do restante das obras ser arcado apenas pela tarifa de energia elétrica paga pelo consumidor, apesar de a decisão pela retomada ser eminentemente de Governo e não haver previsão de recursos do Orçamento Geral da União.

290. Constatou-se também que o novo preço de referência da energia a ser vendida por Angra 3, aprovado pelo CNPE em R$ 480,00/MWh, é 108,39% maior do que os valores das atuais tarifas de Angra 1 e 2 (R$ 230,33/MWh). Tendo em vista que esse valor ainda pode aumentar a depender da modelagem econômica a ser definida pelo CPPI/PR e do interesse dos parceiros internacionais no negócio.

291. A auditoria também identificou que o custo total estimado para conclusão de Angra 3 é de aproximadamente R$ 7,1 bilhões a mais do que o de Angra 2 (R$ 25 e 17,9 bilhões, respectivamente), apesar de serem usinas “gêmeas” por terem estrutura e potências muito similares. Essa diferença pode indicar a incorporação de ineficiências no valor do empreendimento que será custeada pelo consumidor de energia elétrica, caso a forma de custeio definida pelo CNPE seja mantida.

292. Vale dizer que a Eletrobras e a Eletronuclear alegam que o atual preço da energia da usina, firmado no Contrato de Energia de Reserva (CER) 126/2011, é insuficiente para a conclusão de Angra 3. Porém, a decisão da Eletronuclear de assinar o contrato foi voluntária e o ato foi ratificado à época pelos Conselhos de Administração de ambas as estatais.

293. Ao celebrar o CER, a Eletronuclear declarou, “de forma irrevogável e irretratável”, que o preço de venda seria suficiente para o cumprimento integral de suas obrigações e assumiu os

44

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

riscos do negócio. No entanto, atualmente o MME pretende aumentar de ofício o preço acordado, mas propõe-se nesta auditoria que antes o órgão motive o porquê da majoração tendo em vista a manifestação da Aneel em 2015 quanto à responsabilidade da Eletronuclear (risco do empreendedor), em diversos pontos, pelo desequilíbrio econômico financeiro do contrato.

294. Outra constatação é a ausência de penalidades administrativas ou contratuais que punam o contratado, a Eletronuclear, pelo atraso da entrada em operação de Angra 3. A não implantação da usina na data determinada pelo MME, atualmente prevista para 2026, não resulta em penalidades devido à inexistência de outorga do empreendimento e à falta de mecanismos contratuais que estimulem a eficiência do empreendedor.

295. Também foram identificadas inconsistências no processo de precificação da energia da usina. A definição do valor de R$ 480,00/MWh como “preço de referência” pelo CNPE não teve nenhum efeito jurídico e as análises realizadas são imprecisas, devido principalmente à indefinição da modelagem para a contratação do parceiro para a conclusão das obras. Além disso, todas as informações fornecidas pela Eletronuclear ao CNPE não foram validadas nem pelo Grupo de Trabalho instituído pelo Conselho, nem pelo MME.

296. Constatou-se ainda que a Eletronuclear cortou aproximadamente 40% dos investimentos previstos para operação e manutenção de Angra 1 e 2 em função da frustação das receitas de Angra 3, adiando a aquisição e substituição de peças nas duas usinas nucleares já em operação, por exemplo. O pagamento das parcelas dos financiamentos contratados pela estatal para o término de Angra 3 resulta em déficit mensal de R$ 49,5 milhões no caixa da empresa. Ademais, a Eletronuclear indica que, caso perdure o quadro, pode haver reflex os na disponibilidade de geração das usinas existentes.

297. Tendo em vista esse cenário, expõe-se nesta auditoria que a retomada de Angra 3 deve ser tratada enquanto opção no contexto da Política Energética Brasileira e não como premissa para saldar os compromissos firmados justamente para viabilizar a construção da usina que já dura 38 anos.

298. Além dos encaminhamentos já explicitados ao longo do exame técnico, será proposta determinação ao MME para que assegure, no papel de gestor da pasta setorial, que estejam contemplados na matriz de risco do processo de modelagem do negócio Angra 3, e em eventual instrumento contratual com parceiro privado, os impactos relativos a processos administrativos e judiciais atinentes a atos de corrupção investigados pelo Ministério Público Federal e pelo Departamento de Polícia Federal.

299. Ainda, será proposto o envio de cópia do Acórdão que vier a ser proferido, acompanhado do respectivo Voto e Relatório a entidades do setor elétrico, à comissão de Meio Ambiente, Desenvolvimento Regional e da Amazônia da Câmara dos Deputados e à Comissão de Meio Ambiente, Defesa do Consumidor e Fiscalização do Senado Federal, haja vista que a temática da usina Angra 3 já foi objeto de Consulta do Congresso Nacional, a exemplo do TC 012.402/2017-8.

300. Por fim, espera-se que o trabalho contribua na discussão quanto à retomada ou ao cancelamento do empreendimento dando transparência aos riscos identificados e propondo ações que mitiguem intercorrências futuras para o setor elétrico do País.

VI. PROPOSTA DE ENCAMINHAMENTO

301. Ante o exposto, submetem-se os autos à consideração superior, com subsequente encaminhamento ao Gabinete do Exmo. Ministro-Relator Walton Alencar Rodrigues, com as seguintes propostas de encaminhamento, fundamentadas nos arts. 71, inciso IV, da Constituição

45

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

Federal, 1º, inciso II, e 43, inciso I, da Lei 8.443/1992, c/c o art. 250, incisos II e III, do Regimento Interno:

a) Determinar à Secretaria Especial do Programa de Parcerias de Investimentos que, antes de definir o preço da energia a ser gerada pela usina Angra 3, realize uma avaliação independente das obras de Angra 3, se possível com base em dados primários, especialmente quanto aos montantes de investimentos realizados, de investimentos previstos, e dos custos de operação e de manutenção previstos para o empreendimento, expurgando eventuais ineficiências verificadas;

b) Determinar ao Ministério de Minas e Energia que:

b.1) em 60 (sessenta) dias, examine conclusivamente se há excludente de responsabilidade quanto a eventuais aditamentos contratuais atinentes ao prazo e ao reequilíbrio econômico e financeiro, indicando, se deve haver a responsabilização de algum agente;

b.2) emita, simultaneamente à formalização de parceria com eventual agente privado, ato de outorga específico ou instrumento congênere para a usina Angra 3, compatível com a vida útil do empreendimento e com a modalidade contratação da energia, e que defina marcos temporais sobre a sua operação, que possibilitem a fixação de multas pela Aneel para eventuais atrasos futuros na implantação da usina, conforme disposto na Lei 9.427/1996, art. , inciso X;

b.3) preveja, quando da revisão do instrumento contratual para venda de energia gerada pela usina Angra 3, penalidade para a não entrega do objeto contratado devido à não implantação do empreendimento no prazo previsto, de acordo com a Lei 8.666/1993, art. 54, inciso VII, com a supremacia do interesse público e com a diretriz de monitoramento de implementação de ações prioritárias do Decreto 9.203/2017, art. , inciso III;

b.4) assegure, no papel de gestor da pasta setorial, que esteja contemplada na matriz de risco do processo de modelagem do negócio Angra 3, e em eventual instrumento contratual com parceiro privado os seguintes riscos:

b.4.1) possibilidade de cisão da Eletronuclear, da holding Eletrobras, devido ao impacto direto na atratividade do negócio para eventual parceiro a ser contratado para o término das obras, bem como na precificação da energia da usina;

b.4.2) impacto de eventuais processos administrativos ou judiciais relacionados a atos de corrupção investigados pelo Ministério Público Federal e pelo Departamento de Polícia Federal;

b.5) disponibilize a esta Corte, ao menos 90 (noventa) dias antes de eventual publicação do edital (ou instrumento congênere) para a seleção de parceiro privado para o empreendimento, os seguintes documentos e informações, em conjunto com os estudos prévios que os fundamentaram:

i. documentos e planilhas eletrônicas desenvolvidas para a avaliação econômico financeira do empreendimento, inclusive em meio magnético, com as fórmulas discriminadas, sem a exigência de senhas de acesso ou qualquer forma de bloqueio aos cálculos e, quando for o caso, descrição do inter-relacionamento das planilhas apresentadas;

ii. relação de estudos, investigações, levantamentos, projetos, obras e despesas ou investimentos já efetuados, vinculados ao objeto a ser licitado, quando houver, com a discriminação dos custos correspondentes;

iii. projeção das receitas operacionais, devidamente fundamentada;

iv. relação das obras e dos investimentos obrigatórios a serem realizados durante a implantação da usina, acompanhados dos respectivos cronogramas físico-financeiros;

46

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

v. orçamento detalhado e atualizado das obras e dos investimentos a serem realizados obrigatoriamente, de forma que os elementos de projeto básico e o nível de atualização dos estudos apresentados permitam a plena caracterização da obra, do investimento ou do serviço;

vi. discriminação fundamentada das despesas e dos custos estimados para a prestação dos serviços;

vii. definição da metodologia para recomposição do equilíbrio econômico-financeiro afetado;

viii. cópia da licença ambiental prévia, das diretrizes para o licenciamento ambiental do empreendimento ou das condicionantes fixadas pelo órgão ambiental responsável, na forma do regulamento setorial, sempre que o objeto da licitação assim o exigir;

ix. estudo contendo descrição exaustiva de todos os elementos que compõem a matriz de repartição de riscos do empreendimento, fundamentando a alocação de cada risco mapeado para cada uma das partes envolvidas no contrato a ser firmado;

b.6) abstenha-se de definir preço para a realização do leilão da energia de Angra 3 até que seja definido o modelo de negócio para eventual participação de sócio privado, permitindo o aprofundamento dos estudos sobre a sua quantificação;

b.7) ao reavaliar o preço de venda da energia gerada por Angra 3, mantenha a coerência entre as premissas e as informações constantes dos estudos prévios, a exemplo de: (i) informações sobre custos de implantação do empreendimento; (ii) informações sobre o custo de operação do empreendimento; e (iii) estimativa de parâmetros utilizados na quantificação, como o Beta do CAPM, o qual deve ser estimado utilizando empresas pertencentes ao mesmo mercado;

b.8) apresente ao TCU, no prazo de 180 dias, as análises e as justificativas, caso alguma das recomendações do item e não seja realizada;

c) Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica, em articulação com a Comissão Nacional de Energia Nuclear, que apresente, no prazo de 60 (sessenta) dias, plano de ação para fiscalizar a operação e a manutenção das usinas nucleoelétricas de Angra 1 e Angra 2, nos termos do art. 10 da Lei nº 7.781, de 1989, tendo em vista a atuação da Agência na regulação por custos do empreendimento e a postergação de investimentos pela Eletronuclear necessários à manutenção dessas usinas;

d) Determinar à Comissão Nacional de Energia Nuclear, em articulação com a Agência Nacional de Energia Elétrica, que apresente, no prazo de 60 (sessenta) dias, plano de ação para fiscalizar a operação e a manutenção das usinas nucleoelétricas de Angra 1 e Angra 2, nos termos do art. 10 da Lei nº 7.781, de 1989, tendo em vista a atuação da Comissão como entidade responsável por regular, licenciar e fiscalizar a produção e o uso de energia nuclear no Brasil e a postergação de investimentos pela Eletronuclear necessários à manutenção dessas usinas;

e) Recomendar ao Conselho Nacional de Política Energética que delibere especificamente pela retomada ou pelo cancelamento das obras de Angra 3, conforme previsto na Lei nº 9.478, art. , incisos VII e XI, após o término dos trabalhos do Programa de Parceria de Investimentos – PPI, tendo em vista a considerável mudança de cenário desde a última decisão a respeito em 2007, bem como a interrupção das obras em 2015, apenas com a manutenção do canteiro nos últimos anos;

f) Recomendar ao Ministério de Minas e Energia que:

f.1) em parceria com a Secretaria Especial do Programa de Parcerias de Investimentos, considere outras opções de custeio para a eventual retomada de Angra 3, enquanto usina prioritária ao programa nuclear brasileiro e devido à existência de outras fontes energéticas com menor custo para a entrega da mesma quantidade de energia, para que os custos da retomada não

47

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

sejam arcados exclusivamente pelo consumidor de energia elétrica, considerando arranjos que minimizem o impacto tarifário, conforme disposto na Lei 9.478/1997, art. , inciso III e na Lei 8.987/1995, art. , § 1º;

f.2) em articulação com a Empresa de Pesquisa Energética e/ou outras entidades que entender pertinente, revise as premissas sobre a modalidade de contratação da energia gerada por Angra 3 como energia de reserva e refaça a análise sobre o tema, tendo em vista eventuais mudanças técnicas e de cenário ocorridas desde a definição em 2009, conforme previsão na Lei 10.847/2004, art. , incisos I e VII, e no Decreto 6.353/2008, art. , § 1º;

g) Recomendar à Secretaria Especial do Programa de Parcerias de Investimentos que realize consulta à sociedade e aos agentes do setor sobre as possibilidades de retomada ou de cancelamento da implantação de Angra 3, com estudos específicos sobre as duas opções, propiciando assim a devida transparência ao processo decisório, como dispõem a Lei 9.478/1997, art. , inciso IV, o Decreto 9.203/2017, art. , incisos I e VIII, o referencial para Avaliação de Governança em Políticas Públicas do TCU, e o art. 13-A da Lei 13.334/2016.

h) Enviar cópia do Acórdão que vier a ser proferido, acompanhado do respectivo Relatório e Voto:

h.1) às Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras);

h.2) à Eletrobras Termonuclear S.A. (Eletronuclear);

h.3) ao Gabinete de Segurança Institucional da Presidência da República (GSI/PR);

h.4) à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE);

h.5) ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS);

h.6) ao Ministério da Economia;

h.7) à Comissão de Meio Ambiente, Desenvolvimento Regional e da Amazônia da Câmara dos Deputados;

h.8) à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados; e

h.9) à Comissão de Meio Ambiente, Defesa do Consumidor e Fiscalização do Senado Federal (CMA).

Brasília/DF, em 4 de junho de 2019.

(assinado eletronicamente)

André Luiz Gama de Souza Mat. 10.622-4

Auditor (assinado eletronicamente)

Guilherme Rocha da Silva

Mat. 11.091-4

Coordenador (assinado eletronicamente)

Jonatas Carvalho Silva

Mat. 9.503-6

Auditor

48

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

Apêndice A – Histórico resumido de fiscalizações do TCU em Angra 3

1. O TCU acompanha a implantação da Usina Angra 3 desde a indicação de sua retomada em 2002, tendo sido prolatadas diversas decisões relacionadas ao empreendimento.

2. Por meio da Decisão 1.685/2002-TCU-Plenário, esta Corte entendeu pela possibilidade jurídica de manutenção do Contrato NCO 223/1983 para conclusão das obras civis da usina, deixando assente que a decisão de continuidade dos serviços deveria ser adotada pelo Governo Federal com base em estudos que evidenciassem a oportunidade, a conveniência e o interesse público na conclusão do empreendimento. No mesmo decisum, foi determinado à Segecex que, em caso de retomada da construção de Angra 3, acompanhasse o projeto com a realização de trabalhos periódicos.

3. Nessa toada, enquanto as obras ainda estavam paralisadas, os trabalhos desta Corte se concentravam em questões contratuais e de manutenção do canteiro, a exemplo do TC 004.156/2002-6, TC 004.682/2003-1, TC 004.283/2004-5, TC 006.179/2005-4, TC 010.596/2006-1 e TC 008.969/2007-7. Vale destacar que no TC 010.596/2006-1, verificou-se um aumento significativo das dotações orçamentárias anuais destinadas basicamente à conservação dos investimentos já realizados (cerca de 30% do total previsto), partindo de R$ 1.127.000,00 em 1997 e alcançando o montante de R$ 86.581.955,00 em 2006. Nesse contexto, por meio do Acórdão 475/2007-TCU-Plenário, de relatoria do Ministro Raimundo Carreiro, o Tribunal recomendou ao Ministério de Minas e Energia (MME) que adotasse providências no sentido de decidir sobre a retomada, ou não, das obras da usina.

4. Ainda em 2007, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) editou a Resolução 3/2007 determinando a retomada do empreendimento. Ato contínuo, em resposta a uma solicitação do Congresso Nacional (TC 030.717/2007-4), o Tribunal realizou novo exame, que culminou com o Acórdão 882/2008-TCU-Plenário, de relatoria do Ministro Benjamin Zymler. Nesse acórdão, reforçou-se a determinação à Segecex de acompanhar o empreendimento para apurar a regularidade na sua condução.

5. Com efeito, o Tribunal manteve fiscalizações periódicas no empreendimento, materializadas nos TC 013.342/2008-0, TC 007.649/2009-0, TC 029.248/2010-8, TC 009.944/2011-7, TC 012.296/2012-0, TC 009.439/2013-7, TC 000.901/2014-8 e TC 002.651/20157. Nesses autos, o Plenário do TCU fez determinações à estatal responsável pelo empreendimento, Eletronuclear, a fim de sanar vícios verificados no contrato de obras civis (por exemplo, Acórdãos 2.049/2008 e 1.624/2009 – ambos de relatoria do Ministro Marcos Vilaça), incluindo glosa de valores e alterações contratuais necessárias. Ainda vale mencionar que, com a intensificação das atividades de obra no empreendimento, aumentou-se também a quantidade de contratos abarcados nas fiscalizações, como se verifica nos Acórdãos 653/2011 e 2.603/2013, ambos do Plenário e de relatoria dos Ministros José Mucio Monteiro e Raimundo Carreiro, respectivamente. No primeiro, o Tribunal fez recomendações e alertas à Eletronuclear sobre o contrato de serviços de gerenciamento e apoio técnico nas obras. No segundo, foram determinadas alterações na concorrência para a montagem eletromecânica da usina, o que, entre outros efeitos, ensejou redução de aproximadamente R$ 55 milhões no orçamento original.

6. Em julho de 2015, após a elaboração do relatório de fiscalização (TC 002.651/2015-7), o então Relator do processo, Ministro Raimundo Carreiro, determinou a autuação de apartado para acompanhar a montagem eletromecânica da usina, dando azo ao TC 016.991/2015-0. Em agosto do mesmo ano, foram deflagradas operações policiais no contexto da Operação Lava Jato, as quais indicaram práticas de corrupção nos contratos referentes à usina. Especificamente, foi noticiado na mídia o envolvimento do então Diretor-Presidente da Eletronuclear com o grupo Andrade Gutierrez, empresa executora das obras civis. Antes mesmo da apreciação do relatório de fiscalização já elaborado, o Relator determinou novo exame das evidências naquele TC

49

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

002.651/2015-7, bem como novas diligências à Eletronuclear para que encaminhasse ao Tribunal os documentos inerentes à repactuação daquele contrato.

7. Ao aprofundar os exames no processo de obras civis, a unidade técnica verificou irregularidades nos procedimentos licitatórios para contratação de projetos da usina. Em resumo, foram identificados indícios de cerceamento da competição nos certames, de direcionamento das licitações e de contratação de propostas que não seriam as mais vantajosas para a Administração, além do descumprimento da legislação vigente e da desconsideração de alertas expedidos por esta Corte. O tratamento de outras irregularidades observadas foi realizado em processo apartado, por meio de representação acerca de irregularidades nas licitações dos projetos executivos de implantação da usina – TC 021.542/2016-3.

8. Posteriormente, com as obras já paralisadas, foi instaurado também o TC 007.399/2017-0, a fim de acompanhar as medidas tomadas pela Eletronuclear para a retomada do empreendimento. Não houve achados nessa fiscalização. Ainda assim, foi instaurado novo processo para manter o acompanhamento do empreendimento (TC 024.856/2017-7).

9. Há vasto histórico de acompanhamento por parte do TCU das obras relacionas à implantação da Usina Angra 3, que resultou em uma série de acórdãos, conforme sintetizado a seguir.

10. Em especial, atualmente há quatro principais linhas de atuação do Tribunal acerca de contratos do empreendimento: (i) obras civis; (ii) montagem eletromecânica; (iii) projetos executivos; e (iv) ações para a retomada das obras; todos de relatoria do Ministro Bruno Dantas. Dessas linhas de atuação do TCU, os processos referentes às ações para a retomada das obras já foram explicados na seção de antecedentes do presente relatório. Resta, portanto, detalhar melhor as outras frentes de trabalho instauradas.

Obras civis

11. No processo que fiscaliza as obras civis (TC 002.651/2015-7), foram verificados três achados: (i) sobrepreço e superfaturamento na execução contratual; (ii) gestão fraudulenta do contrato; e (iii) gestão temerária do empreendimento.

12. O superfaturamento foi estimado em R$ 303 milhões. Com efeito, a equipe de fiscalização, à época, propôs a classificação do achado como indícios de irregularidade grave com recomendação de paralisação (IGP), ressaltando ainda que tal classificação não afetaria de imediato o empreendimento, pois essa frente de trabalho já estaria paralisada no momento da fiscalização.

13. A gestão fraudulenta do contrato se refere à prática dolosa de atos contrários aos princípios que regem a Administração Pública na gestão do contrato de obras civis. A equipe também propôs a classificação desse achado como IGP. Posteriormente, com a anulação do contrato de obras civis e consequente perda de objeto das IGPs, o Tribunal alterou a classificação dos achados para IGC (Acórdão 874/2018-TCU-Plenário).

14. O processo foi convertido em tomada de contas especial para tratar dos dois primeiros achados.

15. O terceiro achado do processo, gestão temerária do empreendimento, trata da gestão da Eletronuclear sobre o empreendimento como um todo. Ou seja, não se refere a um contrato específico, mas analisa uma série de fatores, em diferentes frentes contratuais, que levaram à paralisação do empreendimento e à sua inviabilidade. Atualmente o achado é objeto do TC 024.856/2017-7, processo de acompanhamento das ações da Eletronuclear visando à retomada da implantação da usina.

50

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

16. Ademais, também foram verificados indícios de irregularidades graves em contratos para elaboração de projetos relacionados à usina. Contudo, considerando o tempo reduzido devido ao rito do Fiscobras, a equipe optou por apresentar uma representação em processo apartado, o que será detalhado em tópico a frente.

Montagem Eletromecânica

17. Na fiscalização da montagem eletromecânica (TC 016.991/2015-0), foram encontradas quatro irregularidades: (i) fraude à licitação; (ii) insuficiência de recursos financeiros para dar continuidade à execução dos contratos; (iii) inviabilidade econômica do empreendimento; e (iv) descompasso entre a execução física e a financeira do contrato.

18. Sobre o primeiro achado, houve ocorrência e formação de cartel e conluio entre os licitantes, em conduta tipificada pelo art. 90 da Lei 8.666/1993. Esse achado foi evidenciado com base em confissão pública, por meio de acordo de leniência, de uma das empresas integrantes do consórcio responsável pela execução. Com efeito a equipe de fiscalização propôs a classificação do achado como IGP. Vale dizer que essa proposta foi acolhida pelo Relator por meio de seu Despacho do dia 11/4/2016. Não obstante, posteriormente, com anulação do contrato pela Eletronuclear, a classificação foi alterada para IGC, conforme Despacho do Ministro Bruno Dantas de 3/11/2016.

19. Esse achado resultou na declaração de inidoneidade de quatro das sete empresas consorciadas, sendo que as outras três tiveram a aplicação da sanção suspensa por terem firmado acordo de leniência junto ao Ministério Público Federal, conforme explica detalhadamente o Acórdão 483/2017-TCU-Plenário e seu voto condutor.

20. O segundo achado, insuficiência de recursos financeiros para dar continuidade à execução dos contratos, também teve proposta de IGP por parte da equipe de fiscalização. Constatou-se que, devido à situação financeira de estatal, as obras da montagem eletromecânica foram suspensas por força do art. 78, inciso XV, da Lei 8.666/1993, por falta de pagamento de faturas por mais de noventa dias. Apesar de a proposta inicial da equipe ter sido para classificar o achado como IGP, a própria unidade técnica, ao examinar a oitiva da Eletronuclear, entendeu que era o caso de classificação como IGC.

21. Sobre a inviabilidade econômica do empreendimento, constatou-se que o fato decorreu de sucessivos atrasos no cronograma e de modificações na estrutura financeira no decorrer do processo decisório. Inclusive, foi constatado que havia aproximadamente R$ 7,9 bilhões de despesas previstas sem a fonte de recursos definida.

22. O segundo e o terceiro achado foram abarcados no contexto de gestão temerária do empreendimento, achado verificado no TC 002.651/2015-7 e atualmente tratado no TC 024.856/2017-7.

23. Por fim, o último achado observou descompasso entre a execução física e a execução financeira dos contratos de montagem eletromecânica. Com efeito, foi determinado que a unidade técnica acompanhasse as ações da Eletronuclear acerca do tema.

Projetos executivos

24. Quanto à representação acerca dos projetos executivos (TC 021.542/2016-3), o processo versa de irregularidades identificadas no decorrer do aprofundamento do exame realizado no TC 002.651/2015-7, referentes (i) a procedimentos licitatórios para a contratação de projetos das obras de construção civil da usina, (ii) aos contratos e autorizações de serviço para projetos deles resultantes, e (iii) ao 16º aditivo do Contrato 141/1982 (pré-existente). Além disso, foram analisadas, em menor profundidade, licitações referentes à contratação de projetos de serviços eletromecânicos.

51

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

25. O processo culminou com a prolação do Acórdão 1.348/2017-TCU-Plenário, de relatoria do Ministro Bruno Dantas. Por meio do Acórdão, o TCU, entre outras medidas, declarou a inidoneidade de uma das empresas envolvidas, bem como determinada a retenção de pagamentos relacionados aos contratos. Além disso, foi determinada a instauração de processos apartados de tomada de contas especial, de forma a identificar os responsáveis e quantificar o dano causado na contratação dos projetos de obras civis (TC 024.882/2017-8) e duas frentes dos projetos de montagem eletromecânica (TC 024.876/2017-8 e TC 024.880/2017-5).

Apêndice B – Lista de Siglas

Abrace Associação dos Grandes Consumidores de Energia e Consumidores Livres

AneelAgência Nacional de Energia Elétrica

BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social

CAPM Modelo de precificação de ativos financeiros (Capital Asset Pricing Model)

CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

CER Contrato de Energia de Reserva

CGH Central Geradora Hidrelétrica

CNA A Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto

CNPE Conselho Nacional de Política Energética

CPPI/PR Conselho do Programa de Parcerias de Investimentos da Presidência da República

EPE Empresa de Pesquisa Energética

ETN Eletronuclear

GSI Gabinete de Segurança Institucional da Presidência da República

GT Grupo de Trabalho instituído pela Resolução CNPE n. 7/2018

IPCAÍndice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo

LER Leilão de Energia de Reserva

LOA Lei Orçamentária Anual

MF Ministério da Fazenda

MME Ministério de Minas e Energia

MME/Assec Assessoria Econômica do MME

MP Medida Provisória

MPDG Ministério do Planejamento, Desenvolvimento e Gestão

MW Megawatt

MWh Megawatt hora

NAT-TCU Normas de Auditoria do Tribunal de Contas da União

NT Nota Técnica

52

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

OGU Orçamento Geral da União

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico

PCH Pequena Central Hidrelétrica

PR Presidência da República

PPI Programa de Parcerias de Investimentos

REN Resolução Normativa da Aneel

RGR Reserva Global de Reversão

RITCU Regimento Interno do TCU

RJ Rio de Janeiro

RTGPP Referencial do TCU de Governança de Políticas Públicas

RMB Reator Multipropósito Brasileiro

S.A. Sociedade Anônima

Segecex Secretaria Geral de Controle Externo do TCU

SeinfraElétrica Secretaria de Fiscalização de Infraestrutura de Energia Elétrica

SeinfraOperações Secretaria Extraordinária de Operações Especiais em Infraestrutura

SFE Superintendência de Fiscalização de Serviços de Eletricidade da Aneel

SFF Superintendência de Fiscalização Financeira da Aneel

SIN Sistema Interligado Nacional

STF Supremo Tribunal Federal

TCU Tribunal de Contas da União

UTN Usina Termonuclear”

53

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

VOTO

Trata-se de auditoria operacional voltada à análise do processo de decisão de retomada das obras da Usina Termonuclear (UTN) de Angra 3, ocorrido em 2018. A usina foi projetada para gerar 1.405 MW, potência correspondente a 0,9% da capacidade instalada no Sistema Interligado Nacional (SIN). Quando em operação, sua produção será disponibilizada diretamente no subsistema Sudeste/Centro Oeste, que possui a maior carga do SIN. Com isso, contribuirá para evitar congestionamentos nas interligações entre subsistemas.

As obras da usina Angra 3 foram iniciadas no início da década de 1980 e foram paralisadas em 1984. Em 2007, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) determinou que a Eletrobras e a Eletronuclear conduzissem a retomada da construção da usina, após tentativa frustrada em 2002, ano em que o TCU iniciou o acompanhamento da implantação de Angra 3.

Enquanto as obras ainda estavam paralisadas, as fiscalizações se concentravam em questões contratuais e de manutenção do canteiro. O reinício efetivo das obras civis se deu em setembro de 2009, com a celebração de contratos relacionados a outras frentes, tais como montagem eletromecânica, engenharia do proprietário 1 e atualizações nos projetos. Naquele momento, já havia progresso físico acumulado de 30,34%, que representava a aquisição de equipamentos e materiais, bem como o aproveitamento de parte do projeto de Angra 2.

Entretanto, como registra relatório da Eletrobras (peça 51, p. 6) 2 , “o avanço econômico financeiro foi iniciado do zero”. Como foram desconsiderados os custos já incorridos anteriormente, deve-se ter em mente que toda a discussão, quanto ao custo total do empreendimento, devido a tal decisão, subestima a situação real, no que toca aos custos efetivamente incorridos.

O objetivo deste trabalho não é recompor o histórico de gigantescos valores já dispendidos no empreendimento, sinalização evidente da péssima gestão de Angra 3, mas, sim, prestar informações ao Congresso Nacional e à sociedade para novas perspectivas que ainda estão por vir.

Entre 2008 e 2015 foram realizadas diversas fiscalizações do TCU, tratando de diferentes aspectos da retomada das obras. Em agosto de 2015, foram deflagradas operações policiais, no contexto da Operação Lava Jato, que identificaram práticas de efetiva corrupção nos contratos referentes à usina.

A recente atuação do TCU, sob a relatoria do E. Ministro Bruno Dantas, pode ser dividida em três linhas principais de fiscalização:

a) obras civis;

1 A Engenharia do Proprietário (EP), termo traduzido do inglês “owner’s engineering”, pode ser definida como componente do sistema de governança e gestão. É adotada pelo Proprietário de um Empreendimento de Engenharia e Obras nas relações contratuais com sua (s) Contratada (s) EPCista (s) e demais Contratadas principais. A EP geralmente, ocupa-se (i) da análise crítica da engenharia proposta nas fases de projeto, de implantação e operacional; (ii) do monitoramento e controle da execução das obras, serviços e fornecimentos (etapas de fabricação, armazenagem e transporte); (iii) da garantia da qualidade do fornecimento de bens, serviços e instalações de acordo com os termos estabelecidos nos contratos firmados pela Contratante, nos requisitos do Projeto Básico Consolidado, nas Especificações Técnicas pertinentes, nos Projetos Executivos, nas Normas e Leis aplicáveis e nos demais documentos do empreendimento e; (iv) do acompanhamento ou mesmo realização das atividades de comissionamento das estruturas, equipamentos e sistemas. Fonte: https://www.buildin.com.br/engenharia-do-proprietario/

2 “Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto (CNA A), Unidade 3 - Relatório Mensal de Acompanhamento (janeiro de 2009)”; Eletronuclear/Eletrobras.

1

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

b) montagem eletromecânica;

c) projetos executivos.

No que toca a obras civis, por meio do Acórdão 874/2018-TCU-Plenário, o Tribunal verificou a existência de irregularidades nos procedimentos licitatórios para contratação de projetos da usina. Foram identificados indícios de cerceamento da competição nos certames, direcionamento das licitações e contratação de propostas que eram as mais vantajosas para a Administração, além do descumprimento da legislação vigente e da desconsideração de alertas expedidos por esta Corte.

Como resultado da situação verificada, aquele acórdão demonstrou a existência de: (i) sobrepreço e superfaturamento na execução contratual; (ii) gestão fraudulenta do contrato; e (iii) gestão temerária do empreendimento. O superfaturamento foi estimado em R$ 303 milhões e o processo foi convertido em tomada de contas especial.

Ao realizar a fiscalização da montagem eletromecânica, por meio do Acórdão 483/2017TCU-Plenário, o Tribunal identificou quatro irregularidades: (i) fraude à licitação; (ii) insuficiência de recursos financeiros para dar continuidade à execução dos contratos; (iii) inviabilidade econômica do empreendimento; e (iv) descompasso entre a execução física e a financeira do contrato.

Houve formação de cartel e conluio entre os licitantes, o que foi claramente evidenciado, com base em confissão pública, por meio de acordo de leniência de uma das empresas integrantes do consórcio responsável pela execução.

Como sanção a tais práticas, o TCU declarou a inidoneidade de quatro 3 das sete empresas consorciadas.

As outras três 4 empresas tiveram a aplicação da sanção suspensa, por terem firmado acordo de leniência junto ao Ministério Público Federal.

Ao julgar representação, tratando de possíveis irregularidades associadas a procedimentos licitatórios, para a contratação de projetos das obras de construção civil da usina, aos contratos e autorizações de serviço, para projetos deles resultantes, e ao 16º aditivo do Contrato 141/1982, por meio do Acórdão 1.348/2017, o TCU determinou a retenção de pagamentos relacionados aos contratos e, dentre outras medidas, declarou a inidoneidade de uma das empresas envolvidas, a Engevix.

Além disso, foi determinada a instauração de processos apartados de tomada de contas especial, para identificar os responsáveis e quantificar o dano causado na contratação dos projetos de obras civis e em duas frentes dos projetos de montagem eletromecânica.

Em suma, a implementação do empreendimento de Angra 3 padeceu de graves problemas éticos e administrativas ao longo de toda a execução das obras, com o aumento recorrente de custos e atrasos.

Apesar de diversas decisões do Tribunal terem classificado achados de auditoria como indícios de irregularidades graves com recomendação de paralisação (IGP), a interrupção das obras não decorreu deste motivo.

3 Construtora Queiroz Galvão S.A., Empresa Brasileira de Engenharia S.A., Techint Engenharia e Construção S.A. e UTC Engenharia S.A..

4 Construções e Comércio Camargo Corrêa S.A., Construtora Andrade Gutierrez S.A. e Construtora Norberto Odebrecht S.A.

2

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

Em setembro de 2015, a construtora responsável pelas obras civis suspendeu a execução contratual por falta de pagamento. Atualmente, não há irregularidade com a indicação de paralisação das obras pelo TCU.

Conforme indica o relatório mensal de atividades de janeiro/2019 (peça 51), a execução do empreendimento alcançou o avanço total de 62,8%: foram executados 82,6% dos contratos de engenharia, 79,9% dos de suprimentos, 67,3% das obras civis e 10,8% da montagem eletromecânica.

Ao estabelecer a retomada das obras em 2007, a Resolução CNPE 3/2007 também definiu que caberia ao Ministério de Minas e Energia (MME) disciplinar a forma de comercialização da energia elétrica produzida por Angra 3.

Em 2009, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) indicou que seria adequado classificála como energia de reserva 5 , devido ao seu baixo custo de operação e alta disponibilidade , o que permitiria a substituição de fontes energéticas mais onerosas e a agregação de segurança no atendimento ao SIN.

Usualmente, a contratação de energia de reserva ocorre por meio de leilões conduzidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). No entanto, a partir da alteração promovida pela Lei 12.111/2009, a Lei 10.848/2004 passou a prever a possibilidade de contratação de energia nuclear como energia de reserva. No presente caso, a contratação foi feita de forma direta entre a CCEE e a Eletronuclear .

O MME autorizou a celebração do Contrato de Energia de Reserva (CER) entre a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e a Eletronuclear, fixando em R$ 148,65/MWh o preço de venda da energia (data-base setembro/2009), por meio da Portaria 980/2010. O CER 126/2011 foi celebrado em 26/8/2011.

Era previsto que Angra 3 entrasse em operação comercial em janeiro/2016. Os contratos de financiamento junto ao BNDES e à Caixa Econômica Federal (Caixa) tinham período de carência ajustado a tal previsão.

Desde o vencimento de tais períodos de carência, a Eletronuclear viu-se obrigada a cumprir suas obrigações contratuais e a realizar pagamentos referentes a tais financiamentos, ainda sem os recursos que adviriam da venda de energia de Angra 3. Além disso, as atividades de preservação e manutenção das estruturas já executadas e de equipamentos já comprados representam gasto mensal de aproximadamente R$ 3 milhões (peça 25, p. 12).

Em decorrência de diversos atos de corrupção, verificados em contratos relacionados ao empreendimento, a Eletrobras registrou baixa de custos capitalizados no ativo imobilizado no valor de R$ 141,3 milhões, como consta em sua nota explicativa 3.23.1 da demonstração financeira de dezembro/2016 (peça 25, p. 13 e peça 72, p. 3). Essa quantia foi apurada em investigação independente, diretamente contratada pela empresa.

Diante deste cenário de prejuízos e atrasos, em junho de 2018, o CNPE instituiu Grupo de Trabalho (GT) com representantes de diferentes entidades governamentais, com vistas a realizar

5 Essa modalidade de energia, definida pelo Decreto 6.353/2008, é destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao Sistema Interligado Nacional (SIN), de sorte a minimizar os problemas associados com as falhas nos certificados de garantias físicas de usinas hidrelétricas. A energia proveniente de usinas especialmente contratadas para esta finalidade (até o momento foram contratadas como tal energia proveniente de usinas eólicas, pequenas centrais hidrelétricas, solar, biomassa e Angra 3). Entretanto, há diversas críticas a tal solução.

3

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

estudos e proposições acerca da viabilidade econômica do empreendimento, bem como sugerir medidas para viabilizar a sua implantação. Como demonstrarei, na prática, o GT tratou do segundo tema sem exaurir as análises que permitiriam concluir sobre o primeiro.

O resultado do GT foi materializado no relatório “Medidas para a Viabilização da Usina Nuclear Angra 3” (peça 42), de setembro de 2018. No relatório, são apresentadas as principais conclusões sobre as medidas para a viabilização do empreendimento, não sendo escopo daquele trabalho definir se o empreendimento deveria, ou não, ser retomado .

Em síntese, o GT indicou que o preço vigente do CER cerca de R$ 245,00/MWh (atualizado até dezembro de 2017), seria insuficiente como fonte de recursos exclusiva para a conclusão do empreendimento. O grupo registrou que, além das obrigações contratuais já firmadas, ainda havia necessidade de financiamento na ordem de R$ 15,5 bilhões.

Independentemente da solução adotada para a retomada do empreendimento, o GT concluiu pela necessidade de sanear financeiramente a Eletronuclear. Nesse sentido, propôs medidas considerando horizontes de curto e médio prazos.

Para o curto prazo , indica as seguintes ações com vistas ao alívio financeiro da empresa:

a) concessão de waivers 6 pelo BNDES, Caixa e Eletrobras sobre os financiamentos de

Angra 3;

b) autorização da Eletrobras à Eletronuclear para que priorize pagamentos dos

financiamentos do BNDES e da Caixa em detrimento de pagamentos de recursos captados com a holding;

c) assunção, pela Eletrobras, de dívida da Eletronuclear com a conta setorial Reserva

Global de Reversão (RGR) 7 e sua conversão, bem como das dívidas relativas a recursos ordinários, em capital;

d) capitalização pelo BNDES e Caixa dos recursos emprestados; e

e) estabelecimento imediato de novo preço de referência para a venda da energia

produzida por Angra 3, a ser alterado pelo Programa de Parcerias de Investimentos (PPI).

O relatório do GT registra ainda que as medidas elencadas para o curto prazo não foram exaustivamente exploradas, que houve posicionamentos divergentes quanto às três primeiras e que não houve resposta dos bancos em relação à quarta. Além disso, destaco a conclusão do relatório de que essas quatro medidas não seriam suficientes, sem a revisão do preço de venda da energia .

A proposta de médio prazo é o aprofundamento dos estudos. Seguindo a hipótese de construir a usina , o grupo concluiu pela necessidade da participação de agente privado no empreendimento e sugeriu que o processo de viabilização do empreendimento seja feito pelo PPI.

6 Waiver, do inglês, é termo utilizado em finanças para a dispensa do cumprimento de exigências contratuais em empréstimos internacionais.

7 A Reserva Global de Reversão (RGR) é um encargo do setor elétrico brasileiro pago mensalmente pelas concessionárias de geração, transmissão e distribuição de energia. Criada em 1957, a partir do Decreto nº 41.019, a Conta de Reserva Global de Reversão financia projetos de melhoria e expansão para empresas do setor energético.

4

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

Foram aventados dois possíveis modelos de participação privada: societário e não societário. O primeiro, apresentado pela Eletronuclear ao GT, prevê participação de parceiro privado como sócio da estatal, aportando recursos no empreendimento em troca de capital minoritário da empresa.

A Eletronuclear já estudava tal opção antes da constituição do GT, com o apoio de consultorias contratadas. Segundo estes estudos, o custo estimado para que a usina entre em operação no ano de 2026 é de aproximadamente R$ 20 bilhões, em valores atualizados para setembro de 2018.

A Eletronuclear defendeu a entrada de sócio, por não ser possível realizar novos aportes financeiros, em razão da inexistência de receita ou ativos livres para oferecer em garantia de eventuais empréstimos. Sem renegociação de dívidas, a empresa afirma que “enfrentará um déficit de caixa até 2025 de, aproximadamente, R$ 2,6 bilhões, o que seria insustentável” (peça 42, p. 129).

O modelo não-societário proposto pelo GT foi na modalidade turn key, que seria viabilizado por contrato semelhante ao tipo EPC (Engenieering, Procurement, Construction) 8 , diferindo pela remuneração, que seria garantida pela receita proveniente da venda de energia. O parceiro entraria com o capital para executar o empreendimento, responsabilizando-se por sua execução. Em troca, seria titular de parte do contrato de comercialização de energia de Angra 3.

Não houve consenso entre os integrantes do GT sobre qual seria o melhor modelo. Devido ao prazo para a conclusão dos trabalhos, nem mesmo foram exauridas as análises sobre o tema , como registra o relatório (peça 42, p. 8).

Considerando que o preço de equilíbrio para viabilizar o empreendimento deve remunerar a realização dos investimentos, a operação e manutenção (O&M), a remuneração dos investidores e o correto descomissionamento 9 da usina, o GT propôs novo “preço de referência” para a energia produzida por Angra 3.

De acordo com os cálculos realizados pela EPE, este preço poderia variar entre R$ 400 e R$ 560/MWh (data-base em julho/2018). O GT recomendou ao CNPE a adoção do valor de R$ 480/MWh como referência. Estimou que impacto tarifário médio do aumento proposto seria de 1,26% para os consumidores do ambiente regulado (peça 42, p. 41).

As recomendações do GT foram acolhidas pelo CNPE, como registrado na Resolução 14/2018 (peça 69). Posteriormente, o MME comunicou à Presidência da República os apontamentos do grupo por meio da Exposição de Motivos 84/2018 (peça 57), de 11/10/2018.

Por meio de sua Resolução 54/2019, o Conselho do PPI qualificou o empreendimento de Angra 3 no âmbito do Programa da Presidência da República. O artigo 7º daquela resolução dispõe que o modelo jurídico e operacional do empreendimento definido pelo CPPI deverá ser submetido ao Tribunal de Contas da União, antes da seleção competitiva do parceiro privado.

A presente fiscalização, em complemento às intervenções anteriores deste Tribunal, trata das ações a cargo do Poder Concedente para reavaliação do preço de venda da energia da usina e para a busca de parceiros internacionais, entre outros aspectos estratégicos que precisam ser definidos para

8 Chave na mão, ou turn key, é uma modalidade de aquisição, na qual o provedor do bem fica obrigado a entregá-lo em condições de uso imediato. O cliente contrata os serviços de empresa que oferece soluções turn key, e recebe o projeto após a sua conclusão, pronto e operacional.

9 É o processo de desmonte e destinação final de todos os componentes de usinas nucleares. Ocorre ao fim de sua vida útil. Esse processo consiste em regenerar as condições naturais existentes antes da instalação do reator.

5

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

fundamentar a decisão de retomada ou cancelamento da obra. O escopo da análise foi delimitado pelas seguintes questões de auditoria:

1. A motivação para a retomada das obras de Angra 3 baseou-se prioritariamente na

importância do empreendimento para o setor elétrico?

2. Quais os cenários analisados antes de se decidir pela aprovação das condições iniciais

para a viabilização de Angra 3?

3. As decisões do CNPE em 2018 foram suficientemente embasadas para viabilizar a

retomada da usina e possibilitar a conclusão da obra até o novo prazo de janeiro de 2026?

II

Apesar de resultar em benefícios prioritários ao setor nuclear e de haver estudos apontando que há outras fontes para a entrega da mesma quantidade de energia e atributos similares a menor custo, como indicado em seu relatório, o Grupo de Trabalho instituído pelo CNPE não teve a atribuição de “analisar a conveniência e a oportunidade da conclusão do empreendimento”. Há apenas no relatório lista de prós e contras sobre a retomada das obras de Angra 3, apresentada “em caráter assessório” (peça 42, p. 217).

Tal lista é a única análise comparativa, de origem institucional e vinculada ao Estado Brasileiro, a que o TCU teve acesso. Nesta seção, exploro as evidências, presentes nos autos, que demonstram a insuficiência dos estudos e análises disponíveis para que se possa descrever de forma clara e isenta os cenários, associados às duas alternativas a considerar: concluir a usina de Angra 3 ou cancelar definitivamente o empreendimento.

O relatório do GT do CNPE registra que o setor nuclear é vinculado diretamente à alta esfera federal, devido ao potencial estratégico da energia nuclear, tanto sob o ponto de vista de desenvolvimento tecnológico quanto de segurança. Destaca, ainda, que o domínio tecnológico e industrial no setor nuclear se traduz “em fonte de poder” (peça 42, p. 242).

Segundo o Gabinete de Segurança Institucional da Presidência da República (GSI), os principais projetos do setor nuclear brasileiro são o submarino com propulsão nuclear, o reator multipropósito brasileiro (RMB), em fase inicial, e Angra 3. Juntos, representam o “tripé para o desenvolvimento do Programa Nuclear Brasileiro (PNB)” (peça 59, p. 1).

Entre os benefícios proporcionados por Angra 3 ao Programa Nuclear Brasileiro apontados pelo GSI, destacam-se a manutenção da cadeia produtiva e a retenção do conhecimento adquirido:

“A construção de Angra 3 aporta ao PNB relevantes benefícios, dentre os quais a preservação das capacidades nacionais de construção, operação e manutenção de usinas de geração nucleoelétrica; das expertises relacionadas ao licenciamento, regulação e fiscalização de usinas desta natureza e das competências afetas à segurança nuclear e à proteção física de instalações nucleares. Benefícios estes que se baseiam, sobretudo, na importante ação de contínua formação e fixação do capital humano no setor nuclear brasileiro.”

A importância estratégica da atividade nuclear para o País não é objeto desta auditoria. Trata-se de questão discricionária e estratégica dos órgãos de Centro de Governo. Antes de mais nada, é preciso reconhecer as características e benefícios desta fonte de energia, com destaque para a alta previsão de disponibilidade e elevada confiabilidade.

6

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

Entretanto, devido ao histórico de interrupções nas obras de Angra 3 e ao elevado custo total que o empreendimento tomou, oportuno avaliar os benefícios e custos associados a tal decisão. Os dados apresentados a seguir sugerem involução nos resultados obtidos com o passar do tempo. As estimativas de tempo e custo para Angra 3 são as apresentadas no relatório do GT. Os valores estão todos corrigidos para dezembro de 2018 pelo IPCA.

A comparação entre Angra 1 e 2 não é óbvia, pois a potência desta é o dobro daquela. Assim, o fato de Angra 2 ter demorado praticamente o dobro do tempo de Angra 1 para entrar em operação, há que se considerar a questão da escala. Entretanto, Angra 2 e 3 são empreendimentos comparáveis. O relatório do GT chega a considerá-las usinas “gêmeas”, por terem estrutura e potências similares.

Angra 1 Angra 2 Angra 3

Potência (MW) 640 1.350 1.405

Início das obras 1972 1976 1981

Entrada em operação 1985 2001 2026

Tempo para entrar em operação (anos) 13 25 45

Custo total da obra (R$ bilhões) 8,4 17,9 25,0

Tarifa/preço de referência (R$/MWh) 230,33 230,33 480,00

Além de Angra 3 demorar 20 anos a mais para ser construída, ou, também por causa disto, o custo total estimado para Angra 3 é superior em R$ 7,1 bilhões em relação ao custo de Angra 2. Assim, o acréscimo no custo total é de 40%, enquanto o aumento no preço da energia daquela usina em relação a esta é de 109%.

Com a solução apresentada, serão repassados integralmente ao consumidor brasileiro todos os custos de ineficiência e corrupção associados ao empreendimento. Serão repassados, também, os custos do interesse estratégico e militar do País.

É razoável que o consumidor de energia pague por esse interesse? Ele não deveria ser custeado pelo orçamento (tributos)? Fato é que a chancela a tal solução exigiu mudança nos critérios utilizados pelo CNPE para a definição do preço da energia de Angra 3.

Em 2007 o critério era a compatibilidade “com os preços praticados nos atuais leilões de compra de energia proveniente de novos empreendimentos de geração” (peça 67). Em 2018, passou a ser a compatibilidade com custos internacionais de implantação de usinas nucleares, em que pese a dificuldade e complexidade de tal comparação (como demonstrarei, em uma das métricas apresentadas, variações da ordem de 300% foram consideradas aceitáveis).

Do ponto de vista do consumidor de energia elétrica, o que importa é tão somente a disponibilidade de energia elétrica, com o implemento dos requisitos de qualidade, preço justo e segurança, que configuram a prestação de serviço adequado, como previsto na Lei 8.987/1995.

No entanto, a motivação da retomada das discussões em 2018 sobre Angra 3 transcende tais interesses e inclui outros aspectos caros ao Governo, como a saúde financeira do grupo Eletrobras e a utilização da empresa com fins outros que o meramente prover energia para a sociedade.

A Exposição de Motivos MME 59/2018 (peça 57) encaminhada ao Presidente da República destaca dois principais fatores que ensejaram a instituição do Grupo de Trabalho do CNPE para viabilizar a retomada da obra:

“I - a definição quanto à continuidade da Usina Angra 3 é de relevância para o projeto de capitalização da Centrais Elétricas Brasileiras – Eletrobras, prevista na Resolução nº 13, de 23 de

7

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

agosto de 2017, e na Resolução nº 30, de 19 de março de 2018, do Conselho do Programa de Parcerias de Investimentos da Presidência da República - CPPI/PR, no Decreto nº 9.351, de 19 de abril de 2018, e no Projeto de Lei nº 9.463, de 2018; e

II - a Eletrobras Termonuclear S.A. – Eletronuclear, responsável pela construção e futura operação do empreendimento, apresenta um patrimônio líquido negativo de R$ 5 bilhões, em função das provisões contábeis decorrentes das incertezas sobre o futuro de Angra 3, cuja viabilidade pode depender de reposicionamento tarifário e de investimento privado, face às notórias restrições de aporte de capital da Eletrobras e da própria União. A propósito, eventual reposicionamento tarifário e possível participação privada, na conclusão da obra, poderia reverter provisões contábeis que hoje totalizam R$ 11,3 bilhões.”

De fato, a precária situação financeira da Eletronuclear constitui empecilho direto ao projeto de capitalização da Eletrobras. Segundo o GT, para evitar que aquela se torne insolvente, seria necessário a suspensão da exigibilidade dos financiamentos contratados para a construção de Angra 3 (peça 42, p. 21). O endividamento total daquela controlada é de cerca de R$ 8,5 bilhões, sendo que 94% deste valor é relativo àquela usina.

A solução dada para equacionar tantos e tão graves problemas chama atenção por uma série de fatores que passo a enumerar. O novo preço de referência aprovado, de R$ 480/MWh, é superior ao verificado em todas as contratações de energia de reserva já realizadas pela Aneel e corresponde a praticamente o dobro do valor do último leilão dessa modalidade , ocorrido em 2016, ocasião em que foram contratados 180 MW a preço médio de R$ 244,46 10 .

Tal situação contrasta com a motivação oferecida pela EPE em 2009, para recomendar que fosse classificada como energia de reserva, devido ao seu baixo custo de operação e alta disponibilidade.

A maior contratação já ocorrida nos dez leilões de energia de reserva ocorridos entre 2008 e 2016 foi no 4º leilão e alcançou 97 MW (peça 79), enquanto Angra 3 é um empreendimento com 1.405 MW. Outra diferença é que as usinas já contratadas para a modalidade têm majoritariamente características de fornecimento intermitente, diferentemente da linearidade e continuidade típicas da energia nuclear. Assim, o impacto da tarifa de Angra 3 sobre os preços finais a serem pagos pelos consumidores é muito maior que o das outras modalidades de energia de reserva.

Além disso, chama atenção o fato de que, enquanto as tarifas de energia de Angra 1 e 2 são calculadas e reguladas pela Aneel desde 2012, à energia que será produzida de Angra 3 foi dado tratamento de energia de reserva, cujo valor foi fixado pelo CNPE.

O MME argumenta que as políticas propostas pelo CNPE “revelam uma posição de governo sobre determinado tema”, que a composição de tal Conselho e o objetivo da Política Energética Nacional de preservar o interesse nacional o autorizam a definir que os consumidores de energia elétrica arquem exclusivamente com o custeio da finalização da usina, independente de benefícios a outros setores (peça 37, p. 4):

“A própria composição do CNPE reflete o sopesamento de vários interesses, para além do eventual interesse financeiro da União enquanto acionista controlador da Eletrobras, devendo-se

10 Para ser justo, há que registrar a contratação, em 2015 de energia de reserva nas seguintes quantidades, preço s e fontes: 833 MW de energia solar, preço médio de R$ 354,92; 1477 MW de energia solar e eólica, preço médio de R$ 288,26. Todas as outras contratações são a preços inferiores ao do último leilão, em valores nominais.

8

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

considerar, inclusive, que dentre os objetivos da Política Energética Nacional, definidos no art. 1º da Lei 9.478, de 6 de agosto de 1997, está a preservação do interesse nacional.”

Apesar de a retomada da usina ser diretriz governamental, não há recursos do Orçamento Geral da União (OGU) para a ação. Com o estabelecimento do custeio exclusivamente pelo consumidor , o Governo não só evita problemas fiscais, mas também o trâmite orçamentário ordinário e as eventuais dificuldades associadas ao processo de discussão e aprovação, no âmbito do orçamento, de empreendimento que irá demandar muitos recursos e apresenta duvidosa viabilidade econômica.

Além dessas contradições, as evidências disponíveis nos autos indicam que há lacunas lógicas no processo decisório, bem como inconsistências nos estudos e análises que fundamentam a posição tomada pelo CNPE, como passo a demonstrar.

Antes de mais nada, há evidências econômicas que levam a questionar a decisão de continuar a construção de Angra 3 . O estudo “Custos e benefícios da termelétrica Angra 3”, publicado em dezembro de 2018 pela Consultoria PSR (peça 58), indica que a opção de não construir Angra 3 representa economia da ordem de R$ 12,5 bilhões, em 35 anos (peça 58, p. 19):

“Neste trabalho considerou como estratégia para o abandono da obra a quitação de todos os custos e a construção de usinas solares na região Sudeste. Se considerarmos o pagamento à vista dos custos para o abandono da obra, repassados para os consumidores de energia ao longo de 20 anos, a economia para o sistema será de R$ 12,5 bilhões, o que significa R$ 103/MWh ao longo de 35 anos.”

Tal estudo incorpora ao preço da energia os custos com subsídios e isenções. Considerando tais fatores, conclui que a energia de Angra 3 é 28% maior que a contratação de termelétricas a gás natural ciclo aberto no Sudeste (R$ 528MWh para Angra 3 e de R$ 412/MWh para termelétricas a gás natural no Sudeste). Observo que esta segunda opção deverá ser expandida para permitir a adequada exploração das reservas de gás e petróleo do Pré-Sal, também de importância estratégica para o País.

O estudo da PSR conclui ainda que o custo da energia de Angra 3 é maior do que o de todas as outras fontes analisadas, incorporando para cada tipo de fonte os subsídios e isenções aplicáveis: energia solar, biomassa, eólica, PCHs (pequenas centrais hidrelétricas) e termoelétricas.

Havendo evidências de que o empreendimento não é viável do ponto de vista econômico, seria de se esperar que o Estado Brasileiro promovesse análises detalhadas, aptas a esclarecer a questão. A magnitude dos valores envolvidos e a importância estratégica do tema demandam grande cautela e transparência.

O que ocorreu, no entanto, foi a tomada de decisão em bases absolutamente precárias. A principal medida proposta pelo GT e aprovada pelo CNPE, o reposicionamento do preço da energia de Angra 3, não foi fundamentada por modelagem econômico-financeira do negócio, o que seria imprescindível para coerente definição do preço da energia, que com a decisão tomada passou de R$ 243/MWh (base: novembro de 2017) para R$ 480/MWh (base: outubro de 2018).

O método de utilizado para calcular o preço de referência, o fluxo de caixa descontado, iguala o valor presente do investimento ao do valor presente do fluxo de caixa do empreendimento. Isso é a brevíssima descrição da metodologia financeira, de “como são feitas as contas”.

Entretanto, antes de partir para os cálculos, é preciso definir qual o modelo econômico de exploração do empreendimento. Como já relatei anteriormente, o GT concluiu que será necessário

9

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

contar com sócio privado. Entretanto, não definiu qual modelo de participação privada adotar: societário ou não-societário.

A depender do modelo adotado e de alguns dos parâmetros utilizados, o preço de referência varia entre R$ 368/MWh e R$ 743/MWh, como demonstram os cálculos da Eletronuclear e da consultoria Alvarez & Marsal (peça 43, p. 121). Segundo tal estudo, a alteração entre modelo societário e não-societário faz o preço de referência variar de R$ 455/MWh para R$ 494/MWh (peça 43, p. 121).

A amplitude de preços decorrente da indefinição quanto à modelagem econômica do negócio não é razoável. Uma coisa é tratar de incertezas quanto a projeções futuras, o que é normal na avaliação de todo e qualquer empreendimento de longo prazo. Outra, é, antes de apresentar estudos comparativos devidamente detalhados e aprofundados, arbitrar preço de referência sem definir a modelagem para a solução que supostamente viabilizaria o empreendimento do ponto de vista econômico.

A opção defendida pela Eletronuclear, de admitir novo sócio, ocorreria com a oferta de participação acionária da Eletronuclear para parceiros internacionais potenciais. Antes da seleção, os parceiros passariam por etapa de qualificação em que comprovariam capacidade e experiência em construção recente de centrais nucleares de potência, além de expertise em projeto, gerenciamento de construção, comissionamento e operação de usinas nucleares.

Ainda durante a qualificação do parceiro, seria avaliada a robustez financeira do proponente frente à magnitude do empreendimento. A parceria preservaria o controle estatal (maioria das ações com direito a voto). No entendimento da Eletronuclear, tal solução respeitaria o monopólio constitucional da União na exploração de atividades nucleares.

A projeção de fluxo de caixa neste modelo, defendido pela Eletronuclear, foi realizada com uma premissa diferente: haveria a concessão de waiver nos contratos de financiamento .

A outra possibilidade de parceria avaliada foi na modalidade turn key, em que o parceiro privado construiria a usina de Angra 3, mas não se tornaria sócio da Eletronuclear. Nessa abordagem, o empreendimento seria entregue pronto para uso, e a operação seria feita diretamente pela Eletronuclear.

Não haveria novos aportes por parte da Eletronuclear ou de sua controladora durante a execução do empreendimento. Todo o investimento para a operacionalização de Angra 3 seria feito pelo parceiro. Em contrapartida, a Eletronuclear se comprometeria a repassar parte dos recebíveis de Angra 3 durante a vigência do CER.

Eletronuclear e Eletrobras consideraram o modelo turn key inviável, em síntese, pelos seguintes fatores (peça 42, p. 118-122):

a) “inviabilidade de realizar o processo de reestruturação e garantir a viabilidade de

fluxo de caixa da Eletronuclear com o modelo proposto;

b) necessidade de utilização de aval corporativo do EPCista fazendo com que o

investidor analise a estrutura proposta como se fosse um projeto com 100% de equity;

c) dificuldade, por parte do EPCista, de encontrar opções de financiamento durante a

obra caso não forneça aval corporativo;

10

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

d) necessidade de alteração legislativa para a viabilização do modelo, uma vez que

somente a Eletronuclear poderia vender energia de fontes nucleares, por força do art. 3º-A, § 2º, da Lei 10.848/2004;

e) necessidade de maior remuneração de capital, dado que todo o risco de construção

passa a ser do EPCista, já que ele não possuirá nenhum outro ativo nessa estrutura e deverá precificar esse risco, o que pode elevar a tarifa;

f) dificuldade nas relações contratuais já existentes, haja vista que itens já contratados

não poderiam ser substituídos ou repassados ao EPCista, bem como não poderia haver alterações no projeto básico já licenciado;

g) tributação de ISS caso não ocorra a cisão do CER e a transferência de recursos para a

Eletronuclear se dê por meio de prestação de serviços;

h) diminuição de rentabilidade da Eletronuclear e da Eletrobras, pois Angra 3 não terá

remuneração de capital, dado que caberá à Eletronuclear apenas o reembolso dos custos de O&M da Usina;

i) baixa atratividade para parceiros, dado a estrutura sem paralelo e incerta do ponto de

vista jurídico;

j) impossibilidade jurídica e regulatória de transferir as receitas de Angra 1 e 2 para o

EPCista por conta de diversos motivos.”

Outro ponto que não foi discutido no âmbito do GT é a possibilidade de cisão da Eletronuclear da holding Eletrobras. Tal decisão deveria ser tomada antes de definir o modelo de parceria, pois impactaria diretamente na atratividade do negócio e nos riscos associados para os potenciais parceiros. Consequentemente, teria reflexo na precificação da energia a ser vendida pelo empreendimento.

O conjunto de indefinições apresentado demonstra a precariedade das análises que levaram à proposta do preço de referência sobre o qual o CNPE deliberou, a despeito da magnitude do aumento associado a tal decisão. A depender do modelo de negócio e dos riscos a este associado, o preço real para viabilizar o negócio pode ser, na prática, inviável.

Por concluir que o conjunto de evidências presentes nos autos demonstram a necessidade de que a definição do preço de referência da retomada de Angra 3 ocorra após a escolha do modelo econômico do negócio, determino ao MME que se abstenha de definir preço para a realização do leilão da energia de Angra 3 até que seja definido o modelo de negócio para eventual participação de sócio privado, permitindo o aprofundamento dos estudos sobre a sua quantificação.

Determino, ainda, àquele Ministério, que assegure a previsão, na matriz de risco do processo de modelagem do negócio Angra 3 e em eventual instrumento contratual com parceiro privado, a possibilidade de cisão da Eletronuclear de sua holding Eletrobras, devido ao impacto direto na atratividade do negócio para eventual parceiro a ser contratado.

Além de todos os fatores relacionados à inversão lógica no processo decisório em que se conclui pela continuidade do empreendimento sem aprofundar as análises de viabilidade e se fixa preço antes de definir o modelo de negócio, há de considerar ainda a existência de falhas no processo de cálculo do preço de referência , como passo a demonstrar.

III

11

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

Como demonstrado na Nota Técnica EPE/PRE 5/2018 (peça 43, p. 78-121), o cálculo do preço considerou as seguintes etapas: (i) revisão das premissas adotadas nos estudos da Eletronuclear; (ii) avaliação de consistência do modelo apresentado por Alvarez & Marsal/Eletronuclear; (iii) análise comparativa com o modelo de Tarifa de Equilíbrio da EPE; e (iv) comparação com nível internacional de energia obtida a partir de empreendimentos nucleares.

As premissas adotadas pela Eletronuclear para a estimativa dos investimentos e para o cálculo dos custos (i) de capital próprio e (ii) de operação e manutenção (com base em benchmarking internacional) foram reavaliadas.

Para todos esses parâmetros, a EPE conclui que há faixa relativamente grande de valores possíveis. No caso do custo de capital próprio, a variabilidade decorre de diferentes metodologias e premissas consideradas possíveis, apesar de nem todas pacificadas na literatura.

Os valores referentes acustos de operação e manutenção (O&M) e investimentos foram comparados com os de usinas de outros países. Também há grande variação nos valores apresentados, pela diversidade de condições em diferentes países.

Com relação à consistência do modelo, foram avaliados os dados e as equações relacionadas ao cálculo da receita, ao cálculo do investimento e às condições macroeconômicas. Segundo a EPE, não foram detectados problemas de ordem conceitual no modelo desenvolvido pela Eletronuclear em conjunto com a empresa Alvarez & Marsal.

A EPE apresenta ainda estudo de sensibilidade no cálculo do preço de referência, variando o custo de capital próprio e o capital de terceiros, em diferentes cenários. O método do fluxo de caixa descontado prevê que o investimento seja amortizado ao longo da vida útil esperada para a usina. Entretanto, o contrato que comercializa a energia gerada tem duração de 35 anos 11 , inferior à vida útil da usina, estimada em 40 anos.

Ao ser questionada sobre o assunto, a EPE afirma que adotou como premissa que nos cinco anos finais seria praticado o mesmo preço para a energia de Angra 3 (peça 41). Argumenta que essa premissa seria a mesma antes utilizada pela Eletronuclear e pela consultoria Alvarez & Marsal.

Explica ainda que os últimos cinco anos não têm grande influência no valor calculado. O relatório do GT indicou a resolução desta questão como parte das medidas a serem desenvolvidas pelo PPI (peça 42, p. 67).

Assim, o investimento não será amortizado na vigência do CER, ainda que por um valor de menor materialidade, como defende a EPE. Portanto, caso venha a prevalecer o modelo de parceria, como tudo indica, é preciso fixar a modelagem de como se dará a remuneração após os 35 anos de validade do CER e antes do final da vida útil do empreendimento, para evitar contenciosos.

É decorrência matemática e estrutural do método utilizado que valores referentes aos últimos anos do fluxo financeiro projetado (por isso o nome do fluxo de caixa descontado) tenham menor impacto que os dos primeiros anos. No entanto, tal situação deve ser adequadamente modelada e prevista contratualmente, razão pela qual determino ao MME que, quando for definir o preço de energia referente ao empreendimento Angra 3, o faça resguardado por estudos que mantenha coerência entre as premissas utilizadas de sorte a evitar possíveis questionamentos futuros por parte de parceiro privado da Eletronuclear.

11 Prazo máximo definido pelo art. , parágrafo único, do Decreto 6.353/2008.

12

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

IV

Parte relevante das premissas e dos dados utilizados na modelagem financeira foram apresentados pela Eletronuclear. No entanto, não há comprovação ou chancela de que tais informações são fidedignas e suficientes para tomada de posição do MME e do CNPE.

Segundo a EPE, os dados relativos a investimentos “foram considerados como premissas para os cálculos realizados” (peça 41, p. 2). A EPE afirma, ainda, que “não possui elementos e informações suficientes para realizar uma avaliação profunda e bastante detalhada de todos os custos de um projeto de geração nuclear”, a nível de projeto executivo, destacando também “a baixa disponibilidade de informações específicas sobre preço para o setor nuclear brasileiro, devido ao pequeno número de empreendimentos realizados, bem como a inexistência de tais documentos públicos” (peça 41, p. 2).

A EPE indica, por meio da Nota Técnica 5/2018 (peça 43, p. 78-121), com base em referências internacionais, O&M anual referencial correspondente a 2% do Custo de Capital (Capex) e valor referencial de investimentos equivalente a US$ 5.500/kW (peça 43, p. 88 a 90), para plantas nucleares no Brasil.

Já a Eletronuclear e Alvarez & Marsal, indicam valor de pouco mais de 3% do investimento total, para O&M anual e investimentos de US$ 4.700/kW para Capex (peça 43, p. 88 a 90).

Os valores de custo de capital próprio (Capex) e de operação e manutenção (O&M) que constam na planilha do fluxo de caixa elaborada pela EPE são, respectivamente, US$ 5.500/kW e 3,45%. Ou seja, foram utilizados o valor de Capex indicado pela EPE, e o valor de O&M pela Eletronuclear .

Indagada a respeito, a EPE informou que as cifras utilizadas na planilha eletrônica são apenas referenciais e que foi adotado o valor absoluto de R$ 965 milhões, montante informado pela Eletronuclear e pela Alvarez & Marsal (peça 41, p. 4). A EPE ressalta que não foram feitas análises para expurgo de eventuais ineficiências da Eletronuclear (peça 41, p. 3).

A EPE registra que comparou os valores calculados, bem como as premissas utilizadas com dados de usinas geradoras internacionais para concluir que os valores calculados estão dentro da faixa de variação para essas usinas (peça 43, p. 88-90).

Entretanto, a EPE reconhece que os valores de investimento e de custos para empreendimentos de geração nuclear são altamente variáveis entre os países, a depender de uma série de fatores, como custo de mão de obra e de serviço, carga tributária e encargos setoriais, ganho de escala do número de empreendimentos nucleares, entre outros (peça 43, p. 88).

Para a métrica de investimento por potência, são consideradas desde usinas a US$ 2.007/kW, na China, a usinas a US$ 8.164/kW, na Hungria (peça 43, p. 88), o que equivale a variação de mais de 300% .

Diante de tão ampla magnitude aceitável para a métrica, considerando que não houve avaliação crítica, por parte do Poder Concedente, que considerasse aspectos de eficiência, exatidão ou confiabilidade relativos às informações sobre investimento fornecidas pela Eletronuclear, considerando o histórico de problemas já verificados pelo TCU, é máximo o risco de terem sido utilizados valores superestimados.

13

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

É injustificável o desconhecimento, pelo Poder Concedente, dos parâmetros do negócio que o consumidor de energia elétrica será obrigada a pagar, uma vez que Angra 3 é tida como irmã gêmea da UTN Angra 2.

Do ponto de vista do Programa Nuclear Brasileiro, como registra o GSI, Angra 3 deveria servir para “preservação das capacidades nacionais de construção, operação e manutenção de usinas” nucleares. Na prática, o nível de incipiência verificados nos estudos para definição da tarifa de referência de Angra 3 indica que estamos muito distantes de tal objetivo.

Como, no momento o PPI está incumbido de realizar estudos para viabilizar Angra 3, em prol da proteção dos interesses do consumidor quanto ao preço e do princípio da modicidade tarifária insculpido no art. , § 1º, da Lei 8.987/1995, determino à Secretaria Especial do Programa de Parcerias de Investimentos que, antes de definir o preço da energia a ser gerada pela usina Angra 3, realize avaliação independente das obras daquela usina, se possível com base em dados primários, especialmente quanto aos montantes de investimentos realizados, de investimentos previstos, e dos custos de operação e de manutenção estimados para o empreendimento, expurgando eventuais ineficiências verificadas.

Determino ao MME que disponibilize a este Tribunal, ao menos 90 (noventa) dias antes de eventual publicação do edital ou instrumento congênere para a seleção de parceiro privado para o empreendimento de Angra 3, os seguintes documentos e informações, em conjunto com os estudos prévios que os fundamentaram:

a) documentos e planilhas eletrônicas desenvolvidas para a avaliação econômico-financeira do

empreendimento, inclusive em meio magnético, com as fórmulas discriminadas, sem a exigência de senhas de acesso ou qualquer forma de bloqueio aos cálculos e, quando for o caso, descrição do inter-relacionamento das planilhas apresentadas;

b) relação de estudos, investigações, levantamentos, projetos, obras e despesas ou

investimentos já efetuados, vinculados ao objeto a ser licitado, quando houver, com a discriminação dos custos correspondentes;

c) projeção das receitas operacionais, devidamente fundamentada;

d) relação das obras e dos investimentos obrigatórios a serem realizados durante a implantação

da usina, acompanhados dos respectivos cronogramas físico-financeiros;

e) orçamento detalhado e atualizado das obras e dos investimentos a serem realizados

obrigatoriamente, de forma que os elementos de projeto básico e o nível de atualização dos estudos apresentados permitam a plena caracterização da obra, do investimento ou do serviço;

f) discriminação fundamentada das despesas e dos custos estimados para a prestação dos

serviços;

g) definição da metodologia para recomposição do equilíbrio econômico-financeiro afetado;

h) cópia da licença ambiental prévia, das diretrizes para o licenciamento ambiental do

empreendimento ou das condicionantes fixadas pelo órgão ambiental responsável, na forma do regulamento setorial, sempre que o objeto da licitação assim o exigir;

i) estudo contendo descrição exaustiva de todos os elementos que compõem a matriz de

repartição de riscos do empreendimento, fundamentando a alocação de cada risco mapeado para cada uma das partes envolvidas no contrato a ser firmado.

14

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

V

O modelo CAPM 12 busca quantificar o retorno atrativo ao empreendedor, de forma que ele decida por investir em determinado negócio. Para tanto, calcula-se a taxa livre de risco à qual se adiciona prêmio de mercado, referente aos riscos de mercado a que se sujeitará o investidor.

O Beta é um dos parâmetros daquele modelo, sua função é medir a volatilidade do negócio em que se deseja investir em relação à variação total do mercado. É a medida do risco, que impacta o retorno esperado.

Por questões conceituais e de consistência, todos os componentes utilizados na equação (taxa livre de risco, prêmio de mercado e Beta) devem refletir as características de um mesmo mercado. Caso contrário, conforme as melhores práticas em finanças, é necessário prever mecanismo de ajuste.

O parâmetro Beta utilizado foi o estimado pela Eletronuclear e pela Alvarez & Marsal, baseado em amostra de empresas localizadas fora do mercado americano, enquanto todos os demais parâmetros pertenciam a esse mercado.

A própria EPE reconhece esta fragilidade: do “ponto de vista metodológico, entende-se que o ponto mais frágil foi a escolha de uma amostra de empresas (relativamente pequena) para definição do Beta, que estão localizadas em países diferentes do mercado de referência escolhido ” (peça 43, p. 86).

Ao verificar a situação, a EPE não promoveu ajuste no modelo. Apenas registrou que o valor do Beta por ela calculado (0,64) é “próximo” do calculado pela Aneel (0,73) no âmbito dos Procedimentos de Revisão Tarifária (Proret - 12.3). Do ponto de vista conceitual, tal comparação não tem valor algum .

Sendo assim, determino ao MME que, ao reavaliar o preço de venda da energia gerada por Angra 3, mantenha a coerência entre as premissas e as informações utilizadas nos modelos de cálculo, de forma geral e que observe, de forma específica, que os parâmetros a serem utilizados no modelo CAPM devem ser estimados utilizando empresas pertencentes ao mesmo mercado, ou, alternativamente, devem ser propostos ajustes metodologicamente aceitáveis pelas melhores práticas em finanças, com vistas a manter a consistência metodológica do modelo.

Como complemento às críticas ao processo de estimativa e cálculos que embasaram a proposta do aumento do preço de referência da energia de Angra 3, trago registro inquietante que ilustra a precariedade do processo conduzido pelo CNPE. A memória da reunião em que se tratou do tema (peça 61) traz três páginas sobre a apresentação dos trabalhos do GT, sob o pressuposto de retomada do empreendimento, e apenas um parágrafo sobre relato feito por representante da sociedade civil acerca de fontes substitutivas de energia, sem, no entanto, especificar o conteúdo apresentado:

12 O CAPM (Capital Asset Pricing Model) é um modelo que mostra o retorno que um investidor aceitaria por investir em

uma empresa. Trata de uma maneira de encontrar uma taxa de retorno exigido que leva em conta o risco sistemático (não

diversificável ou risco de mercado), por meio do coeficiente Beta. A fórmula do CAPM é a seguinte:

E (R) = Rf + β(Rm – Rf)

Sendo:

E (R) o retorno esperado que o modelo CAPM busca calcular;

Rf - taxa de juros livre de risco;

β - Índice Beta, que indica o risco associado ao investimento;

Rm - taxa de remuneração do mercado.

15

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

“Em seguida, o Ministro Moreira Franco concedeu a palavra ao representante da Sociedade Civil, especialista em matéria de energia, Plínio Nastari, que fez um relato sobre outras alternativas para o suprimento de energia, convidando o Conselho a estender o mesmo raciocínio despendido à proposta aprovada, para a energia térmica gerada pelo setor privado.”

Tal documento registra a fala do então Ministro de Minas e Energia, Wellington Moreira Franco, de que a sugestão do especialista em matéria de energia, Plínio Nastari, de que fossem consideradas as fontes alternativas para a energia a ser gerada por Angra 3 era “absolutamente adequada e solicitou à EPE que meditasse sobre o assunto para futura apresentação ao conselho”. Contudo, até o momento, não se tem conhecimento sobre eventuais desdobramentos neste sentido.

Em 16 de julho de 2019, estando os autos já em meu gabinete, após a conclusão do relatório de auditoria, foi editado o Decreto 9.915, que qualifica a Usina Termonuclear Angra 3, no âmbito do Programa de Parcerias de Investimentos da Presidência da República (art. 1º).

Em que pese o art , inciso I, do Decreto 9.915/2019 estabelecer que compete à Eletronuclear “obter as aprovações societárias e de órgãos de controle, caso necessário, para fins da viabilização do empreendimento Angra 3”, proponho realizar diversas determinações e recomendações ao MME e ao CNPE, órgãos hierarquicamente acima daquela empresa, que é a maior interessada na retomada das obras de Angra 3 e, portanto, não possui isenção suficiente para adotar as medidas necessárias ao fiel cumprimento de tais medidas.

Compete ao CNPE, na função de assessor do Presidente da República, quanto à formulação de políticas energéticas, nos termos do Decreto 3.520/2000, “promover o aproveitamento racional dos recursos energéticos do país”, zelando pela “proteção dos interesses do consumidor quanto a preço, qualidade e oferta dos produtos” (art. 1º, I, c).

Ainda que já tomada a decisão de incluir o empreendimento no PPI, é importante demonstrar sua viabilidade para a sociedade, em comparação com outras alternativas existentes. Sendo assim, recomendo ao Conselho Nacional de Política Energética que, antes de ser apresentado ao TCU o modelo para viabilizar a retomada das obras de Angra 3, apresente análises conclusivas sobre esta viabilidade, conforme previsto no art. , VII e XI, da Lei 9.478, comparando os custos de tal solução com os associados ao cenário de cancelamento do empreendimento, tendo em vista a considerável mudança de cenário desde a última decisão a respeito em 2007, bem como a interrupção das obras em 2015.

Recomendo ao CNPE e ao MME que, no caso de decisão definitiva no sentido de retomar as obras de Angra 3, sejam avaliadas as diferentes alternativas existentes em termos de custeio para sua viabilização, considerando arranjos que minimizem o impacto tarifário, conforme disposto no art. , III, da Lei 9.478/1997, e no art. , § 1º, da Lei 8.987/1995.

Recomendo ao MME que, em articulação com a Empresa de Pesquisa Energética ou outras entidades que entender pertinente, revise as premissas sobre a modalidade de contratação da energia gerada por Angra 3 como energia de reserva e refaça a análise sobre o tema, tendo em vista eventuais mudanças técnicas e de cenário ocorridas desde a definição ocorrida em 2009, conforme previsão no art. , I e VII, da Lei 10.847/2004, e no art. , § 1º, do Decreto 6.353/2008.

Recomendo à Secretaria Especial do Programa de Parcerias de Investimentos que, ao tratar do empreendimento, realize consulta à sociedade e aos agentes do setor elétrico sobre as possibilidades de retomada ou de cancelamento da implantação de Angra 3, com estudos específicos sobre as duas opções, propiciando assim a devida transparência ao processo decisório, como dispõem o art. 2º, IV,

16

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

da Lei 9.478/1997, o art. , I e VIII, do Decreto 9.203/2017 e o referencial para Avaliação de Governança em Políticas Públicas do TCU.

VI

Além de demonstrar as fragilidades existentes no processo de revisão do preço de referência do CER, a equipe de auditoria verificou que o MME não se manifestou conclusivamente quanto ao excludente de responsabilidade 13 que justificasse a revisão daquele contrato para aumentar o preço da energia gerada pela Usina Angra 3. Esse exame é essencial para garantir que estejam preservadas as obrigações previstas no contrato, bem como seu equilíbrio econômico-financeiro.

Ao celebrar o CER, a Eletronuclear declarou, de forma irrevogável e irretratável, que o preço de venda, em conjunto com as respectivas regras de pagamento e atualização monetária, seria suficiente para o cumprimento integral de suas obrigações (cláusula 7ª, subcláusula 19ª, do CER). Tal declaração se mostrou inconsistente já nas primeiras tratativas para a retomada do empreendimento, após a sua paralisação, em 2015.

Naquele ano, por meio do documento CTA-PR-135/2015 (peça 47), a Eletrobras solicitou à Aneel que procedesse ao exame quanto ao excludente de responsabilidade referente à alteração do preço de venda do CER, a fim de reestabelecer o equilíbrio econômico financeiro daquele contrato, devido a atrasos no cronograma. Nos termos daquele documento, os atrasos seriam em decorrência de questões supervenientes e não gerenciáveis, destacando-se:

a) dificuldades que envolveram o licenciamento ambiental nuclear;

b) atrasos na execução das obras civis causadas por desmobilização realizada

unilateralmente pela contratada;

c) atrasos do processo licitatório para contratação da montagem eletromecânica,

decorrentes de recursos e impugnações apresentados por participante junto ao TCU;

d) atrasos relacionados à fabricação dos equipamentos de responsabilidade da Nuclep; e

e) indefinição quanto à contratação de financiamento e à prestação de garantias pela

União.

Ao analisar os argumentos da estatal, o Diretor Relator do processo na Aneel consignou que seis das sete justificativas apresentadas eram parte do risco do empreendedor e, consequentemente, não poderiam ser acolhidas como justificativa para o excludente de responsabilidade.

Indicou que não seria responsabilidade exclusiva da Eletronuclear a demora para obtenção de licenças para início das obras civis. Sobre o pedido de reequilíbrio econômico e financeiro do CER, o Diretor deixou assente em seu Voto que a Aneel, por desconhecer os critérios para a definição do preço, não teria como avaliar eventual reequilíbrio, e que tal análise não era competência da agência, mas do MME (peça 48, p. 5):

“No que diz respeito à análise da proposta de reequilíbrio econômico e financeiro do CER, observa-se que o MME é o órgão que tem competência para tanto. De fato, conforme destacou a SCG, com base em informações da SRM, (i) não há delegação expressa do MME para que a Aneel

13 São causas que isentam ou exoneram o autor da responsabilidade, exceções ao dever ou obrigação de indenizar. Essas exceções recebem o nome de excludentes ou excludentes do nexo causal, que são a culpa da vítima (exclusiva ou concorrente) e o caso fortuito e a força maior.

17

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

proceda à instrução processual a respeito da Eletronuclear; (...); e (iii) os critérios para estabelecimento do preço do contrato (definido no art. 3º da Portaria MME 980/2010) não são de conhecimento da Aneel e, portanto, existem assimetrias de informações que impedem a avaliação dos argumentos trazidos pela ELETRONUCLEAR para justificar o pleito de aumento do preço.

O processo da Aneel foi remetido ao Ministério antes da edição da Lei 13.360/2016, que passou a prever expressamente a competência da Aneel para exame quanto ao excludente de responsabilidade no que se refere ao início da operação de usinas (art. 19). No caso concreto, não há outorga com data de início da operação para a Usina Angra 3.

Por meio da NI 18/2016-Assec/GM-MME, encaminhada ao TCU no âmbito do TC 002.651/2015-7, que tratou das obras civis de Angra 3, a área técnica do MME questiona a falta de análise por parte da Aneel (peça 49, p. 11-12):

“É importante deixar consignado que a análise efetuada pela Aneel acerca do excludente de responsabilidade é muito pouco conclusiva, não sendo possível aferir, de fato, em quantos meses de atraso na obra o agente teve ou não responsabilidade. Tal informação seria de suma relevância caso se decidisse por alterar o prazo do CER.

(...) o MME entende que não se afasta a atividade precípua da Aneel de fiscalizar o serviço de geração, cujo fundamento são o art. , o inciso IV do art. 3º, ambos da Lei n. 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e o inciso I do art. , do Decreto 4.932, de 23 de dezembro de 2003. São esses os dispositivos que a Aneel utiliza para efetuar a análise de excludente de responsabilidade para quaisquer outros empreendimentos de geração, não ficando claro, portanto, o motivo para se abster dessa competência nesse assunto.”

Nos presentes autos, o MME afirmou que o excludente de responsabilidade não foi objeto de análise por sua Consultoria Jurídica, nem foi debatido no âmbito do GT (peça 29, p. 34). Alternativamente, o Grupo de Trabalho cogitou a viabilidade jurídica de alteração do CER. Tal análise foi objeto de estudo realizado pela CCEE (peça 43, p. 125-136) e de parecer da Consultoria Jurídica do MME (peça 43, p. 137-143).

O estudo da CCEE aponta que a Eletronuclear assumiu a responsabilidade pela implantação da usina e por todos os riscos decorrentes (cláusula 3ª, subcláusula 3ª, e cláusula 5ª, subcláusula 3ª, do CER). Conclui, ainda, que, apesar da rigidez das condições, o contrato tem como fundamento o equilíbrio dos interesses comerciais das partes (cláusula 5ª, subcláusula 10ª, do CER) e que, assim, o CER pode ser alterado desde que haja prévia anuência do MME e posterior homologação da Aneel.

O estudo indica apenas a necessidade de anuência prévia do MME e a homologação do CER pela Aneel. Já a Consultoria Jurídica do MME, ao concluir que a alteração do CER é possível , aponta que eventual alteração contratual seria justificada pela possível ocorrência de fatos imprevisíveis que alteraram o equilíbrio econômico e financeiro do contrato (peça 43, p. 140):

“Ora, em contratos como o presente, existe sempre a possibilidade de ocorrerem fatos imprevisíveis que modificam a situação em que um contrato havia se firmado originalmente, gerando excessiva onerosidade para uma das partes. Inobstante a regra de rigidez das condições estabelecidas no CER n. 126/2011, é expressa a possibilidade de modificação, conforme se observa nas premissas para inclusão de novas condições. “

18

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

Além da questão da segurança jurídica do contrato, caso se efetive aditamento sem o exame quanto ao excludente de responsabilidade, também estaria configurada situação de risco moral 14 . Isso porque estaria sendo sinalizado para a empresa que não haveria exame de responsabilidade para a revisão do preço, o que, pela teoria econômica, estaria estimulando a ineficiência empresarial e a má gestão. Ademais, poderia ser estabelecido um precedente para que outros empreendimentos em situação semelhante apresentem pleitos de revisão de preço.

Assim, determino ao MME que, ao motivar eventual alteração do preço de venda de energia vigente no CER, examine conclusivamente se há excludente de responsabilidade quanto a eventuais aditamentos contratuais atinentes ao prazo e ao reequilíbrio econômico-financeiro, e avalie se deve haver a responsabilização de algum agente.

VII

Contrariando o previsto pelo art. 54, VII, da Lei 8.666/1993 e pela diretriz de avaliação de monitoramento de ações prioritárias contida no art. , III, do Decreto 9.203/2017, o Contrato de Energia de Reserva relativo a Angra 3 (CER 126/11) não prevê penalidade para a Eletronuclear no caso de atraso no fornecimento da energia.

A Agência informa ter competência para aplicar multa a empresas geradoras de energia elétrica em virtude da não implantação de empreendimento, de acordo com os prazos previstos na outorga, (peça 63, p. 2), conforme estabelecido no art. 6º, XII, da Resolução Normativa Aneel 63/2004.

Entretanto, como “até hoje não foi emitido pelo Poder Público ato administrativo que estabeleça o compromisso de cumprimento de marcos para o cronograma de implantação” (peça 63, p. 3), a Aneel se vê impossibilitada de aplicar sanção à Eletronuclear.

De fato, a usina de Angra 3 não possui outorga que estabeleça marcos como os demais empreendimentos de geração de energia do sistema. A autorização original para construção da usina foi dada pelo Decreto 75.870/1975, sem prazo para entrada em operação. Já o CNPE editou as resoluções 8/2002, que considerou novembro de 2008 para operação comercial, a 3/2007, que postergou a operação para 2013, e a 14/2018 que redefiniu tal entrada para janeiro de 2026 (peças 67, 68 e 69).

Todas essas datas são entendidas pela Aneel como “metas relacionadas ao planejamento das atividades”, que não podem ser utilizadas como marcos para aplicação de multa . Isso porque o Decreto 6.353/2008, que regulamenta a contratação da energia de reserva, dispõe em seu art. sobre penalidades para geradoras que não entrem em operação no caso de contratação via leilão:

“Art. 7º Em relação aos leilões de que trata este Decreto, a entrada em operação comercial das unidades geradoras do empreendimento que comporá a Reserva poderá ocorrer durante os anos subsequentes ao início da entrega da energia contratada, ficando assegurada, neste caso, a contratação de toda a parcela da garantia física proveniente do respectivo empreendimento que for contratado como Reserva.

Parágrafo único. Deverá haver aplicação de penalidades no caso de não entrada em operação comercial de quaisquer unidades geradoras até as respectivas datas previstas no

14 Risco moral (em inglês, moral hazard) se refere à possibilidade de determinado agente econômico mudar seu comportamento de acordo com os diferentes contextos nos quais ocorrem as transações econômicas.

19

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

cronograma do empreendimento, bem como no caso de sua indisponibilidade, na forma a ser regulamentada pela Aneel.”

Ainda que adequadamente interpretada pela Aneel para o caso em questão, o espírito da norma é claro. As punições previstas são mecanismo para evitar os malefícios decorrentes da imprevisibilidade e eventual desbalanceamento entre a oferta e a demanda de energia que tais situações podem trazer ao Sistema Elétrico Nacional e, portanto, ao consumidor de energia elétrica.

Dada a magnitude de Angra 3, cuja potência é quase 15 vezes a da maior contratação já ocorrida por meio de leilões, o impacto que a ausência de sua energia causa no sistema é muito mais grave que a das situações previstas explicitamente pelo Decreto .

O CER 126/11 estabelece, em suas cláusulas 6ª e 14ª, que a Eletronuclear tem direito a receber, mensalmente, um duodécimo da receita de venda anual. E que esta empresa deve efetuar o ressarcimento anual da receita fixa recebida, caso a entrega de energia seja em montante inferior ao contratado.

Como Angra 3 não iniciou a operação comercial, aquela empresa não recebeu duodécimos de sua receita de venda e, em consequência, o ressarcimento anual é zero. Assim, a penalidade prevista tornou-se inócua .

A Aneel argumenta, ainda, que, devido à variedade de órgãos envolvidos no processo de implantação de Angra 3 não há como adotar “leitura habitual” para apurar responsabilidade e aplicar sanção (peça 63, p. 3):

“Constata-se assim que a implantação desse empreendimento depende, de forma conjunta, de diversas instituições governamentais e, por isso, a diligência para o cumprimento do seu cronograma, em certa medida, pode ser entendida como de responsabilidade compartilhada entre diversas entidades, que devem prover os meios adequados para que a conclusão das obras se concretize dentro dos prazos planejados.

Dadas essas circunstâncias, não há como fazermos a leitura habitual sobre a responsabilidade do empreendedor quanto ao cronograma, seja para fins de apuração de responsabilidade com aplicação de sanção, ou para aplicar em discussões exclusivas de alteração de cronograma administrativo. “

Realmente, o cumprimento do cronograma previsto depende de diversas instituições governamentais. Ora, quanto mais complexa a situação e quanto maior a quantidade de energia a ser produzida, mais efetivos devem ser os mecanismos de incentivo e punição , com vistas a assegurar que os empreendimentos estejam operacionais dentro dos prazos previstos, sob pena de se prejudicar a segurança energética do País.

Caso prosperem os argumentos da Aneel, em breve tais teses serão utilizadas em outros casos de implantação de empreendimentos de grande porte, caracterizados por sua elevada complexidade e sensibilidade à atuação de instituições governamentais, tais como usinas hidrelétricas na Amazônia.

Ou empreendimentos em tais situações são indesejáveis e devem ser totalmente evitados pelo Poder Concedente, ou deve-se dispor de conjunto de mecanismos de incentivo e punição capazes de estimular efetivamente o cumprimento dos contratos firmados . Sendo assim, determino ao MME que:

20

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

a) antes de formalizar a retomada das obras ou eventual parceria com agente privado,

emita ato de outorga específico para a usina Angra 3, compatível com a vida útil do empreendimento;

b) defina marcos temporais sobre a sua operação, aptos a possibilitar a fixação de multas

pela Aneel para eventuais atrasos futuros na implantação da usina, conforme disposto no art. , X, da Lei 9.427/1996;

c) preveja, no instrumento contratual para venda de energia gerada pela usina Angra 3,

penalidade para a não entrega do objeto contratado devido à não implantação do empreendimento no prazo previsto, de acordo com o art. 54, VII, da Lei 8.666/1993, com a supremacia do interesse público e com a diretriz de monitoramento de implementação de ações prioritárias do art. , III, do Decreto 9.203/2017.

VIII

A receita mensal da Eletrobras, cerca de R$ 250 milhões, é proveniente da venda energia gerada por Angra 1 e Angra 2, o que seria suficiente para a operação e manutenção dessas duas usinas. Contudo, devido aos compromissos relacionados à Angra 3, o fluxo de caixa mensal da empresa torna se deficitário em aproximadamente R$ 50 milhões.

Para gerenciar sua situação deficitária, a Eletronuclear necessita atualmente do socorro financeiro por parte da Eletrobras, cuja Diretoria Executiva autorizou, até dezembro de 2018, a suspensão da amortização relativa a cinco contratos de financiamento nos quais a controladora é credora, com valor mensal de R$ 15,9 milhões, além de ter autorizado empréstimo emergencial no valor de até R$ 120 milhões.

A delicadíssima situação financeira da Eletronuclear chegou ao ponto de resultar na postergação de investimentos necessários à manutenção destas. A empresa argumenta que a priorização das atividades de manutenção segue critérios de segurança e de análise de risco.

Entretanto, fato é que o corte no orçamento de investimentos chega a 40%. Já houve adiamento de investimentos no projeto de contenção e tratamento de encostas do sistema de tratamento de água doce e de aquisições e substituições de peças das usinas. A Eletronuclear indica que, caso perdure tal quadro, pode haver reflexos na disponibilidade de geração das usinas existentes.

O impacto de eventual indisponibilidade das usinas foi objeto de estudo de duas notas técnicas do Operador Nacional do Sistema (ONS) 15 . No mais recente dos documentos, o ONS conclui que, caso Angra 1 e 2 fiquem indisponíveis, o valor esperado do custo total de operação para o período de 2018/2022 sofre elevação de R$ 8,6 bilhões (34%). Nesse cenário, os custos marginais de operação do subsistema Sudeste/Centro Oeste também são majorados ao longo do horizonte de estudo.

É importante frisar que na presente análise se está tratando do risco de disponibilidade das usinas quanto à geração de energia . Não se tratou de riscos relacionados à segurança da usina, tema que foge ao escopo deste trabalho.

Não obstante, este Tribunal verificou, por meio do Acórdão 2.934/2016-TCU-Plenário, de relatoria do E. Ministro Vital do Rego, que houve outras postergações relacionadas a investimentos

15 NT 105/2017 – “Impactos da Suspensão da Operação das UTNs Angra 1 e Angra 2” (peça 105) e NT 106/2018 – “Impactos da Indisponibilidade das UTNs Angra 1 e Angra 2 no Atendimento Eletroenergético do SIN” (peça 43, p. 2034).

21

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

necessários ao Complexo. Tal situação resultou no atraso da entrada em operação da Unidade Complementar de Armazenamento de Elementos Combustíveis Irradiados (UFC).

Frente às incertezas apontadas pela Eletronuclear quanto às atividades de manutenção em Angra 1 e 2, dada a ausência de equipamentos sobressalentes para esse fim, determino à Aneel que, em articulação com a Comissão Nacional de Energia Nuclear (CNEN), no âmbito de suas respectivas atribuições, apresente, no prazo de 60 (sessenta) dias, plano de ação para fiscalizar a operação e a manutenção das usinas de Angra 1 e Angra 2, com vistas a garantir a segurança e a disponibilidade desses empreendimentos, bem como a adequação dos elementos de custos que compõem a tarifa de energia elétrica.

Feitas essas considerações, voto por que o Tribunal acolha a minuta de acórdão que submeto à deliberação do colegiado.

TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 5 de fevereiro de 2020.

WALTON ALENCAR RODRIGUES

Relator

22

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

ACÓRDÃO Nº 208/2020 – TCU – Plenário

1. Processo nº TC 036.751/2018-9.

2. Grupo I – Classe de Assunto: V - Auditoria

3. Interessados/Responsáveis: não há.

4. Órgãos/Entidades: Agência Nacional de Energia Elétrica; Centrais Elétricas Brasileiras S.A.; Eletrobrás Termonuclear S.A.; Ministério de Minas e Energia (vinculador).

5. Relator: Ministro Walton Alencar Rodrigues.

6. Representante do Ministério Público: não atuou.

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

8. Representação legal: Daniel Araújo Marques (996.687.771-15).

9. Acórdão:

VISTOS, relatados e discutidos estes autos de auditoria operacional para analisar o processo de decisão de retomada das obras da Usina Termonuclear (UTN) de Angra 3, ocorrido em 2018,

ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em sessão plenária, diante das razões expostas pelo relator e redator, em:

9.1 determinar à Secretaria Especial do Programa de Parcerias de Investimentos que, antes de definir o preço da energia a ser gerada pela usina Angra 3, realize avaliação independente das obras de Angra 3, se possível, com base em dados primários, especialmente quanto aos montantes de investimentos realizados, de investimentos previstos e dos custos de operação e de manutenção previstos para o empreendimento, expurgando eventuais ineficiências verificadas;

9.2. determinar ao Ministério de Minas e Energia que:

9.2.1. em 90 (noventa) dias, examine, conclusivamente, se há excludente de responsabilidade quanto a eventuais aditamentos contratuais atinentes ao prazo e ao reequilíbrio econômico-financeiro, e avalie se deve haver a responsabilização de agente;

9.2.2. antes de formalizar a retomada das obras, ou eventual parceria com agente privado, emita ato de outorga específico para a usina Angra 3, compatível com a vida útil do empreendimento, que defina marcos temporais sobre a sua operação, aptos a possibilitar a fixação de multas pela Aneel, para eventuais atrasos futuros na implantação da usina, conforme disposto na Lei 9.427/1996, art. , inciso X;

9.2.3. antes de formalizar a retomada das obras, ou eventual parceria com agente privado, preveja nova data para a entrada em operação da usina de Angra 3 e revise o instrumento contratual para venda de energia gerada, incluindo penalidade para a não entrega do objeto contratado, devido à não implantação do empreendimento, no prazo previsto, de acordo com a Lei 8.666/1993, art. 54, inciso VII, com a supremacia do interesse público e com a diretriz de monitoramento de implementação de ações prioritárias do Decreto 9.203/2017, art. , inciso III;

9.2.4. assegure a previsão, na matriz de risco do processo de modelagem do negócio Angra 3 e em eventual instrumento contratual com parceiro privado:

9.2.4.1. da possibilidade de cisão da Eletronuclear de sua holding Eletrobras;

9.2.4.2. dos impactos de eventuais processos administrativos ou judiciais relacionados a atos de corrupção investigados pelo Ministério Público Federal e pelo Departamento de Polícia Federal;

9.2.5. disponibilize a este Tribunal, ao menos 90 (noventa) dias antes de eventual publicação do edital, ou instrumento congênere, para a seleção de parceiro privado para o empreendimento, os seguintes documentos e informações, em conjunto com os estudos prévios que os fundamentaram:

9.2.5.1. documentos e planilhas eletrônicas desenvolvidas para a avaliação econômico financeira do empreendimento, inclusive em meio magnético, com as fórmulas discriminadas, sem a

1

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

exigência de senhas de acesso ou qualquer forma de bloqueio aos cálculos e, quando for o caso, descrição do inter-relacionamento das planilhas apresentadas;

9.2.5.2. relação de estudos, investigações, levantamentos, projetos, obras e despesas ou investimentos já efetuados, vinculados ao objeto a ser licitado, quando houver, com a discriminação dos custos correspondentes;

9.2.5.3. projeção das receitas operacionais, devidamente fundamentada;

9.2.5.4. relação das obras e dos investimentos obrigatórios a serem realizados durante a implantação da usina, acompanhados dos respectivos cronogramas físico-financeiros;

9.2.5.5. orçamento detalhado e atualizado das obras e dos investimentos a serem realizados obrigatoriamente, de forma que os elementos de projeto básico e o nível de atualização dos estudos apresentados permitam a plena caracterização da obra, do investimento ou do serviço;

9.2.5.6. discriminação fundamentada das despesas e dos custos estimados para a prestação dos serviços;

9.2.5.7. definição da metodologia para recomposição do equilíbrio econômico-financeiro afetado;

9.2.5.8. cópia da licença ambiental prévia, das diretrizes para o licenciamento ambiental do empreendimento ou das condicionantes fixadas pelo órgão ambiental responsável, na forma do regulamento setorial, sempre que o objeto da licitação assim o exigir;

9.2.5.9. estudo contendo descrição exaustiva de todos os elementos que compõem a matriz de repartição de riscos do empreendimento, fundamentando a alocação de cada risco mapeado para cada uma das partes envolvidas no contrato a ser firmado;

9.2.6. abstenha-se de definir preço para a realização do leilão da energia de Angra 3 até que seja definido o modelo de negócio para eventual participação de sócio privado, permitindo o aprofundamento dos estudos sobre a sua quantificação;

9.2.7. ao reavaliar o preço de venda da energia gerada por Angra 3, mantenha, de forma geral, a coerência entre as premissas e as informações utilizadas nos modelos de cálculo, e que observe, de forma específica, que os parâmetros a serem utilizados no modelo CAPM devem ser estimados utilizando empresas pertencentes ao mesmo mercado, ou, alternativamente, devem ser propostos ajustes metodologicamente aceitáveis pelas melhores práticas em finanças, com vistas a manter a consistência metodológica do modelo;

9.2.8. apresente ao TCU, no prazo de 180 dias, as análises e as justificativas, caso alguma das recomendações relativas aos itens 9.5 e 9.6 deste acórdão não sejam implementadas;

9.3. determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica e à Comissão Nacional de Energia Nuclear, que apresentem, de forma conjunta e articulada, no prazo de 90 (noventa) dias, plano de ação para fiscalizar a operação e a manutenção das usinas nucleoelétricas de Angra 1 e Angra 2, nos termos do art. 10 da Lei nº 7.781, de 1989, com vistas a garantir a segurança e a disponibilidade desses empreendimentos, bem como a adequação dos elementos de custos que compõem a tarifa de energia elétrica referente a tais usinas;

9.4. recomendar ao Conselho Nacional de Política Energética que, antes de ser apresentado ao TCU o modelo para viabilizar a retomada das obras de Angra 3, apresente análises conclusivas sobre esta viabilidade, conforme previsto na Lei nº 9.478, art. , incisos VII e XI, comparando os custos de tal solução com os associados ao cenário de cancelamento do empreendimento, tendo em vista a considerável mudança de cenário desde a última decisão a respeito em 2007, bem como a interrupção das obras em 2015;

9.5. recomendar ao Conselho Nacional de Política Energética, ao Ministério de Minas e Energia e à Secretaria Especial do Programa de Parcerias de Investimentos que, no caso de decisão definitiva no sentido de retomar as obras de Angra 3, sejam avaliadas as diferentes alternativas existentes em termos de custeio para sua viabilização, considerando arranjos que minimizem o impacto tarifário, conforme disposto na Lei 9.478/1997, art. , inciso III e na Lei 8.987/1995, art. , § 1º

2

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 036.751/2018-9

9.6. recomendar ao Ministério de Minas e Energia que, em articulação com a Empresa de Pesquisa Energética ou com outras entidades que entender pertinente, revise as premissas sobre a modalidade de contratação da energia gerada por Angra 3 como energia de reserva e refaça a análise sobre o tema, tendo em vista eventuais mudanças técnicas e de cenário ocorridas desde a definição em 2009, conforme previsão na Lei 10.847/2004, art. , incisos I e VII, e no Decreto 6.353/2008, art. , § 1º;

9.7. recomendar à Secretaria Especial do Programa de Parcerias de Investimentos que realize consulta à sociedade e aos agentes do setor sobre as possibilidades de retomada ou de cancelamento da implantação de Angra 3, com estudos específicos sobre as duas opções, propiciando assim a devida transparência ao processo decisório, como dispõem a Lei 9.478/1997, art. , inciso IV, o Decreto 9.203/2017, art. , incisos I e VIII, o referencial para Avaliação de Governança em Políticas Públicas do TCU, e o art. 13-A da Lei 13.334/2016.

9.8. enviar cópia do presente Acórdão, acompanhado do respectivo Relatório e Voto:

9.8.1. às Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras);

9.8.2. à Eletrobras Termonuclear S.A. (Eletronuclear);

9.8.3. ao Gabinete de Segurança Institucional da Presidência da República (GSI/PR);

9.8.4. à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE);

9.8.5. ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS);

9.8.6. ao Ministério da Economia;

9.8.7. à Comissão de Meio Ambiente, Desenvolvimento Regional e da Amazônia da Câmara dos Deputados;

9.8.8. à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados; e

9.8.9. à Comissão de Meio Ambiente, Defesa do Consumidor e Fiscalização do Senado Federal (CMA).

10. Ata nº 3/2020 – Plenário.

11. Data da Sessão: 5/2/2020 – Ordinária.

12. Código eletrônico para localização na página do TCU na Internet: AC-0208-03/20-P.

13. Especificação do quórum:

13.1. Ministros presentes: José Mucio Monteiro (Presidente), Walton Alencar Rodrigues (Relator), Augusto Nardes, Raimundo Carreiro, Ana Arraes e Vital do Rêgo.

13.2. Ministros-Substitutos convocados: Marcos Bemquerer Costa e André Luís de Carvalho.

(Assinado Eletronicamente) (Assinado Eletronicamente)

JOSÉ MUCIO MONTEIRO WALTON ALENCAR RODRIGUES

Presidente Relator

Fui presente:

(Assinado Eletronicamente)

CRISTINA MACHADO DA COSTA E SILVA

Procuradora-Geral

3

Disponível em: https://tcu.jusbrasil.com.br/jurisprudencia/813773948/relatorio-de-auditoria-ra-ra-3675120189/inteiro-teor-813773950

Informações relacionadas

Tribunal de Contas da União
Jurisprudênciahá 2 anos

Tribunal de Contas da União TCU - TOMADA DE CONTAS ESPECIAL (TCE) : 02487620178

TOMADA DE CONTAS ESPECIAL. DESPACHO RETIRANDO SIGILO DE INFORMAÇÕES ENCAMINHADAS AO TCU PELA ELETROBRAS. AGRAVO. REJEIÇÃO.