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TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 003.025/2015-2

GRUPO II – CLASSE V– PlenárioTC 003.025/2015-2 Natureza: LevantamentoInteressado: Tribunal de Contas da UniãoUnidades: Agência Nacional de Energia Elétrica; Centrais Elétricas Brasileiras S.A.; Empresa de Pesquisa Energética; Ministério de Minas e Energia; e Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS

SUMÁRIO: LEVANTAMENTO. MEDIDAS EMERGENCIAIS E ESTRUTURANTES NO ÂMBITO DO SETOR ELÉTRICO. IDENTIFICAÇÃO DE POSSÍVEIS APERFEIÇOAMENTOS. RECOMENDAÇÕES. CIÊNCIA. LEVANTAMENTO DE SIGILO. ARQUIVAMENTO.

RELATÓRIO

Trata-se de levantamento, realizado pela Secretaria de Fiscalização de Infraestrutura de Energia Elétrica, com o objetivo de examinar medidas emergenciais e estruturantes que podem ser adotadas no âmbito do setor elétrico, com a finalidade de identificar áreas ou processos de trabalho relevantes para fins de planejamento de futuras fiscalizações.

2. Transcrevo, abaixo, relatório da equipe de auditoria, cuja proposta obteve a anuência dos dirigentes da unidade técnica:

“1. APRESENTAÇÃOO presente trabalho está inserto em um contexto marcado pela premente necessidade deste

Tribunal examinar a atuação do Ministério de Minas e Energia (MME), da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), das Centrais Elétricas Brasileira S.A. (Eletrobras), da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), especialmente no tocante à confiabilidade e à continuidade do suprimento de energia elétrica na Rede Básica do Sistema Interligado Nacional (SIN), ante perspectiva de crise do setor elétrico no biênio 2015/2016.2. Basicamente, a necessidade acima decorre da situação recente de ocorrência de chuvas abaixo da média histórica no ano de 2014 e início de 2015, em especial nas regiões sudeste/centro oeste e nordeste, associada a existências de problemas de gestão no setor elétrico apontadas em trabalhos precedentes desta Corte de Contas, a exemplo do Relatório de Levantamento Fisc-Energia Elétrica (TC 013.099/2014-0). Decorre, também, da necessidade de promover a transparência das ações governamentais.3. Nesse sentido, espera-se levantar informações capazes de identificar as principais ações adotadas pelos agentes do setor, examiná-las à luz do plano da eficiência, eficácia, efetividade e razoabilidade, além de indicar pontos passíveis de controle por este tribunal em torno da problemática em comento.4. Para o alcance do objetivo acima, entendeu-se pertinente estruturar o presente relatório da forma que se segue:

i) Seção 2 – Introdução – Contendo a deliberação, o objeto, objetivos e escopo deste trabalho de levantamento. Além disso, contempla a metodologia, as limitações enfrentadas pela equipe de auditoria e os critérios de priorização de temas;ii) Seção 3 – Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro – Abordagem sintética das dificuldades vivenciadas pelo setor elétrico nos últimos dois anos, bem como do papel dos principais agentes públicos envolvidos, quais sejam: supervisão (MME),

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regulação/fiscalização (Aneel), implantação de políticas (Eletrobras), planejamento (EPE) e operação (ONS);iii) Seção 4 – Constatações do levantamento – Exposição das principais informações levantadas, segregando-as em duas partes: a) ações voltadas a ampliação da oferta de energia elétrica; b) ações voltadas a redução da demanda; iv) Seção 5 – Principais riscos sistêmicos decorrentes da atual conjuntura – Pela análise dos tópicos anteriores, expõe-se, nesta parte, os riscos identificados como sendo mais relevantes pela equipe de fiscalização, os quais demandam uma abordagem detida e análise pormenorizada.

5. Antes de adentrar no detalhamento do trabalho, sugere-se uma breve consulta ao significado de algumas expressões utilizadas no setor elétrico constante no Anexo I – Glossário. 2. INTRODUÇÃO2.1. Deliberação6. O presente trabalho foi autorizado por meio do Acórdão 267/2015-TCU-Plenário, proferido na Sessão de 11/2/2015, que em seu item 9.1 autorizou a Secretaria de Fiscalização de Infraestrutura de Energia Elétrica (SeinfraElétrica) a realizar levantamento no MME, na Aneel, na EPE, no ONS e na Eletrobras, com o objetivo de esquadrinhar as medidas emergenciais e estruturantes que podem ser adotadas por tais entes, ante a perspectiva de crise do setor elétrico. O pronunciamento do Exmo. Sr. Ministro Relator José Mucio se mostrou alinhado à exposição trazida pela SeinfraElétrica por meio de proposta de fiscalização (TC 001.856/2015-4), em que se discutiu a conveniência e a oportunidade do presente levantamento de natureza operacional.2.2. Objeto do Levantamento7. Constituem objeto deste trabalho o planejamento e a implementação de ações voltadas a mitigar os riscos de crise no abastecimento evidenciada nos últimos dois anos pela diminuição dos reservatórios hidroelétricos, em especial nas regiões Sudeste/Cento Oeste e Nordeste do país, associada à existência de problemas de gestão no setor elétrico. 2.3. Objetivos e escopo do trabalho8. O objetivo do presente levantamento de natureza operacional é, primeiramente, compreender o papel de cada um dos agentes (MME, Aneel, Eletrobras, EPE e ONS) ante a perspectiva de crise de abastecimento de energia elétrica acentuada no final do ano de 2014 e início de 2015, destacando os mecanismos de supervisão, regulação/fiscalização, implantação de políticas, planejamento e operação pertinentes.9. Firmado o entendimento da atuação das entidades acima no cenário atual, passa a ser alvo da Unidade Técnica a análise das principais ações voltadas para a ampliação da oferta e para a redução da demanda de energia elétrica, em especial as medidas emergenciais e estruturantes planejadas, em implantação e já implementadas, de modo a: i) analisar, à luz da eficiência, da eficácia e da efetividade, as medidas emergenciais passíveis de serem adotas para mitigação de crises elétrica; ii) promover o incremento da transparência das ações governamentais e iii) evidenciar custos e riscos, associados especialmente à continuidade/confiabilidade do suprimento de energia elétrica, que possam ser, eventualmente, objeto de controle do TCU;10. Insta assentar que os eventos analisados foram escolhidos com base em critérios qualitativos e quantitativos que buscaram identificar as medidas de maior relevância para este trabalho, ao considerar fatores como: i) incremento da oferta de energia elétrica por meio de medidas voltadas para geração hidrotérmica, transmissão, distribuição, fontes alternativas e regulação e, ii) incentivo à redução da demanda por meio de medidas de incremento da eficiência energética, uso racional da energia, políticas públicas e regulação, dentre outros.2.4. Metodologia e limitações11. Os métodos aplicados pela equipe de auditores consistiram basicamente em:

a) reuniões com os especialistas do MME, da Aneel, da Eletrobras, da EPE e do ONS;b) realização de entrevistas na Aneel e MME;

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c) proposição de questões de auditoria por meio de Ofícios de Requisição (MME, Aneel, Eletrobras, EPE e ONS);d) análise documental de artigos técnicos e diversos documentos entregues em atendimento aos oito ofícios de requisição emitidos (MME, Aneel, Eletrobras, EPE e ONS);e) realização de entrevistas em associações ligadas ao Setor Elétrico: Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace) e Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel);f) realização de entrevistas com especialistas (diretor do Instituto de Pós-Graduação e Pesquisa de Energia – COPPE/UFRJ; presidente do Instituto Acende Brasil);g) participação em Audiências Públicas promovidas pela Câmara dos Deputados e em Seminário sobre a crise hídrica (COPPE/UFRJ);h) realização de brainstorming interno na SeinfraElétrica.

12. A aplicação dos métodos de auditoria descritos ocorreu entre o período de 23/02/2015 a 15/05/2015. Os dados e informações levantados tiveram como horizonte temporal máximo o mês de maio de 2015, exceto os dados relacionados ao despacho das usinas térmicas, ao volume dos reservatórios e energia natural afluente, que constam até o mês de julho de 2015. 13. Por outro lado, por conta do cronograma dos trabalhos, a equipe de auditoria se deparou com algumas limitações – especialmente no que se refere ao planejamento de ações de médio prazo – devido à alegação (por parte do MME) de que somente ao término do período úmido, que historicamente coincide com o final do mês de abril, o governo teria uma posição mais clara para a situação da capacidade de geração hidrotérmica nos meses de maio a novembro, o período seco. 14. A Aneel, embora com representação no Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), impôs algumas restrições ao contestar a solicitação de informações sobre medidas de sua competência que objetivem mitigar uma possível crise no abastecimento de energia elétrica no curto, médio e longo prazo, por entender ser mais adequado que as solicitações fossem encaminhadas diretamente ao CMSE, que detém a competência legal para atuar nessa conjuntura. Alegou, ainda, que caberia a esse Comitê detalhar as medidas tomadas para garantir a segurança no abastecimento e demandar da Aneel o detalhamento das ações que envolvessem atividades de regulação e fiscalização da Agência.15. Por fim, também a Eletrobras, no que concerne às áreas de geração e transmissão, se limitou a afirmar que cumpre as determinações do MME, do CMSE, da Aneel e do ONS, não lhe cabendo o planejamento e a adoção de medidas próprias para mitigar o risco de desabastecimento. Alegou, ainda, que mesmo ocupando a liderança dos mercados de geração e transmissão e tendo a União como acionista majoritária, recebe tratamento institucional e regulatório semelhante ao dos demais agentes públicos e privados do setor, não lhe cabendo, por exemplo, a concepção e a gestão de políticas públicas, tais como as eventuais ‘medidas emergenciais e estruturantes’.3. VISÃO GERAL DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO 3.1. Panorama geral do Setor Elétrico3.1.1. O Sistema Elétrico16. O Brasil possui um sistema hidrotérmico de grande porte para geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. Não obstante ter ocorrido uma importante diversificação da matriz energética nas duas últimas décadas, a geração, com múltiplos proprietários, está estruturada com forte predominância de usinas hidrelétricas. Como essas usinas são construídas em localização geográfica onde melhor se pode aproveitar as afluências e os desníveis dos rios, geralmente situados em locais distantes dos centros consumidores, foi necessário desenvolver no país extenso e complexo sistema de transmissão, pelo qual é feito o transporte de energia até os centros de consumo, áreas de concessão das distribuidoras.

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17. As diversas regiões do país são atendidas, preponderantemente, pelo Sistema Interligado Nacional (SIN), que é operado de forma coordenada no intuito de se obterem ganhos sinérgicos, a partir da interação entre os agentes, buscando obter os benefícios da diversidade de regime dos rios das diferentes bacias hidrográficas brasileiras. Dessa feita, o SIN é formado por empresas das regiões Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e boa parte da região Norte, que por meio de intercâmbio, efetua a troca de energia entre essas regiões, visto que em um país de dimensões continentais, as variações climáticas e hidrológicas tendem a ocasionar excesso ou escassez de produção hidrelétrica em determinadas regiões e períodos do ano. 18. Conceitualmente, a operação centralizada do SIN está embasada na interdependência operativa entre as usinas, na interconexão dos sistemas elétricos e na integração dos recursos de geração e transmissão para atender o mercado. A utilização integrada dos recursos de geração e transmissão do Sistema Interligado permite reduzir os custos operativos, minimizar a produção térmica mais cara e reduzir o consumo de combustíveis, sempre que houver superávits hidrelétricos em alguns pontos do sistema. Em períodos de condições hidrológicas desfavoráveis, as usinas térmicas contribuem para o atendimento do mercado (funcionam como um seguro do suprimento energético). Assim, a participação das usinas térmicas no atendimento ao mercado consumidor, que em princípio seria complementar, assim como as demais fontes alternativas de energia já implantadas e em execução, também exigem interconexão e integração entre os agentes.19. Em síntese, o Brasil possui cerca de 130 GW de capacidade instalada para atender a 77 milhões de Unidades Consumidoras. Desse total, as fontes renováveis respondem por, aproximadamente, 79% (sendo que o parque hidráulico instalado responde por quase 70% da capacidade nacional), enquanto as fontes térmicas (gás natural, petróleo, carvão mineral e nuclear) representam mais de 17% e as usinas à biomassa, solar e eólicas juntas atingem cerca de 9% do potencial de geração do País. 20. Para o escoamento de energia, a rede Básica do SIN conta com mais de 125 mil km de linhas de transmissão (dados do PMO – Planejamento da Operação Energética março 2015 – ONS referente a 31/12/2014).21. A Figura 1 apresentada a seguir demonstra a capacidade instalada do Sistema Integrado Nacional, em MW, registrada no dia 31/12/2014. Conforme depreende-se do gráfico, a matriz nacional se mantém predominantemente hidroelétrica.

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Figura 1 – Capacidade instalada em MW do SIN em 31/12/2014 (fonte: PMO março 2015 - ONS)

22. Importa mencionar que o Setor Elétrico Brasileiro (SEB) vem sofrendo mudanças relevantes ao longo dos últimos quinze anos. Predominantemente baseada na geração hídrica (responsável por, aproximadamente, 70% da geração nacional), a matriz energética brasileira vem sendo ampliada de forma a diversificar as fontes geradoras. A Figura 2, a seguir, apresenta a participação de diferentes fontes de geração de energia elétrica no parque brasileiro em 2001. Observa-se, do gráfico, que a geração efetiva de energia elétrica naquela época era basicamente hidroelétrica, não havendo participação relevante de fontes alternativas.

Figura 2 – Participação de diferentes fontes de geração efetiva de energia elétrica em 2001 (fonte: Panorama Geral do Setor Elétrico – MME)

23. Ao se verificar a situação da matriz no término de 2014 (Figura 3), observa-se uma redução considerável na participação da geração hídrica (que passou de 89,3% para 70,6% da

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energia elétrica gerada) e um aumento expressivo na geração térmica (a qual passou a ser responsável por 23,4% do total gerado, frente à 9,3% em 2001).

Figura 3 – Participação de diferentes fontes de geração efetiva de energia elétrica em 2014 (fonte: Panorama Geral do Setor Elétrico – MME)24. Cabe esclarecer que a participação das diferentes fontes na geração efetiva de energia elétrica difere da participação dessas mesmas fontes quando se avalia a capacidade instalada no país. Isso porque existem restrições momentâneas, operacionais (restrições técnicas) ou energéticas, que fazem com que determinada fonte fique impedida de produzir energia por um período de tempo. 25. Ainda que haja uma mudança verificada no parque gerador brasileiro – seja em razão da diminuição de potenciais hídricos disponíveis, de maiores resistências de setores da sociedade à construção de usinas hidroelétricas, especialmente com reservatórios, ou, ainda, por decisão do Governo –, verifica-se que a matriz brasileira permanece bastante dependente da existência de água para manter a oferta de energia sustentável, estando, portanto, suscetível ao regime hídrico.3.1.2. Das funções e atribuições dos agentes institucionais26. O Sistema Elétrico Brasileiro possui uma complexa rede de instituições e agentes, que desempenham diferentes funções, guiadas por um marco regulatório que tem como um dos pilares a segurança operativa a menor custo. Esse marco vem sendo modernizado no decorrer das últimas duas décadas, por meio de leis e decretos, a exemplo da Lei 9.427/1996, que trata da criação da Aneel, da Lei 9.478/1997, que dispõe sobre a Política Energética Nacional e institui o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), da Lei 9.648/1998 que cria o ONS e da Lei 10.848/2004, regulamentada pelo Decreto 5.163/2004 (novo modelo institucional do setor elétrico - criação EPE, CMSE e Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE), que dispõe sobre a comercialização de energia elétrica. 27. Essa modernização instituída em 2004, que tem como premissas a modicidade tarifária para os consumidores, a continuidade e a qualidade na prestação do serviço, a justa remuneração aos investidores e a universalização do acesso aos serviços de energia elétrica e do seu uso, foi consolidada por meio da redefinição das funções e atribuições dos agentes institucionais, dispostas, em apertada síntese, nos parágrafos seguintes. 28. Ao Governo Federal cabe fixar as políticas e diretrizes na área de energia, formuladas e propostas pelo CNPE. Já o MME é o órgão do Governo Federal responsável pela condução das políticas energéticas do país. Suas principais obrigações incluem a formulação e implementação de políticas para o setor energético, de acordo com as diretrizes definidas pelo CNPE. Dessa forma, o MME é o responsável por estabelecer o planejamento do setor energético nacional, monitorar a

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segurança do suprimento do Setor Elétrico Brasileiro e definir ações preventivas para restauração da segurança de suprimento no caso de desequilíbrios conjunturais entre oferta e demanda de energia.29. Por sua vez, o CMSE é um órgão criado pela Lei 10.848/2004, sob a coordenação direta do Ministério de Minas e Energia, com a função de acompanhar e avaliar a continuidade e a segurança do suprimento elétrico em todo o território nacional (Anexo II, Figura 17). Suas principais atribuições incluem: acompanhar o desenvolvimento das atividades de geração, transmissão, distribuição, comercialização, importação e exportação de energia elétrica; avaliar as condições de abastecimento e de atendimento; realizar periodicamente a análise integrada de segurança de abastecimento e de atendimento; identificar dificuldades e obstáculos que afetem a regularidade e a segurança de abastecimento e expansão do setor e elaborar propostas para ajustes e ações preventivas que possam restaurar a segurança no abastecimento e no atendimento elétrico.30. De outro lado, está a Aneel, uma autarquia sob regime especial (Agência Reguladora) vinculada ao Ministério de Minas e Energia. A Aneel tem por finalidade regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do governo federal. Dentre tantas outras, é sua atribuição implementar as políticas e diretrizes do governo federal para a exploração da energia elétrica e o aproveitamento dos potenciais hidráulicos, e estabelecer tarifas. Para desempenhar suas funções, além de realizar fiscalizações sobre os agentes do setor, incluindo o ONS, a CCEE e a gestão dos recursos provenientes de encargos setoriais, a Aneel edita uma série de normativos que regem a prestação do serviço de energia elétrica. 31. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) é uma empresa pública federal vinculada ao Ministério de Minas e Energia e tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética. 32. A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, atua sob autorização do poder concedente e regulação e fiscalização da Aneel, segundo a Convenção de Comercialização instituída pela Resolução Normativa da Aneel 109/2004.33. Por seu turno, a Eletrobras - Centrais Elétricas Brasileiras S.A. é uma sociedade de economia mista e de capital aberto sob controle acionário do Governo Federal e atua como uma holding dividida em geração, transmissão e distribuição. Foi criada em 1962 para coordenar todas as empresas do setor elétrico, mas perdeu várias atribuições nos anos 1990 em decorrência da reestruturação do setor (criação da Aneel, ONS, CCEE e EPE), exercendo, hoje, simultaneamente as funções empresariais e de Governo. Na função de Governo, em nome do Governo Federal, gerencia programas (a exemplo do PLpT, Procel e Proinfra) e fundos setoriais de interesse social e para o desenvolvimento do país (Conta CCC, Conta CDE e RGR), na área de energia elétrica.34. Por fim, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) foi criado para operar, supervisionar e controlar a geração de energia elétrica no SIN, e administrar a rede básica de transmissão de energia elétrica no Brasil. Tem como objetivo principal, atender os requisitos de carga, otimizar custos e garantir a confiabilidade do sistema, definindo ainda, as condições de acesso à malha de transmissão em alta tensão do país. O ONS é uma pessoa jurídica de direito privado, sob a forma de associação civil, sem fins lucrativos, criado em 26 de agosto de 1998, pela Lei 9.648/98, com as alterações introduzidas pela Lei 10.848/04 e regulamentado pelo Decreto 5.081/04. Dessa feita, o Operador Nacional do Sistema Elétrico é o órgão responsável pela coordenação e controle da operação das instalações de geração e transmissão de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN), sob a fiscalização e regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).35. Do exposto acerca das atribuições dos agentes, pode-se concluir que o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico, presidido pelo Ministério de Minas e Energia, exerce papel preponderante em momentos de perspectiva de crise, por meio do acompanhamento e da avaliação da

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continuidade e da segurança, buscando mitigar os riscos de descontinuidade no suprimento elétrico do País. 36. O Anexo II desse relatório traz uma ilustração da interação entre diversos atores da governança no setor elétrico: agentes setoriais, usuários de energia elétrica, grupos de interesse e Tribunal de Contas da União. 3.2. Panorama geral da crise hídrica37. O país vive uma crise de escassez hídrica, que teve início em meados do ano de 2013, se acentuou no decorrer de 2014 e vem se mantendo ao longo de 2015, podendo adentrar em 2016. A pouca abundância de chuvas atinge um vasto território do Sudeste e Nordeste brasileiros, afetando os diversos usos da água, em especial a geração de energia hidroelétrica.38. Em janeiro de 2015, em pleno período úmido, o nível dos reservatórios hídricos de todo país encontrava-se em situação alarmantemente baixa, indicando uma elevada possibilidade de insuficiência energética com consequências para a sociedade e para setor produtivo. 39. Os reservatórios das regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste – responsáveis por cerca de 70% e 18%, respectivamente, da capacidade total do SIN – registraram níveis alarmantemente baixos até março de 2015. O Subsistema SE/CO registrou índices negativos sucessivos em outubro, novembro, dezembro, janeiro, fevereiro e março de, respectivamente, 18,68%, 16,00%, 19,36%, 16,8%, 20,6% e 28,5% em sua capacidade de armazenamento (Energia Armazenada – ONS), os piores registros históricos medidos, inferiores, inclusive, aos verificados no racionamento ocorrido em 2001. Tal situação também foi verificada na região Nordeste. Os gráficos das figuras 4 e 5 abaixo retratam os números.

Figura 4 – Energia Armazenada no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste (fonte: Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – MME – Março-2015)

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Figura 5 – Energia Armazenada no Subsistema Nordeste (fonte: Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – MME – Março-2015)40. Destaca-se que o período úmido nas cinco regiões brasileiras compreende-se, em regra, entre os meses de dezembro e abril. Não obstante, ocorreu redução dos níveis desses reservatórios mesmo durante o período úmido, a despeito da utilização de todo parque termoelétrico e de uma série de outras medidas na tentativa de recuperação desses reservatórios. 41. Outro problema, conforme apontado por climatologistas (reunião no Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação - MCTI, Seminário sobre crise hídrica, publicações do Canal Climatempo), é que mesmo ao final de abril, o qual marca, teoricamente, o encerramento do período chuvoso, não é possível precisar o comportamento das afluências hídricas ao longo de 2015, e portanto, não se pode assegurar a reversão do atual cenário de poucas chuvas, observados nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, nem tão pouco prognosticar como será 2016. 42. Além disso, em 19/1/2015, pouco antes das 15 horas, ocorreu corte seletivo de energia elétrica em dez estados e no Distrito Federal, decorrente de restrições na transferência de energia das Regiões Norte e Nordeste para o Sudeste, que, aliadas à elevação da demanda no horário de pico, provocaram uma redução na frequência elétrica. Para restabelecer a frequência elétrica às suas condições normais, o ONS adotou medidas operativas em conjunto com os agentes distribuidores das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste, que resultou em corte de energia, impactando aproximadamente 5% da carga do Sistema (Boletim Semanal do ONS, de 17 a 23/1/2015 - peça 55, p. 1). Embora o ONS afirme que existia folga de geração no SIN, houve perda de 2.200 MW, atingindo onze unidades federativas, fato que demonstra ter, o sistema elétrico, em pleno período úmido, operado no limite de sua capacidade.43. Mesmo admitindo-se que a falta de chuvas teve significativa parcela de responsabilidade no agravamento do quadro, não se pode atribuir somente ao fator hidrológico os problemas do setor elétrico. O baixo nível dos reservatórios hidroelétricos não decorreu exclusivamente de um período de poucas chuvas, como o observado no curto período que se iniciou em 2014 e permaneceu até o fim do verão de 2015. 44. O TCU identificou, em diversas fiscalizações, problemas estruturais no setor elétrico que contribuíram para o atual cenário de desequilíbrio energético. 45. O recente Relatório de Levantamento Fisc-Energia Elétrica (TC 013.099/2014-0), que consolida uma série de ‘ações de controle, executadas indistintamente sob os prismas da continuidade do serviço, da qualidade da oferta de energia e da modicidade das tarifas praticadas’, traz um diagnóstico preciso dos problemas atuais do Setor Elétrico, que reflete as fragilidades e

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inconsistências de um segmento de importância crucial para o país e toda sociedade. O relatório conclui que vários problemas impactaram negativamente o equilíbrio entre a oferta e a demanda de energia. 46. Tais problemas, detalhados no mencionado Relatório de Levantamento e reproduzidos na sequência, somados a um período relativamente curto de baixa afluência hídrica, em certa medida, concorreram para a situação atual do setor (in verbis):

‘(...)51. Diversas fiscalizações evidenciaram problemas que impactaram negativamente na oferta de energia e na eficiência do consumo, quais sejam:

a) falhas no planejamento da expansão da capacidade de geração; b) superavaliação da garantia física das usinas geradoras; c) indisponibilidade de parte do parque de geração termelétrica; d) atraso na entrega de obras de geração e transmissão de energia elétrica; e) não realização de repotenciação de usinas existentes; f) diminuição acentuada da relação entre energia armazenada e carga, em razão da expansão da oferta por meio da construção de usinas a fio d’água; g) elevado nível de perdas elétricas no sistema; h) perda significativa de receitas e capacidade de investimento das concessionárias de geração, principalmente estatais, que renovaram concessões nos termos da MP 579/2012; i) emissão de sinal de preço equivocado, na medida em que a redução do valor da tarifa, decorrente da renovação das concessões de geração e transmissão, contrariou cenário desfavorável de oferta e demanda de energia; j) exposição involuntária das distribuidoras aos elevados preços do mercado de curto prazo, em decorrência de cancelamento de leilão de energia existente, em 2012, e ausência de estudos e medidas de contingência ante a não renovação de parte dos contratos de concessões (MP 579/2012).’

47. A gravidade da situação, reforçada no Fisc-Energia, foi muito bem indigitada pelo Ministro Relator, Augusto Sherman Cavalcanti, em 7/5/2014, ao proferir o voto condutor do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, no âmbito da fiscalização sobre segurança energética: ‘No meu entender, existem claros indícios no sentido de que a capacidade de geração de energia elétrica no país configura-se insuficiente, em termos estruturais, para garantir a segurança energética dentro dos parâmetros estabelecidos pelo Conselho Nacional de Política Energética – CNPE’.48. Um fato importante relativo ao nível dos reservatórios das regiões Sul e Sudeste/Centro-Oeste cabe ser destacado: o rápido esvaziamento verificado no segundo semestre de 2012, não obstante o aumento no despacho de usinas térmicas.49. Observou-se um aumento no despacho de usinas térmicas, visando assegurar a oferta de energia elétrica e possibilitar uma maior margem de manobra na utilização dos reservatórios das UHEs. A figura 6, a seguir, apresenta o acréscimo no despacho de usinas térmicas do SIN no decorrer dos últimos três anos, considerando-se a capacidade total disponível. Destaca-se que existe diferença entre a capacidade instalada e a disponível. A diferença entre a disponibilidade (de 17.391 MW) e a capacidade instalada (de 22.268 MW) de usinas térmicas registrada no mês de março de 2015 está sendo tratada no âmbito do TC 019.228/2014-7.

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2.526,35

12.543,63

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Térmicas Convencionais - SIN (MWmed)

497%

Figura 6 – Evolução no despacho de usinas térmicas convencionais (fonte: ONS)50. Cabe ressaltar que as usinas térmicas incluídas no Sistema Elétrico Brasileiro apresentam, precipuamente, caráter suplementar (em virtude da sua facilidade de operação, do elevado custo dessa fonte de geração e dos impactos ambientais causados), buscando atuar apenas de forma subsidiária à atuação das UHEs. No entanto, mesmo no decorrer do ano de 2013 com uma maior incidência de chuvas, principalmente durante o período seco, as térmicas foram mantidas operando continuamente.51. Em 2014, com a piora do cenário hidrológico – conforme pode-se observar na figura 7 a seguir – o despacho das térmicas permaneceu incorporado à geração de base, em virtude da necessidade de se preservar o nível dos reservatórios, que se encontravam em níveis críticos, para o período seco, situação que se manteve ao longo de 2015. 52. Importa salientar que, em reunião com técnicos do MME e do ONS, foi afirmado que a geração hidráulica assumiu, desde 2013, caráter suplementar já que a operação tem priorizado despachar todo parque térmico disponível (mais caro e poluente) para então ativar a geração hidroelétrica das usinas consideradas estruturantes, a exemplo da UHE Furnas (responsável por mais de 17% da região) e UHE Itumbiara (responsável por mais de 7% da região) localizadas na região SE/CO.

131%

84%68%

77%

100%

150%

124%

97%83%

71%85%

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53%38%

63%82%76%

102%88%88%85%

63%68%84%

39%59%

79%89%

100%90%

134%

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jul/

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Energia Natural Afluente SE/CO (%MLT)

Figura 7 – Energia Natural Afluente, em porcentagem do máximo, nos reservatórios dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste (fonte: ONS)

53. Observa-se, a partir da Figura 7, que a Energia Natural Afluente (ENA) na região central do país foi relativamente desfavorável em boa parte do último triênio, mas agravou-se a partir de 2014. A partir de novembro/2013, em apenas três meses a energia natural afluente ultrapassou a Média de Longo Termo (MLT). Comparando-se as MLTs registradas no período crítico (1949-1956)

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com 2014, verifica-se que este último ano foi pior, conforme demonstra a Figura 8, abaixo. A continuar esse quadro, dificilmente os reservatórios atingirão níveis seguros de operação no período úmido 2015/2016.

Figura 8 – Energia Natural Afluente da região Sudeste, comparação ano 2014/2015 com Média Mensal do Período Crítico (1949-1956) (fonte: EPE)54. Conforme pode ser observado na Figura 9 – Energia Armazenada, em porcentagem da Média de Longo Termo, para os subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste abaixo, o que chama a atenção é que a maior redução ocorrida na energia armazenada pelos reservatórios dos subsistemas Sul/Sudeste/Centro-Oeste (os quais são responsáveis por mais de 77% da geração hídrica nacional) deu-se em um período de hidrologia não tão desfavorável (junho a dezembro de 2012). 55. Ademais, observa-se que, ao longo de 2013, os reservatórios retornaram a níveis próximos dos existentes no início de 2012, sofrendo, a partir de então, sucessivas quedas. A criticidade da situação reside no fato de que próximo ao fim do período úmido em abril/2015, os reservatórios encontravam-se com apenas 30% de sua capacidade, tendo ainda por vir o período historicamente seco na região SE/CO.

75%78%75%73%70%72%68%

58%

48%

37%32%30%

38%45%

55%62%62%

65%63%58%

53%49%

44%44%42%35%37%39%37%

41%39%35%

29%26%

20%23%21%23%30%

34%36%39%43%

jan/

12

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12

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2

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Energia Armazenada S/SE/CO (%máx)

Figura 9 – Energia Armazenada, em porcentagem da Média de Longo Termo, para os subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste (fonte: ONS)

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56. Importa destacar que, embora tenha havido aumento do nível dos reservatórios entre março e julho de 2015, a situação permanece exigindo muita cautela, pois o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, responsável por gerar mais de 70% da energia hidroelétrica do país, manteve-se até junho em condição tão desfavorável quanto a registrada no ano de 2014. De agosto a novembro de 2014, a energia armazenada do referido subsistema reduziu-se em 47%, e não há indicações claras de que a situação não possa se repetir em 2015. 57. Verifica-se, outrossim, que – além da hidrologia desfavorável e da existência de problemas estruturantes – decisões operacionais e de coordenação do setor também contribuíram para o atual cenário. 58. Conforme abordado no Fisc-Energia Elétrica (TC 013.099/2014-0), uma decisão que teve forte impacto foi a diminuição momentânea da tarifa, da ordem de 20%, ocorrida em decorrência da renovação de contratos, nos termos da MP 579/2012. Naquela oportunidade, o Governo emitiu sinal via preço ao consumidor de incentivo ao consumo, mesmo diante de um cenário de utilização mais intensiva do parque térmico e da diminuição do nível de reservatórios de água, desconsiderando que menores preços tendem a gerar aumento de consumo. 59. Essa política de redução das tarifas gerou dificuldades financeiras às empresas estatais do setor, que sofreram decremento de receitas com o aceite das prorrogações, e grave problema fiscal. Elevados montantes de recursos públicos, aportes do Tesouro Nacional, foram utilizados para compensar o acionamento de térmicas mais caras e com isso manter a redução no valor das tarifas, o que colaborou para o desequilíbrio das contas públicas, principalmente em 2014.60. Verificou-se ainda demasiada demora nos ajustes tarifários. Medidas que poderiam ter sido adotadas no início da diminuição dos reservatórios, já em 2013, como o realismo tarifário (fim dos subsídios do Tesouro Nacional) e a implementação das Bandeiras Tarifárias, ocorreram apenas em 2015, quando os reservatórios encontravam-se já em seus níveis históricos mais baixos. Dessa forma, o decréscimo de consumo decorrente do aumento de preço da energia ocorreu tardiamente.61. Observe-se que quanto menor o nível dos reservatórios, mais cara se torna a energia e mais insegurança se gera ao sistema, além de outras consequências danosas como insuficiência de água para abastecimento, transporte fluvial, agricultura, entre outros.62. Se a tarifa no mercado regulado estava artificialmente baixa, o preço da energia no mercado de curto prazo alcançou valores excessivamente elevados, ante a escassez de água. A elevação do custo de energia a patamares tão altos trouxe ao sistema elétrico desequilíbrios em diversas vertentes, uma delas, foi a exposição de geradores hidroelétricos, que não alcançaram o nível de geração contratado nas garantias físicas, a prejuízos bilionários, esse tema será especificamente tratado à frente.63. Fato é que ainda que houvesse estiagem e problemas estruturais afligindo o setor elétrico e diminuindo a segurança do sistema, a manutenção artificial pelo Governo Federal de tarifas em patamar baixo, em desacordo com seu custo de produção e nível de oferta, agravou o problema levando ao esgotamento dos reservatórios, tornando as consequências muitos piores para todo o sistema elétrico e a economia brasileira. 64. Ressalta-se ainda que a retração da atividade industrial em 2015, responsável por mais de 40% da demanda nacional de energia elétrica, embora seja um fato grave para a economia nacional, acabou por contribuir para que o cenário de escassez de energia não fosse ainda mais agravado. 65. Mesmo ante a perspectiva de crise de abastecimento no período 2015/2016, o CMSE se mantém otimista ao afirmar que o sistema elétrico apresenta-se estruturalmente equilibrado devido à capacidade de geração e transmissão instalada, e que o Sistema Interligado Nacional dispõe das condições estruturais para o abastecimento do País, dispondo de sobra estrutural de cerca de 7.300 MW médios, considerando o risco de déficit de 5% e os critérios do CNPE (CMSE – Nota Informativa de 8/4/15 - peça 55, p. 3).66. Ainda assim, dada a complexidade do setor elétrico, em seus aspectos estruturais e operacionais, a relação maior que a unidade (> 1) entre a capacidade instalada de geração de

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energia elétrica e o somatório da demanda máxima instantânea não significa que a segurança do fornecimento está garantida, razão pela qual é pertinente que essa Corte de Contas se mantenha em constante vigilância com vistas a acompanhar o planejamento e a implantação das principais medidas emergenciais e estruturantes para o Sistema Elétrico adotadas e em estudo pelo governo ante a perspectiva de crise no abastecimento de energia elétrica.4. CONSTATAÇÕES DO LEVANTAMENTO67. Conforme já destacado no item 3.1, retro, a supervisão do Setor Elétrico está a cargo do Ministério das Minas e Energia, que se encarrega da formulação, do planejamento e da implementação de ações de governo no âmbito da política energética nacional (art. 1º, Anexo I, do Decreto 7.798/2012). 68. A estrutura organizacional do MME conta com uma secretaria exclusiva para o setor elétrico – a Secretaria de Energia Elétrica (SEE), que por sua vez dispõe de um departamento de acompanhamento e controle do setor, o Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico (DMSE), que monitora o desempenho dos sistemas de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, considerando os aspectos de continuidade e segurança.69. O MME preside o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), cuja função é acompanhar e avaliar permanentemente a continuidade e a segurança do suprimento eletroenergético em todo território nacional, particularmente o desenvolvimento das atividades de geração, transmissão, distribuição, comercialização, importação e exportação de energia elétrica.70. O CMSE possui independência para elaborar políticas e formular planos de ação para possíveis riscos do setor. Nesse sentido, propõe diretrizes para adequações regulatórias, para garantia do atendimento e para o planejamento da expansão, bem como monitora a expansão da oferta, o desempenho dos sistemas e as condições de atendimento. Propõe, também, soluções e recomendações de ações preventivas ou saneadoras de situações que afetem, ou que possam afetar a regularidade e a segurança do abastecimento e da expansão do setor de energia elétrica.71. No que se refere à regularidade e à segurança do suprimento, o CMSE estabelece diretrizes para que o ONS proponha medidas especiais de segurança a fim de garantir o suprimento de energia em situações decorrentes de eventos de grande relevância, estando as ações propostas sujeitas à aprovação da Aneel, que tem por finalidade regular e fiscalizar o setor, em conformidade com as políticas e diretrizes do governo federal.72. Nesse contexto, e alinhado ao determinado pelo Acórdão 267/2015-TCU-Plenário, foi encaminhado Ofício de Requisição a cada um dos agentes, a saber: MME - Ofício de Requisição 001-49/2015-TCU/SeinfraElétrica (peça 25) e Ofício de Requisição 001B-49/2015-TCU/SeinfraElétrica (peça 41); Aneel - Ofício de Requisição 002-49/2015-TCU/SeinfraElétrica (peça 26) e Ofício de Requisição 002B-49/2015-TCU/SeinfraElétrica (peça 44); Eletrobras - Ofício de Requisição 005-49/2015-TCU/SeinfraElétrica (peça 29) e Ofício de Requisição 005B-49/2015-TCU/SeinfraElétrica (peça 49); EPE - Ofício de Requisição 003-49/2015-TCU/SeinfraElétrica (peça 27) e ONS - Ofício de Requisição 004-49/2015-TCU/SeinfraElétrica (peça 28).73. Por meio desses ofícios, buscou-se conhecer as principais medidas emergenciais e estruturantes para o Sistema Elétrico adotadas e em estudo pelo governo, identificando o(s) ente(s) responsáveis por agir, os demais entes envolvidos na implantação da medida, as datas de início e previsão de término de aplicação da medida, as razões de justificativa para priorização da medida, o resultado esperado em consequência da aplicação da medida, os investimentos previstos e a forma de execução. Os questionamentos abrangiam todas as medidas adotadas relativas tanto à geração, transmissão e distribuição, quanto regulatórias, de comercialização, de infraestrutura, de desempenho e uso racional, de tarifas e preços e de cooperação com outros agentes, inclusive acordos internacionais; adotadas, em estudo e planejadas para os próximos cinco anos.74. O MME respondeu aos questionamentos da equipe de auditoria por meio dos Ofícios 047/2015-SE-MME de 20/3/2015 (peça 31), 052/2015-SE-MME de 27/3/2015 (peça 32) e 066/2015-SE-MME de 15/4/2015 (peça 43). Em suas respostas, o MME encaminhou planilha contendo a

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relação de medidas emergenciais e estruturantes tomadas pelo Governo Federal, além de planilha contendo as ações perenes de planejamento praticadas pelo MME, EPE, Aneel e Agentes, isoladamente ou em conjunto. Encaminhou, também, na qualidade de presidente do CMSE, as deliberações tomadas nas reuniões realizadas no decorrer do ano de 2014 e início de 2015. Juntamente com as informações foram encaminhados os documentos pertinentes. As medidas, estudos e deliberações trazidas serão detalhadas em tópico seguinte.75. Complementarmente, foi questionado ao MME o custo estimado das medidas de curto prazo, relativamente tanto ao incremento da oferta de energia esperado, bem como sobre o detalhamento das medidas e as ações de monitoramento das obras consideradas prioritárias pelo governo. Foi, também, solicitado Plano de Ação (já elaborado preventivamente) para implantação de programa de redução forçada de consumo de energia elétrica no decorrer de 2015 e/ou 2016, caso as medidas adotadas até então sejam insuficientes para que a oferta de energia supra a demanda efetiva.76. Sobre Plano de Ação com vistas a preparação para um possível racionamento, foi encaminhada resposta especificando as avaliações feitas pelo CMSE, em suas reuniões mensais, com a participação do DMSE/SEE/MME, da Aneel, ONS, EPE, CCEE, Eletrobras, Cepel, bem como as ações buscando dar transparência e publicidade à situação eletroenergética do SIN. Informa que o monitoramento das condições de atendimento do Sistema Elétrico Brasileiro é contínuo, revisado e atualizado periodicamente e que as ações são constantes e acompanham a dinâmica de evolução das condições de atendimento, não indicando, no momento, insuficiência de suprimento energético neste ano de 2015.77. Em Nota Informativa de 8 de abril de 2015 (peça 55, p. 3), o CMSE afirma que o Sistema Elétrico apresenta-se estruturalmente equilibrado, que o SIN dispõe das condições estruturais para o abastecimento do País, embora as principais bacias hidrográficas onde se situam os reservatórios das regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste tenham enfrentado uma situação climática desfavorável. Considerando o risco de déficit de 5%, conforme critério estabelecido pelo Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, há sobra estrutural de cerca de 7.300 MW médios para atender a carga prevista. Por fim, afirma que, na simulação do desempenho do sistema utilizando as 82 séries de energias afluentes observadas no histórico, considerando o despacho pleno das térmicas em 2015, os valores para o risco de qualquer déficit de energia foram 4,9% e 1,2% nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, respectivamente.78. Relativamente ao custo estimado das medidas, o MME não apresentou elementos suficientes para uma avaliação comparativa entre os custos das medidas conjunturais e os de um possível racionamento planejado. 79. Já a Aneel, sobre as medidas de curto prazo que objetivem mitigar uma possível crise no abastecimento de energia elétrica e as de médio e longo prazo que objetivem garantir a segurança e a robustez do sistema elétrico adotadas e planejadas por ela, conforme já apontado no item 2.4 retro, apresentou resposta indicando ser mais adequado direcionar tal questionamento ao CMSE, que detém a competência para detalhar as medidas tomadas e demandar da Aneel o detalhamento das ações que envolvam atividades de regulação e fiscalização (Ofício 15/2015-AIN/Aneel - peça 35).80. A Agência, no entanto, encaminhou informações e documentos decorrentes das ações apontadas pelo MME como sendo da Aneel a responsabilidade por agir (Ofício 23/2015-AIN/Aneel, peça 51).81. Da mesma forma, a Eletrobras, acerca das medidas relativas à geração e à transmissão de energia elétrica, afirmou que cumpre as determinações do MME, do CMSE, da Aneel e do ONS, não lhe cabendo, o planejamento e a adoção de medidas próprias para mitigar o risco de abastecimento. Adicionalmente, afirmou que recebe tratamento institucional e regulatório semelhante ao dos demais agentes públicos e privados do setor, e que não tem competência para conceber ou gerir políticas públicas (Informações das Diretorias de Geração e Transmissão, peça 48). No que se refere aos serviços de distribuição de energia (realizados pelas suas subsidiárias situadas nas regiões Norte e Nordeste), encaminhou detalhamento de ações visando a redução das perdas e a melhoria na

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qualidade do fornecimento (Informações das Diretorias de Geração e Transmissão e Distribuição, peça 50). 82. A EPE, por meio do Ofício 005-AIN/EPE/2015 (peça 33), apresentou documento encaminhado ao MME, em janeiro de 2015, contendo uma série de soluções alternativas para a superação do atendimento no cenário atípico de vazões. O documento aponta ações em vários segmentos (transmissão, geração, instalação de máquina adicionais em hidrelétricas existentes, instalação de termelétricas, de geração distribuída e de eficiência energética). Trouxe, ainda, informações de medidas extraordinárias relativas aos estudos, levantamentos, e habilitação técnica de projetos realizados com vistas a subsidiar o MME nos Leilões, na contratação de geração distribuída e nas contratações de geração térmica de ponta.83. Por fim, o ONS enumerou, por meio da Carta ONS-0476/100/2015 (peça 30), as medidas já tomadas ou propostas para a operação agrupadas em medidas conjunturais, tais como a manutenção de medidas operativas adotada em 2014 e a inclusão de medidas operativas adicionais para 2015; e em medidas estruturantes ligadas à ampliação e a segurança do SIN, além de um conjunto de diretrizes buscando nortear a evolução da Matriz Elétrica Brasileira.84. As medidas apresentadas pelos órgãos demandados foram organizadas nos anexos III – Medidas voltadas à ampliação da oferta de energia elétrica e IV – Medidas voltadas à redução da demanda de energia elétrica. Assim, nos tópicos que se seguem, serão detalhadas as medidas consideradas de maior materialidade e relevância na interpretação da equipe de fiscalização e, de forma consolidada, as demais ações.4.1. Ações visando o incremento da oferta de energia elétrica 85. Considerando as diferentes fontes energéticas existentes na atualidade e as variadas medidas propostas pelo Governo Central envolvendo-as, bem como também o setor de transmissão (necessário ao escoamento da energia gerada), esse tópico será subdividido de acordo com a área de impacto das medidas (geração hidrotérmica; transmissão; fontes alternativas; e geração própria), buscando uma melhor compreensão do leitor.4.1.1. Medidas relativas à geração hidrotérmica86. Considerando o recente cenário hidrológico e as decisões de planejamento e operação tomadas pelo governo (abordados na Seção 3 desse relatório), vê-se que uma das principais linhas de ação adotadas diz respeito à geração hidrotérmica, seja buscando aumentar a oferta de energia através de um acréscimo na incorporação de UTEs à base, ou se utilizando de outras medidas para ampliar a preservação dos reservatórios de cabeceira. A Tabela 6 do Anexo III traz todas as medidas relacionadas, a Tabela 1 a seguir traz uma síntese dessas medidas e, na sequência, o detalhamento de algumas delas.

Tabela 1 – Medidas Conjunturais relativas à Geração Hidrotérmica

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Descrição da Medida Data de início Resultado esperado

Permanência do Parque de Usinas Térmicas de Manaus em 2015 26/02/2015 Aumentar oferta de energia

Permanência do despacho térmico pleno no SIN 11/06/2014 Aumentar oferta de energia

Importação de energia da Argentina 26/03/2015 Aumentar oferta de energia

Importação de energia do Uruguai 26/03/2015 Aumentar oferta de energia

Instalação de máquinas adicionais em UHEs existentes Aguardando Aumentar oferta de energia

Implantação de hidrelétricas reversíveis Aguardando Aumentar oferta de energia

Recuperar disponibilidade da UTE Suape II Concluído Aumentar oferta de energia

Disponibilizar UTE Uruguaina Andamento Aumentar oferta de energia

Viabilizar UTE Cuiabá Andamento Aumentar oferta de energia

Manter política operativa adotada em 2014 Andamento Aumentar oferta de energia e segurança energética

Coordenar manutenção das UHEs e UTEs Andamento Aumentar oferta de energia e segurança energética

Manter estrito acompanhamento das obras de geração Andamento Aumentar oferta de energia e segurança energética

Realizar Leilões especiais de fontes de energia Andamento Aumentar oferta de energia

Redução da defluência mínima: UHEs Sobradinho e Xingó de 1.300 m³/s para 1.100 m³/s, de 1.100 m³/s para 1.000 m³/s e de 1.000 m³/s para 900 m³/s.

23/12/2013 Preservar estoques do Rio São Francisco

Redução da defluência mínima da UHE Três Marias de 500 m³/s para 80 m³/s 27/02/2014 Preservar estoques do Rio São Francisco

Redução da inflexibilidade hidráulica das UHEs Ilha Solteira e Três Irmãos abaixo de 46% V.U. 14/03/2014 Aumento da energia armazenada na bacia do Paraná

Redução da inflexibilidade hidráulica da UHE Barra Bonita abaixo de 48% V.U. ano 2014 Aumento da energia armazenada na bacia do Tietê

Redução da inflexibilidade hidráulica da UHE Promissão abaixo de 29% V.U. ano 2014 Aumento da energia armazenada na bacia do Tietê

Redução da inflexibilidade hidráulica da UHE Mascarenhas de Moraes abaixo de 75% V.U. 31/03/2014 Aumento da energia armazenada na bacia do Grande

Redução da defluência mínima da UHE Porto Primavera para abaixo de 5.500 m³/s 07/04/2014Aumento de flexibilidade hidráulica dos reservatórios a

montante

Redução da defluência mínima da UHE Jupiá para abaixo de 4.000 m³/s. 07/04/2014Aumento de flexibilidade hidráulica dos reservatórios a

montante Rebaixamento da cota de UHE Ilha Solteira até 317,0 m Andamento Aumento da energia armazenada na bacia do Paraná

Operação da UHE Itaipu até a cota de 210,0 mProcesso em andamento.

Aumento de flexibilidade hidráulica na operação da UHE Itaipu

Redução da defluência mínima da UHE Serra da Mesa 06/03/2014 Preservar estoques na bacia do Tocantins

Flexibilização adicional das restrições hidráulicas existentes em várias usinas 22/01/2015 Aumento da flexibilidade hidráulica

Redução da inflexibilidade hidráulica das usinas do Rio Paraíba do Sul. 17/03/2014 Aumento da flexibilidade hidráulica

Redução da Inflexibilidade Hidraulica de vária UHEs

Fonte: Respostas aos Ofícios de Requisição – Data de referência: 19/03/2015.4.1.1.1. Autorização para permanência da geração atualmente disponível do Parque de Usinas Termelétricas, inclusive as provenientes de contratos de locação, localizadas na região de Manaus87. A autorização para que o Parque de Usinas Termelétricas localizado em Manaus continuasse em operação deu-se por meio da Portaria - MME 41/2015 (peça 55, p. 5). Tal portaria reconheceu a necessidade de permanência, de forma excepcional e temporária (até doze meses), da geração disponibilizada por esse parque, sendo responsabilidade da Amazonas Energia a prorrogação dos contratos e as obrigações decorrentes de tal ato. Estabelece, ainda, que o funcionamento do parque pode ser interrompido mediante aviso prévio de sessenta dias.88. A intenção do governo ao adotar tal medida é, além de aumentar a oferta de energia para o ano de 2015, auxiliar na preservação e recuperação dos reservatórios de cabeceira das UHEs, principalmente dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste. Tal necessidade surge, conforme já amplamente abordado na seção 3 desse relatório, das condições hidroenergéticas para o atual ano, as quais ensejam a maximização do uso de todos os recursos energéticos disponíveis no SIN.89. Com a recente interligação da capital amazonense ao SIN, caso a geração térmica em Manaus fosse reduzida, seria necessário importar energia elétrica do restante do sistema integrado, retirando recursos passíveis de armazenamento de outras regiões (Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, principalmente). Com isso, ao término do período úmido de 2015, o sistema como um todo estaria mais exposto à estação seca do ano, reduzindo a segurança energética.90. Ademais, na estação chuvosa de 2015 – assim como ocorrido em 2014 – foi necessário maximizar a exportação de energia do Norte para o Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, buscando o melhor aproveitamento dos excedentes energéticos. Dessa forma, manter o referido parque térmico em funcionamento traz alguma ajuda ao sistema.

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91. Entretanto, a necessidade de manter (por até doze meses) o citado parque térmico traz consigo elevados custos. Além dos impactos ambientais, decorrentes da contínua emissão de dióxido de carbono na atmosfera, a geração térmica apresenta um custo elevado, sendo mais cara que as demais fontes.92. De acordo com o estabelecido na Portaria MME 41/2015 (peça 55, p. 5), o Parque Térmico de Manaus não possui contrato no ambiente regulado, negociando toda sua energia gerada no mercado livre, ficando, assim, vulnerável à oscilação do preço da energia e limitada ao teto do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) – atualmente fixado em R$ 388,00 por MWh. Por apresentarem custos de geração superiores ao teto do PLD, foi necessário definir um meio de ressarcir essa diferença das usinas térmicas geradoras que compõem o referido parque.93. Dessa forma, a mencionada portaria estatuiu que a diferença entre a receita obtida no mercado de curto prazo e os custos envolvidos na geração de cada usina será coberta através do Encargo de Serviço do Sistema (ESS) – após aprovação e autorização da Aneel –, sendo rateada por todos os consumidores nacionais. Embora o MME não tenha apresentado estimativa do custo dessa medida para o sistema elétrico, esta equipe de auditoria procurou estimar de forma conservadora seu custo, conforme se segue.94. Assim considerando que o Parque de Usinas Termelétricas localizado em Manaus acrescenta 386,5 MW médios ao SIN – 47,61% do disponibilizado em maio pelas termelétricas da região Norte (Boletim Mensal de Geração por Estado - ONS - Maio 2015) –, ao custo de R$ 834,70 por MWh (peça 43, p. 3), e sabendo que a geração termelétrica total no mês de maio para o subsistema Norte foi de 1.089 GWh, conforme o ONS (http://www.ons.org.br/historico/geracao_energia.aspx, conforme pesquisa realizada no apontado sítio em julho/2015) temos que o custo total calculado do Parque de Manaus, em decorrência do acionamento pleno em maio/2015, foi de cerca de R$ 433 milhões (1.089*47,61%*834,70*1.000), sendo R$ 202 milhões relativos à compra da energia no âmbito da CCEE, ação que envolve a distribuidora e a geradora e tem preço limitado ao teto do PLD, e R$ 231 milhões custeados via ESS, rateados diretamente entre todos os consumidores nacionais ligados ao SIN.95. De resto, tomando-se o mês de maio/2015 como referência, período em que a geração de energia elétrica (em GWh) oriunda das termelétricas do Norte apresentou-se baixa em relação aos demais meses do presente ano, e assumindo, de forma conservadora, que o preço do MWh no mercado de curto prazo permanecerá no teto do PLD até o fim da vigência da Portaria MME 41/2015, pode-se estimar que o funcionamento do Parque Termelétrico de Manaus (caso permaneça em operação por doze meses) terá um custo total de R$ 5,19 bilhões , sendo R$ 2,42 bilhões relativos exclusivamente à compra de energia no mercado de curto prazo e R$ 2,77 bilhões custeados via ESS.96. Considerando, ainda, que a carga de energia (obtida a partir da geração de energia de todas as usinas despachadas centralizadamente pelo ONS, somada a de usinas programadas pelo operador nacional) em maio/2015 no SIN foi de 42.942,62 GWh (Carga de Energia – ONS – Maio 2015, conforme pesquisa realizada no apontado sítio em julho/2015), observa-se que a colaboração dada por este parque térmico, além de cara, é pouco significativa frente às necessidades de geração (representando apenas 1,21% do total no referido mês), justificando-se apenas em uma situação de excepcional restrição hídrica.4.1.1.2. Permanência do despacho térmico pleno no SIN e estreito acompanhamento das condições hidroenergéticas97. Em sua 144ª reunião, ocorrida em 11 de junho de 2014, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) – presidido pelo MME – deliberou pela permanência do despacho térmico pleno no SIN, considerando a sua importância para a política de operação no cenário de atendimento atual (peça 55, p. 6).98. O despacho fora da ordem do mérito econômico significa que se determinará a produção de todas as usinas termoelétricas a despeito dos sistemas computacionais operativos (Decomp e

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http://www.ons.org.br/historico/carga_propria_de_energia.aspx

http://www.ons.org.br/historico/carga_propria_de_energia.aspx

http://www.ons.org.br/historico/geracao_energia.aspx

http://www.ons.org.br/download/resultados_operacao/boletim_mensal_geracao_estado/BGE_201505.pdf


Newave) não indicarem o despacho de usinas termoelétricas mais caras, cujos valores podem ultrapassar R$ 1.000,00/MWh e provocar forte impacto no aumento das tarifas.99. Há indicativos de que os sistemas computacionais operativos demandam aprimoramentos decorrentes de inconsistências em dados de entrada, trazendo desconfiança nas indicações operativas e subestimando os riscos de desabastecimento, o que justificaria o despacho fora da ordem do mérito. Esse problema está sendo acompanhado no âmbito do TMS Segurança Energética tendo sido tratado no relatório que subsidiou o Acórdão 994/2015-TCU-Plenário.100. De acordo com o ONS (peça 30, p. 1), a política operativa de 2015 deverá manter as ações de 2014, embasadas em três principais medidas: despacho pleno das termelétricas; explorar excedentes energéticos disponíveis no Sul e Norte; e preservar os reservatórios de cabeceira.101. Assim, considerando que os recursos de geração térmica dos subsistemas existentes estão sendo explorados em sua totalidade (inclusive com a entrada em operação da UTE Uruguaiana, despachada em 480 MW desde fevereiro/2015), optou-se por prolongar a atuação ampliada das usinas termelétricas na base – a despeito dos elevados valores de Custo Marginal de Operação (CMO) –, buscando reduzir a exposição do SIN ao assegurar a oferta de energia elétrica e auxiliar na preservação dos estoques armazenados nas principais UHEs de cabeceira.102. Relativamente à utilização da totalidade dos recursos disponíveis para geração térmica, em sua 142ª reunião (ocorrida em 2/4/2014) (peça 55, p. 17), o CMSE solicitou à Aneel, ao MME e ao ONS que diagnosticassem as diferenças entre as capacidades instaladas e as disponibilidades efetivas das usinas térmicas do SIN, apresentando as possíveis providências para o aumento da disponibilidade, de acordo com cada caso. Importa salientar que tal diagnóstico já foi apresentado, em reunião entre os órgãos demandados em 5/4/2015, e está sendo analisado no âmbito do TC 019.228/2014-7, que trata de fiscalização sobre Segurança Energética.103. Finalmente, o ONS, em sua resposta ao Ofício de Requisição 004-49/2015-TCU/SeinfraElétrica (peça 30, p. 4), destaca que é necessário manter permanentemente “estreito acompanhamento das condições hidroenergéticas, visando estimar com antecedência o nível de armazenamento ao final do período úmido”, uma vez que o Operador considera imprescindível chegar ao término da estação seca (fim do mês de novembro) com o nível mínimo de segurança ao final do período seco (NSPS) em ao menos 10% da EAR máxima para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste. Ao término do mês de abril (fim do período úmido), esses subsistemas apresentavam, respectivamente, 33,54% e 27,48% da capacidade máxima, respectivamente (fonte: Boletim Diário da Operação 30/4/2015 - ONS) (peça 55, p. 27).104. Verifica-se que tais níveis, se observado o histórico recente do armazenamento dos reservatórios (janeiro/2012 até o presente), são os mais baixos para o início de um período seco, apesar do despacho térmico pleno e das demais medidas já implementadas, denotando uma situação preocupante. Um acompanhamento diuturno e tempestivo das condições eletroenergéticas se mostra necessário para fornecer ao planejamento a situação mais atualizada da oferta de energia elétrica no país, viabilizando as melhores condições possíveis para a tomada de decisão.105. Tal acompanhamento não exime os responsáveis pela gestão do setor elétrico de se prepararem, de forma transparente, para um possível agravamento da crise. Deve, pois, existir desde já um plano de contingenciamento, caso o desenrolar do período seco traga resultados ainda mais desfavoráveis ao setor elétrico brasileiro, com consequências para o fornecimento de energia elétrica em 2015 ou 2016. O tópico 5.1 aborda mais detidamente o assunto, apresentando os principais apontamentos dessa equipe de fiscalização.106. Cabe salientar que o despacho térmico pleno está contribuindo ainda para o pleito de reequilíbrio dos contratos das geradoras hidráulicas, que, se acolhidos, poderão impactar ainda mais os custos da tarifa de energia elétrica, face ao mecanismo do GSF (Generating Scalling Factor), que será abordado detidamente no tópico 5.2.

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4.1.1.3. Importação de energia da Argentina e do Uruguai107. A importação de energia da Argentina e do Uruguai teve a mesma motivação da observada nas decisões que decidiram prorrogar por até doze meses a operação do Parque Térmico de Manaus: aumento na oferta de energia no curto prazo; preservação dos reservatórios de cabeceira; e auxílio na operação do sistema.108. A autorização para tal importação, de forma excepcional e temporária até 31/12/2015, se deu através da Portaria MME 81 (Argentina) (peça 55, p. 35) e Portaria - MME 82 (Uruguai) (peça 55, p. 28), ambas de 26/3/2015. Em virtude da capacidade das instalações de transmissão para interligação do Brasil a esses países, foram estabelecidos valores máximos de intercâmbio de 2.150 MW para a Argentina e 570 MW para o Uruguai.109. Assim como determinado para o parque de Manaus, na ocasião de se importar energia elétrica gerada por quaisquer dos mencionados países vizinhos – os quais produzirão tal excedente através de seus parques térmicos próprios –, como não há que se falar em garantia física (impossibilitando, portanto, que a comercializadora aufira receita por meio de contratos), a comercialização será efetuada no mercado de curto prazo. 110. Situando-se o custo unitário (R$/MWh) da energia importada acima do teto do PLD, a diferença existente também será coberta através de ESS, rateada, portanto, nacionalmente. Em caso de preços ofertados abaixo do PLD – cenário ‘pouco provável na conjuntura atual’, conforme opinião do MME (peça 55, p. 35) –, a diferença seria capturada na contabilização da CCEE, utilizando esse ‘bônus’ em benefício da conta de ESS.111. A adoção desse intercâmbio de energia apresenta pouco potencial de impacto, pois há cenário de escassez energética também nos países vizinhos, havendo, portanto, pequena margem para saldos positivos de compra de energia. Tal medida, entretanto, pode colaborar em pequena escala para o atendimento de horários de pico entre esses países, havendo trocas energéticas de um lado e do outro em momentos de maior carga. O MME não apresentou estimativa do custo dessa medida, apenas informou que depende das ofertas semanais feitas pelos mercados dos dois países vizinhos (peça 43, p. 3).4.1.1.4. Redução da inflexibilidade hidráulica de várias UHEs, por meio da redução de defluências mínimas, do rebaixamento de cotas de reservatórios e da redução de restrições operativas112. Ao encaminhar para esse Tribunal a relação das medidas adotadas, em implementação ou planejadas devido a atual conjuntura do setor, o MME listou treze ações que versam, em sua essência, sobre a redução da inflexibilidade hidráulica de diferentes UHEs (vide tabela 1, retro). Dessa feita, será realizada uma análise conjunta de todas essas ações, buscando uma melhor estrutura para este relatório.113. Em decorrência da delicada situação em que se encontram os reservatórios das regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, várias das medidas apresentadas pelo Governo possuem como uma de suas intenções o auxílio na preservação/recuperação desses, conforme já exibido em subtópicos pretéritos. Ao propor uma redução na inflexibilidade hidráulica de diferentes UHEs, o objetivo não é diferente.114. Três principais meios são apresentados para se alcançar a mencionada redução de inflexibilidade: redução da defluência mínima; rebaixamento da cota mínima do reservatório; e medidas de flexibilização hidráulica visando a diminuição da disponibilidade mínima de volume útil no reservatório (restrições de nível mínimo impostas por exemplo por nível de tomada d’agua para abastecimento de cidades). 115. Reduzindo a defluência mínima de uma hidrelétrica – como é o caso da UHE Três Marias, que passou de 500 m³/s para 80 m³/s – consegue-se uma redução no volume de água que precisaria ser obrigatoriamente vertido por uma geradora hidráulica, ou seja, diminui-se a quantidade mínima de água que deverá sair do reservatório. A vantagem de tal redução é a possibilidade de aumentar a reservação de água de forma a se permitir maior despacho elétrico em momento posterior, medida importante para garantir o abastecimento de energia nos meses secos que se seguirão.

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116. Em contrapartida, a redução da vazão mínima tende a trazer problemas relacionados a outros usos das águas, pois pode, eventualmente, comprometer o abastecimento humano, o transporte fluvial e a agricultura.117. Já o rebaixamento da cota mínima do reservatório de uma hidrelétrica permite o aumento da flexibilidade hidráulica da usina por meio de uma maior utilização da água armazenada, ou seja, viabiliza a geração de energia com níveis inferiores de armazenamento, dando maiores possibilidades de geração para o operador do sistema.118. Há de se ressaltar, entretanto, que tal medida pode expor os geradores a problemas técnicos de diversas ordens, pois as unidades geradoras, em regra, não foram projetadas para operar em situações tão limites, o que pode reduzir sua vida útil e aumentar as paradas obrigatórias e os custos de manutenção. Além disso, há perda de eficiência na geração, sendo necessário mais água para a produção do mesmo volume de energia, na medida em que ocorre diminuição da queda útil.119. Com esse objetivo o MME enviou ofícios para dezesseis diferentes agentes de geração para que informassem o nível mínimo possível de operação das UHEs de sua responsabilidade, bem como as restrições existentes nesse tipo de operação, para que – caso possível e necessário – o Ministério possa atuar junto aos órgãos competentes no sentido de se obter a flexibilização dessas restrições.120. Insta salientar, conforme relatado em reunião com técnicos de Furnas, que só é possível verificar qual o verdadeiro limite de operação ao se aplicar tais condições extremas nas instalações existentes, ou seja, não há como estabelecer quais os limites máximos e mínimos de operação na teoria, sem que sejam verificados na prática. Dessa forma, não se sabe ao certo a viabilidade da realização dessa medida.121. Por fim, as medidas de flexibilização hidráulica visando a diminuição da indisponibilidade de volume útil no reservatório de determinadas UHEs, a exemplo da UHE Mascarenhas de Moraes, possibilitam o aumento da energia armazenada possível de ser utilizada para a geração de energia. Trata-se de medida estruturante para o setor, já que após a realização de obras, a exemplo de rebaixamento de tomadas d’agua de sistemas de abastecimento de cidades ribeirinhas, aumenta-se o volume útil disponível do reservatório de forma definitiva. 122. A UHE Mascarenhas de Morais, localizada na bacia do Rio Grande, é um importante exemplo dos benefícios dessa medida. A restrição de nível operativo do reservatório provocava uma limitação de utilização de 75% do volume útil, representando um impedimento ao uso de 1.883 hm³ do volume desse reservatório. Por ter situação topológica favorável, cada 1 m³/s de água liberado por essa usina produz 4,6 MW em toda a cascata. Dessa forma, com a flexibilização da restrição do referido volume útil de 75% V.U. para em 12,8% V.U., em novembro/2014, obteve-se uma energia adicional de fundamental importância para o SIN. Apenas para se ter uma ideia do alcance dessa medida, se fosse reduzida a limitação de utilização do reservatório da UHE de 75% para 0%, obter-se-ia uma energia adicional de 3.306 MWmédios durante um período de seis meses, conforme disposto na Nota Técnica 22/2014-DMSE/SEE-MME (peça 55, p. 42). 123. Deve-se destacar que tais mudanças (redução de defluências e cotas mínimas e volume mínimo disponível em reservatório) têm relevantes impactos ambientais, uma vez que alteram a quantidade de água disponível no curso dos rios. Ademais, o aproveitamento dos recursos hídricos para fins diversos da geração de energia elétrica também é afetado.124. Por conseguinte, tais processos de modificação desses parâmetros envolvem diversos agentes, como a Agência Nacional de Águas (ANA), Ibama, ICMBio e demais órgãos socioambientais competentes (inclusive em âmbito estadual), sendo imprescindível a realização dos estudos adequados para que as demais utilidades não sejam substancialmente afetadas.125. A necessidade de atuação de diversos agentes para viabilização dessas mudanças provoca uma interação maior entre esses partícipes, enriquecendo o processo de decisão. Com isso, as discussões evoluem no sentido de melhor aproveitar o bem comum, revertendo em benefícios para a sociedade.

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126. Importa pontuar que, da mesma forma que o despacho térmico, medidas como a redução da defluência mínima poderão ser alvo de pleitos das geradoras hidráulicas acerca do GSF (será tratado no tópico 5.2).127. Em síntese, conforme todo o exposto nesse tópico, as várias medidas de redução da inflexibilidade hidráulica de UHEs, por meio da redução de defluências mínimas, do rebaixamento de cotas de reservatórios e da redução de restrições operativas, iniciadas ao final do ano de 2013, boa parte já concretizadas, produzem efeitos pontuais, alguns desses estruturantes já que permaneceram incorporados ao sistema. No entanto, o MME não demonstrou ter avaliado todos os custos decorrentes dessas medidas (financeiros, ambientais e sociais), os impactos nas demais áreas atingidas, bem como a quantificação dos benefícios em geração de energia elétrica para o SIN.4.1.1.5. Instalação de máquinas adicionais em hidrelétricas existentes, repotenciação de usinas e implantação de hidrelétricas reversíveis128. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE), em ofício encaminhando ao MME e anexado à resposta ao ofício de requisição enviado por essa unidade técnica (peça 33, p. 2), destacou diferentes ações no segmento da geração de energia que “podem contribuir para ampliar a capacidade do sistema para enfrentar cenários adversos”. 129. Adicionalmente à manutenção e expansão do parque termelétrico, já discutido nesse relatório, a EPE traz a possibilidade de se instalar máquinas adicionais em hidrelétricas existentes (repotenciação de usinas), adicionando mais de 2.600 MW ao sistema. De acordo com a empresa, nota técnica pretérita de sua autoria atestou tal viabilidade em seis diferentes UHEs, distribuídas entre os subsistemas Norte, Sudeste/Centro-Oeste e Sul. Ressaltam, contudo, que a implantação de projetos dessa natureza varia de 24 a 36 meses, dependendo das características de cada usina.130. Apesar da capacidade de injetar no sistema uma quantia relevante de potência disponível, tal medida ainda não foi implantada pelo Governo (conforme informações repassadas a essa equipe de fiscalização). Ademais, a ação em comento está sendo analisada com maior profundidade também no TMS Segurança Energética (TC 019.228/2014-7) e foi objeto de deliberações deste Tribunal (Acórdãos 1171/2014-TCU-Plenário).131. Soma-se a essa medida, a possibilidade de repotenciação de usinas geradoras que estejam em operação por mais de 20 anos. O tema foi tratado no TC 021.247/2008-5, no qual o Ministro Relator considerou que a repotenciação “deve ser vista como a melhor estratégia para transformação de ativos de baixa performance em ativos de alta rentabilidade. Esta alternativa aplicada em empreendimentos hidroelétricos permite aumentos de potência de até 23 % (…)”.132. Naquela oportunidade, percebeu-se que faltava avaliação dos reais benefícios da medida e que existia um grande número de usinas que poderiam ser objeto de repotenciação ou modernização. Em decorrência das análises, foi prolatado o Acórdão 1.196/2010-TCU-Plenário, recomendando ao MME que, em conjunto com a EPE, elaborasse estudos mais consistentes visando estimular novos investimentos em repotenciação ou modernização de hidrelétricas, incluindo as vantagens ambientais. Até o presente momento, encontra-se pendente tal avaliação por parte do Poder Concedente.133. Um último ponto relacionado à utilização de diferentes tecnologias em hidroeletricidade, trazido pela EPE, refere-se a uma nova discussão sobre a instalação de usinas hidrelétricas reversíveis próximas aos centros de carga. Tais projetos, na opinião da EPE, conferem flexibilidade à gestão do atendimento à curva de carga, uma vez que “permitem ‘trocar’ a demanda introduzida pelo bombeamento por uma geração confiável nos momentos em que há, pelo mercado consumidor, uma solicitação maior do parque gerador”. Por fim, destacam que o Brasil possui grande potencial para tal tipo de usina e que a alternativa se apresenta “renovada e com grande potencial de viabilidade econômica” frente à mudança na matriz energética e à interessante conjugação com a geração eólica e solar134. A instalação de usinas hidrelétricas reversíveis possibilita aumentar a capacidade de fornecimento de energia elétrica nos horários de ponta, visto que a geração da usina seria acionada nesses momentos de maior necessidade. Por sua vez, o consumo dessa usina (ativação das bombas

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hidráulicas, transferindo água do reservatório em altitude inferior, a jusante, para o reservatório superior, a montante) se daria em horário de menor demanda por energia elétrica (comumente durante a madrugada). As figuras 10 e 11 exibem o funcionamento de uma usina hidrelétrica reversível.

Figura 10 – Usina reversível enchendo o reservatório superior; consumindo energia elétrica (fonte: Voith)

Figura 11 – Usina reversível esvaziando o reservatório superior; gerando energia elétrica (fonte: Voith)135. Tais usinas, entretanto, não ampliam sobremaneira a capacidade instalada do sistema. É bem verdade que pode haver perda energética, uma vez que o gasto de energia para elevar a água, que está associado à eficiência do conjunto de equipamentos de bombeamento, é maior que a energia gerada com a mesma água. No entanto, esse sistema pode ser útil para ampliar a flexibilidade da operação do SIN no fornecimento de energia elétrica nos momentos de maior demanda. Ademais, tratam-se de pequenos reservatórios a céu aberto (assim como os de hidrelétricas convencionais), beneficiando-se também da chuva, a qual elevaria o nível do reservatório de alta, reduzindo a quantidade de água a ser bombeada e aumentando a eficiência do sistema. 136. A viabilização desses projetos, portanto, carece de maiores estudos, os quais, de acordo com as informações repassadas a essa equipe de fiscalização pela EPE, ainda se encontram em estágios bem iniciais, não se vislumbrando a sua aplicabilidade no curto prazo. Além do mais, a EPE salienta a necessidade de tais projetos estarem próximos aos centros de consumo (compreendendo

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máquinas que podem ser rapidamente ligadas e sincronizadas ao sistema) e alerta para a inovação desses projetos, os quais, portanto, demandam análises de viabilidade técnica, econômica e regulatória para implantação.137. Assim, considerando-se a necessidade preeminente de ampliar a oferta de energia elétrica, julga-se oportuno recomendar ao MME que realize estudos conclusivos relacionados à implantação de usinas hidrelétricas reversíveis próximas aos centros de carga, no sentido de mapear o potencial de tais projetos no Brasil, bem como de atestar a sua viabilidade estimando a vantagem de sua inserção na matriz frente às demais possíveis soluções (instalação de usinas térmicas na base, redução do consumo, entre outros).4.1.2. Medidas relativas à transmissão138. Em momentos em que a demanda exige a maior oferta de energia elétrica possível, o caráter integrado do SIN mostra a sua virtude, permitindo que centros de carga cujo subsistema não apresenta geração de energia suficiente para atendê-los sejam devidamente abastecidos, em decorrência das sobras na geração em outras localidades do país. O sistema de transmissão mostra-se fundamental, ao ponto que permitirá ao ONS uma maior margem de manobra na operação.139. Para que essa integração seja aproveitada em sua plenitude, é necessário um robusto e confiável sistema de transmissão, que permita a realização de trocas de energia entre as regiões de maneira segura, garantindo que diferentes localidades sejam atendidas de maneira ininterrupta.140. Assim, buscando ampliar e capilarizar ainda mais o sistema de transmissão, foram propostas medidas também nessa área pelos órgãos arrolados nesse processo, as quais encontram-se exibidas na Tabela 7 do Anexo III e sintetizadas na Tabela 2 a seguir.

Tabela 2 – Medidas Conjunturais relativas à Transmissão

Descrição da Medida Resultado esperado

Viabilizar solução emergencial para escoamento de Teles Pires Aumentar oferta de energia

Monitoramento especial das obras prioritárias de Transmissão - 18 obras Operação do SIN sem restrição na transmissão

Analisar operação com Critério N nas interligações N/NE -SE/CO e Sul- SE/CO Operação do SIN sem restrição na transmissão

Mitigar riscos de desligamento por queimadas Evitar desligamentos

Antecipar entrega de obras de transmissão Operação do SIN sem restrição na transmissão

Revisar Sistema Especial de Proteção da interligação Norte-Sul Operação do SIN sem restrição na transmissão

Fonte: Respostas aos Ofícios de Requisição – Data de referência: 19/03/2015.141. Tais ações visam ampliar a segurança e reduzir a possibilidade de ocorrências como a do dia 19/1/2015 – quando falhas na transmissão entre os subsistemas Norte e Sudeste/Centro-Oeste acabaram por demandar o corte seletivo de carga em 11 unidades federativas –, sobretudo em conjunturas em que a demanda por energia elétrica encontra-se bastante próxima da oferta máxima.4.1.2.1. Acompanhamento das obras de transmissão de Teles Pires142. Uma das medidas relativas à transmissão se refere ao escoamento de energia da UHE Teles Pires (1.820 MW). As obras de transmissão para escoamento da energia gerada por essa usina e interligação das demais usinas do rio Teles Pires ao SIN foram concedidas através do Leilão 002/2012-Aneel, tendo sido separadas em dois diferentes lotes (A e B). 143. Os trechos constantes do lote A apresentam aproximadamente 1.000 km de linhas de transmissão, efetuando ligações (em 500 kV e circuito duplo) entre as subestações (SEs) Paranaíta – Cláudia – Paranatinga – Ribeirãozinho e incluindo o fornecimento de três dessas quatro SEs (Paranaíta, Cláudia e Paranatinga), bem como a ampliação da restante (SE Ribeirãozinho). Vencedora desse lote, a empresa Matrinchã Transmissora de Energia S.A. – TP Norte assinou o Contrato de Concessão 012/2012-Aneel em 10 de maio de 2012, com prazo de 32 meses para entrada em operação comercial (término previsto, portanto, para 10/1/2015).144. Os trechos constantes do lote B foram outorgados à Guaraciaba Transmissora de Energia S.A. – TP Sul, cujo Contrato de Concessão 013/2012-Aneel foi assinado também em 10/5/2012 e estabeleceu também 32 meses de prazo para operação do empreendimento. Nesse lote constava a

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implantação de 600 km de linhas de transmissão, ligando Ribeirãozinho – Rio Verde Norte – Marimbondo II, e o fornecimento de uma SE (Marimbondo II).145. Tanto o Lote A quanto o Lote B tiveram entraves na conclusão das obras e encontram-se com cronograma atrasado. Questionada, a Aneel encaminhou informações sobre a situação dos contratos (resposta ao Ofício 002B-49/2015-TCU/SeinfraElétrica, peça 51). A última estimativa da Aneel para conclusão das obras do lote A indica o término em 30/9/2015, enquanto que para o lote B, a data final apontada é 30/11/2015. 146. Considerando os atrasos das obras de transmissão, e dado o avançado das obras da usina – primeira unidade de geração concluída em janeiro de 2015 - por meio da Resolução Autorizativa 5.050 de 27/1/2015 (peça 55, p. 50), a Aneel autorizou a TP Norte a implantar reforços nas instalações de transmissão de sua responsabilidade, buscando interligar de forma provisória a UHE Teles Pires ao SIN, como solução alternativa para mitigar os atrasos das obras relativas ao Contrato de Concessão 012/2012-Aneel e devido à necessidade premente de injetar no sistema a energia já em condições de ser gerada pela UHE Teles Pires (total de 1.820 MW).147. Inicialmente, o prazo para entrada em operação desses reforços se encerrava em 30/4/2015. Entretanto, a Aneel constatou (após inspeção de campo em março/2015) que a construção desses reforços, estava atrasada e com previsão para conclusão em 31/7/2015, prazo de difícil execução – na opinião da equipe de fiscalização da agência. Segundo informações obtidas em reunião, a Aneel e o DMSE/MME vêm mantendo constante acompanhamento da execução dessas obras.148. Trata-se, portanto, de ponto passível de controle por este tribunal, devendo ser oportunamente avaliada sua relevância, risco e materialidade, frente a outras possíveis fiscalizações, para eventual inclusão no planejamento dos trabalhos da SeinfraElétrica, de forma a garantir o alcance da máxima efetividade do controle ante os recursos existentes para fazê-lo.4.1.2.2. Obras prioritárias de transmissão149. Não só novas instalações ou inclusão de novas fontes de energia foram citadas pelos órgãos demandados como medidas para se amainar o momento vivido pelo setor elétrico. Um melhor acompanhamento e fiscalização dos empreendimentos em execução também foram apontados como alternativa para melhorar as condições de operação do SIN.150. Nesse sentido, o ONS elencou 18 obras de transmissão (Anexo III, tabela 8) que considera prioritárias (ratificadas pelo MME, inclusive em audiência pública do titular da pasta no Plenário da Câmara dos Deputados), em virtude de reforçarem as interligações regionais, constituírem parte da solução de escoamento de energia das usinas da região e integrarem sistemas isolados.151. Visando garantir o cumprimento dos prazos existentes para cada um dos empreendimentos (a data prevista para entrada em operação da última obra elencada como prioritária é 31/5/2015), o MME sugere ações de monitoramento especiais para viabilização dessas obras, através de um acompanhamento detalhado realizado pelo CMSE, com convites aos agentes responsáveis para apresentar o andamento das obras em reuniões do Comitê.152. A EPE também lista alguns empreendimentos de transmissão (os quais encontram-se, em sua maioria, na lista de prioridades do MME) que considera conveniente ampliar as iniciativas para que a entrada em operação seja antecipada, principalmente daqueles que possuem impacto direto na interligação dos subsistemas ou no escoamento de geração de grandes usinas (Anexo III, tabela 9). A empresa destaca que a conclusão de tais empreendimentos aumentaria em cerca de 5.200 MW a capacidade da interligação Norte/Nordeste para Sudeste/Centro-Oeste e contribuiria de forma relevante para o atendimento do aumento de carga esperado para a região Sudeste nos próximos dois anos, além de melhorar as condições de atendimento da carga, especialmente no subsistema Sudeste/Centro-Oeste.153. Ademais, importa mencionar também que o operador mantém aberta desde 2014 a interligação Sudeste/Nordeste (conjunto de linhas de transmissão com, aproximadamente, 1.050 km de extensão que conecta as duas regiões), possibilitando uma elevação das transferências dos excedentes

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energéticos do Norte, e reforça a importância da entrada em operação do Bipolo 2 do Linhão do Madeira (em testes de comissionamento e previsão para conclusão em maio/2015), que permitirá um maior escoamento para o Sudeste da energia gerada pelas usinas do rio Madeira.154. Assim sendo, um melhor acompanhamento desses empreendimentos considerados prioritários trará ganhos nas condições de operação do SIN. Trata-se, portanto, de ponto passível de controle por este tribunal, devendo ser oportunamente avaliada sua relevância, risco e materialidade, frente a outras possíveis fiscalizações, para eventual inclusão no planejamento dos trabalhos da SeinfraElétrica, de forma a garantir o alcance da máxima efetividade do controle ante os recursos existentes para fazê-lo. 4.1.2.3. Aumentar a capacidade de transferência de energia entre os subsistemas do SIN155. Além das já citadas obras prioritárias de transmissão, outras medidas poderão ser adotadas para ampliar a capacidade de transferência de energia entre os subsistemas do SIN.156. O MME sugeriu ao ONS uma análise dos ganhos e riscos associados à operação com critério N nas interligações existentes entre o subsistema Sudeste/Centro-Oeste e os demais subsistemas do país, inclusive com a implantação de sistemas especiais de proteção (SEPs). De acordo com o ministério, tal forma de operação conferiria maior flexibilidade operativa ao SIN, permitindo melhor aproveitamento dos excedentes energéticos e diminuição das restrições de transmissão. 157. Mostra-se necessário alertar que reduzir o critério de segurança de N-1 para N significa retirar a redundância existente na interligação Norte-Sul, ou seja, caso ocorresse algum problema na operação do ramal principal de transmissão, com um critério de segurança N, não haveria uma linha redundante disponível para dar continuidade a essa transmissão do ramal principal, levando a uma interrupção dessa transmissão.158. Dessa maneira, apesar de se aumentar a capacidade de transmissão e permitir uma flexibilização maior na operação, a interligação ficaria mais exposta a intempéries, mesmo com a revisão e implementação de SEPs, uma vez que o ramal principal de transmissão perderia seu backup.159. Respondendo à solicitação do MME, o ONS avaliou a necessidade de se revisar tal critério de operação (peça 30, p. 4), entretanto não identificou, até o presente momento, condições para essa flexibilização. Trata-se pois, de medida inconclusa, de impacto na operação e que poderá ser reavaliada pelo ONS a qualquer tempo.4.1.3. Medidas relativas a fontes alternativas160. A evolução da matriz energética brasileira é acompanhada de uma diversificação das fontes geradoras. Conforme já abordado na seção 3 desse relatório, observa-se o aumento de energia elétrica gerada a partir das fontes eólica, solar e biomassa, ganhando representatividade e importância na oferta. À medida que as tecnologias relacionadas a essas formas de produção evolui, aumenta a capacidade de geração dessas, tornando-as soluções cada vez mais viáveis e atrativas.161. Dessa forma, buscando sempre ampliar a oferta de energia elétrica a preços moderados, que auxiliem no respeito ao princípio basilar da modicidade tarifária, o Governo apresentou medidas sintetizadas na Tabela 3, a seguir, (detalhamento no Anexo III, Tabela 10) voltadas para uma maior difusão das fontes alternativas, visando dar seguimento à ampliação da participação dessas na matriz energética brasileira.

Tabela 3 – Medidas Conjunturais relativas à Fontes Alternativas

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Descrição da Medida Data de início Resultado esperado

Leilão de Fontes Alternativas Realizado Aumentar oferta de energia/diversificação da matriz

Leilão A-3 - 2015 agosto-15 Aumentar oferta de energia/diversificação da matriz

1º Leilão de Energia de Reserva 2015 agosto-15 Aumentar oferta de energia

2º Leilão de Energia de Reserva 2015 novembro-15 Aumentar oferta de energia

Monitoramento dos cronogramas de obras de geração e transmissão - Parques Eólicos abril-14 Aumentar oferta de energia

Viabilizar a exploração dos recursos de geração distribuída Andamento Aumentar oferta de energia

Estudar alternativas de financiamentos e fomento para o Setor sucroenergético Andamento Aumentar oferta de energia

Desenvolver mecanismos de incentivos para disseminar geração distribuída Andamento Aumentar oferta de energia

Estudar alternativas para contratação e comercialização oriundas de sistemas fotovoltaicos Andamento Aumentar oferta de energia

Fonte: Respostas aos Ofícios de Requisição – Data de referência: 19/03/2015.162. Da tabela denota-se a intenção do Poder Concedente de ampliar a participação de fontes alternativas, por meio da previsão de realização de quatro leilões em 2015 envolvendo geração de energia através de usinas eólicas, solares ou a biomassa, quais sejam: Leilão de Fontes Alternativas 2015, realizado em 27/4; Leilão A-3 2015, previsto para 21/8; 1º Leilão de Energia de Reserva 2015, com realização prevista para 28/8; e 2º Leilão de Energia de Reserva 2015, a ser realizado em 13/11. Uma análise mais detida dos resultados dos leilões será realizada posteriormente nesse relatório (seção 5, tópico 5.3).163. Observa-se, também, outras medidas de fomento de fontes alternativas complementares, tais como a geração distribuída e o setor sucroenergético, que serão detalhadas a seguir.4.1.3.1. Geração distribuída164. Apesar do crescimento verificado ao longo da última década, observa-se que as fontes alternativas possuem um enorme potencial de contribuição para a matriz elétrica brasileira ainda inexplorado. Tal fato já apresenta reflexos no planejamento das concessões do setor elétrico. Acredita-se que é possível amplificar os ganhos no curto/médio prazo com tais fontes, principalmente através da geração distribuída e de projetos inovadores, calcados na evolução da tecnologia.165. Nesse sentido, o MME, por meio do Ministro da pasta em apresentações na Câmara dos Deputados e no Senado Federal (peça 53), trouxe uma ação em andamento que faz referência à geração solar em reservatórios. Tal projeto consiste na instalação de placas solares em flutuadores, aproveitando parte da área dos reservatórios das usinas hidrelétricas para aumentar a participação de energia renovável na matriz energética. Observando a experiência mundial com esse tipo de tecnologia – instalações nos EUA (190 kW); Reino Unido (200 kW); Índia (20,7 kW); e Japão (1,2 MW) – chegou-se à idealização de dois projetos-piloto no Brasil, utilizando os reservatórios das UHEs Balbina e Sobradinho, com a instalação de uma capacidade de 5 MW de geração solar em cada reservatório.166. Em se tratando de projetos pioneiros, que apresentariam a maior capacidade instalada de geração solar em reservatórios do mundo, mostra-se interessante um acompanhamento dos processos envolvidos nessas ações, buscando verificar, principalmente, quais os custos envolvidos frente ao retorno esperado, bem como a eficiência da medida.167. Com relação à geração distribuída, em ofício encaminhado ao MME (peça 33, p. 7-8), a EPE denota que é necessário avaliar a ampliação de incentivos à expansão dessa forma de geração, “tendo em vista os benefícios relacionados à redução de custos em transmissão e redução de perdas”. 168. A criação de um Valor de Referência (VR) específico, já na agenda da Aneel, para a geração distribuída, necessariamente superior ao VR atual, seria uma das linhas de ação, uma vez que tal forma de geração evita perdas nos sistemas de transmissão e distribuição, reduz investimentos nessas áreas e tem impactos na qualidade da energia disponível no sistema de distribuição. Outra linha de ação, também já sendo tratada pelos agentes do SEB, seria a criação de mecanismos de incentivos econômicos, fiscais (principalmente a redução do ICMS) e financeiros que permitiriam favorecer a comercialização de sistemas de geração solar possibilitando uma disseminação da geração distribuída para pessoas físicas, importante complemento aos leilões de geração centralizada dessa fonte de energia.

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169. Ainda não se sabe, entretanto, quais os custos dessas medidas e o impacto no fornecimento de energia e na segurança energética. Nesse sentido, considera-se oportuno recomendar ao MME que realize estudos no sentido de quantificar os custos e os ganhos para a geração de energia elétrica advindos da adoção de medidas de incentivo à ampliação da geração distribuída.4.1.3.2. Setor sucroenergético170. Além dessas alternativas já apresentadas, não se pode esquecer as oportunidades de aumento de geração de energia no setor sucroenergético (usinas a biomassa). Nesse sentido, a EPE trouxe – ao MME – algumas sugestões visando fomentar o desenvolvimento do setor, ampliando sua capacidade de geração (peça 33, p. 6-7).171. Precipuamente, a referida empresa considera oportuno avaliar facilidades de financiamento para o setor, facilitando a aquisição de equipamentos (turbinas de condensação, enfardadeiras de palha, caldeiras de maior pressão e caldeiras de leito fluidizado) que possibilitarão um aumento na geração de energia elétrica, inclusive durante o período de entressafra, uma vez que viabilizarão um aumento da oferta de biomassa para geração de energia e a troca dos equipamentos atuais por outros mais eficientes.172. Nessa linha, por fim, a EPE ressalta que, como medida de curto prazo, deve-se considerar a repotenciação dessas usinas, a qual ocasiona um aumento na geração de energia a baixo custo (por repotenciação, explicam se tratar de ‘intervenções no equipamento que visem ganhos de potência e rendimento’). Não se sabe, no entanto, quais os custos dessas medidas e o seu real impacto no fornecimento de energia e na segurança energética.173. Apesar das sugestões da EPE para esse setor e do fato de terem destacado a possibilidade de ganhos no curto prazo, ensejando em aumento na oferta de energia elétrica, o Governo não apresentou medidas voltadas especificamente para o setor sucroenergético. O desenvolvimento e ampliação da geração de energia por meio de usinas a biomassa, com base nas respostas encaminhadas a esse Tribunal, está sendo incentivado somente através dos leilões de energia, os quais serviriam para instigar o setor a desenvolver-se por conta própria. 174. Assim, considerando-se a possibilidade de se conceder incentivos diretos ao setor sucroenergético, julga-se oportuno recomendar ao MME que realize estudos no sentido de quantificar custos e os ganhos para a geração de energia elétrica advindos da adoção de tais medidas, bem como de atestar a viabilidade e a conveniência de se conceder tais incentivos ao setor.4.1.4. Medidas relativas à geração própria175. Ainda na busca de ampliar a oferta de energia e preservar os reservatórios das UHEs, medidas consideradas excepcionais pelo MME foram formuladas e apresentadas a esse Tribunal. Uma das principais faz referência à compra de energia elétrica gerada por unidades consumidoras, normatizada pela Portaria MME 44, de 10 de março de 2015 (peça 55, p. 56). 176. Essa medida adicional busca incentivar as unidades consumidoras que podem gerar energia por meio de geradores próprios a fazê-lo por períodos mais longos do dia, além do horário de ponta. Atualmente, sem incentivos adicionais, a geração própria dessas unidades costuma durar, aproximadamente, 3 horas diárias (duração do horário de ponta), intervalo no qual o consumidor envida esforços para reduzir a sua demanda própria (seja através da autoprodução de energia, seja por meio da modulação de carga) em virtude do alto valor da tarifa.177. Considerando-se a expectativa de que as termelétricas continuem sendo totalmente despachadas no decorrer desse ano – mesmo com uma melhora no cenário hidrológico, a aquisição de energia elétrica junto às unidades consumidoras mostra-se relevante para a operação do Setor Elétrico Brasileiro, razão pela qual mostra-se oportuna uma melhor avaliação da implementação de tal medida.178. De acordo com o MME (peça 55, p. 58), adquirir energia oriunda da geração própria mostra-se economicamente viável em anos como o atual, em que o Custo Marginal de Operação (CMO) encontra-se em patamares excessivamente elevados. Isso se deve ao fato de que o custo de oportunidade para o consumidor nesses momentos acaba sendo, via de regra, o custo do despacho

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fora da ordem de mérito por necessidade energética (em cenários mais adversos, tal custo é representado pelo custo do déficit).179. Assim, pela Portaria MME 44, foi proposta a realização de Chamadas Públicas através dos agentes de distribuição, para que se possa identificar os consumidores interessados em acionar sua geração própria.180. Somente poderão participar das Chamadas Públicas os consumidores cujas unidades consumidoras atendam cumulativamente aos seguintes requisitos: i) sejam atendidas pelo SIN e por agentes de distribuição de energia elétrica; ii) estejam enquadradas nas modalidades tarifárias horárias (pertencentes ao grupo A); iii) possuam unidades geradoras registradas ou outorgadas; e iv) não tenham, nos últimos cinco anos, montantes de geração para liquidação no mercado de curto prazo, para comercialização ou para autoconsumo remoto registrados na CCEE.181. Buscando regulamentar a referida Portaria, a Aneel abriu a Audiência Pública 012/2015, a qual, através da Nota Técnica 077/2015-SRM-SRD-SRG-SGT-SFF-SCG/Aneel (peça 55, p. 57), de 8 de maio de 2015, sugeriu a seguinte valoração da energia gerada, conforme exibido na Tabela 4.

Tabela 4 – Valores sugeridos pela Aneel para o preço da energia oriunda da geração própria

Combustível Óleo Diesel e Biodiesel

Gás Natural e Biogás

Óleo Combustível Demais Fontes

Preço da energia (R$/MWh)

1.041,86 633,94 603,32 388,48

182. Em 17 de março desse ano, previamente ao início da referida Audiência Pública, a Aneel havia apresentado valores superiores para cada fonte de energia, sendo R$ 1.420,34/MWh no caso de geradores movidos a diesel, R$ 792,49/MWh para geradores a gás e o teto do PLD para as demais fontes (R$ 388,48/MWh). Nota-se, portanto, uma redução nos valores previamente apresentados, uma vez concluída a fase de contribuições da Audiência Pública.183. Importa destacar que a Portaria MME 44/2015 (peça 55, p. 56) não permite que unidades consumidoras que adquirem energia no mercado de curto prazo tenham ‘exposições positivas decorrentes de diminuição da energia elétrica consumida da rede de distribuição’. Ou seja, não será permitido a esses consumidores serem remunerados ao PLD e ao preço da energia sugerido para cada fonte pela Aneel, o que resultaria em percepção de receita indevida.184. Em se tratando de medida excepcional e temporária, a mencionada Portaria estabelece como termo final para os Contratos de Adesão de Geração Própria a serem celebrados o dia 18/12/2015, quando, conforme visão do MME, se inicia o período de cargas mais reduzidas em função dos feriados e se poderá reavaliar a necessidade de continuidade da medida.185. Objetivando a correta aferição da energia gerada por essas unidades consumidoras, essa medição será realizada em separado daquela que verifica a quantidade de energia consumida, sendo facultado ao consumidor excluir do mecanismo a energia gerada durante o horário de ponta. O pagamento por essa energia será feito, prioritariamente, mediante crédito concedido na fatura de energia elétrica e/ou uso do sistema de distribuição.186. Finalmente, as despesas incorridas pelos agentes de distribuição com os pagamentos relativos à geração própria serão ressarcidas por meio do Encargo de Serviço do Sistema (ESS), o qual é rateado entre todos os consumidores atendidos pelo SIN. Observa-se, dessa forma, que uma vez assinados os Contratos de Adesão de Geração Própria, mais custos serão adicionados a conta de luz paga pelos cidadãos, acarretando em mais um aumento.187. Dessa forma, visando-se quantificar o impacto financeiro da medida em comento para os consumidores de energia, essa equipe de fiscalização realizou estimativa do custo de aquisição para cada uma das fontes discriminadas pela Aneel em sua Nota Técnica 077/2015-SRM-SRD-SRG-SGT-SFF-SCG (peça 55, p. 64). A Tabela 5 a seguir exibe as premissas utilizadas nos cálculos.

Tabela 5 – Estimativa do impacto financeiro da geração própria para os consumidores

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Fonte MW médios Meses Horas/mês Preço da energia Total da estimativa

Diesel 1.000 6 90 R$ 1.041,86 R$ 562.604.400,00

Gás 1.000 6 90 R$ 633,94 R$ 342.327.600,00

Óleo 1.000 6 90 R$ 603,32 R$ 325.792.800,00 188. As estimativas consideraram uma quantia de potência média adicionada ao sistema de fácil manipulação (simplificação dos cálculos) e abaixo da capacidade total indicada pela EPE (de até 9.000 MW). Como ainda não há Contrato de Adesão assinado, restando etapas do processo a serem concluídas junto à Aneel e às distribuidoras, estima-se – de forma conservadora e caso seja prorrogado o termo final da Portaria MME 44/2015 – que os contratos produzirão efeitos apenas durante seis meses. Por fim, no que se refere à quantidade de horas de geração por mês, estima-se que – em virtude da capacidade de armazenamento do combustível utilizado, da poluição (aérea e sonora) causada e da predisposição de centros comerciais à geração de energia – os geradores serão acionados durante três horas por dia (além do horário de ponta).189. Dessa maneira, a contratação da geração própria teria um custo aproximado de R$ 1,2 bilhão (para cada 3.000 MWmed.) em seis meses de 2015, valor a ser integralmente pago por todos os consumidores atendidos pelo SIN, o qual interliga cerca de 99% das unidades consumidoras do país. Essa estimativa encerra considerável incerteza, já que, além de prever o acionamento de 3.000 MWmed (segundo dados da EPE, a potência total pode chegar a 9.000 MWmed) durante apenas três horas/dia – entre 14 e 17hs – haja vista as restrições operativas desses equipamentos, considera uma participação igualitária das fontes utilizadas pelos geradores existentes no país (diesel, gás e óleo).190. Em relação à capacidade de geração de energia no SIN – considerando a carga de energia em maio/2015 (42.942,62 GWh) – essa medida terá a capacidade de ampliá-la em aproximadamente 0,63% a um custo anual de R$ 2,4 bilhões (seguindo as premissas adotadas nesse relatório e explanadas no parágrafo anterior), tratando-se, portanto, de medida com custo elevado e baixo impacto na garantia de suprimento. Tal fato pode representar, inclusive, a razão pela qual o próprio MME ainda não tenha induzido as ações necessárias para a implantação dessa medida até a data de conclusão deste relatório.191. Não obstante o custo elevado, a geração própria pode ser importante reserva para atuar em regime de emergência ou mesmo como geração paralela, especialmente se forem utilizados incentivos às fontes complementares de energia, como biomassa, solar e eólica, contribuindo para o desenvolvimento sustentável do setor. Nesse sentido considera-se oportuno recomendar ao MME que realize estudos no sentido de quantificar os custos e os ganhos para a geração de energia elétrica advindos da adoção de medidas de incentivo à ampliação da geração própria por meio de investimentos em tecnologia local. 4.2. Ações visando ao incentivo da redução da demanda por energia elétrica4.2.1. Realismo Tarifário 192. O realismo tarifário decorre do repasse à tarifa, em 2015, por meio de Revisão Tarifária Extraordinária de diversas companhias distribuidoras e do Sistema de Bandeiras Tarifárias, de custos que vinham sendo subsidiados pelo Tesouro Nacional e outros fundos setoriais, em 2013 e 2014. 193. Os subsídios tarifários ocorreram com o objetivo de custear a redução média da tarifa, da ordem de 20%, decorrente da renovação de contratos de concessão de geração, nos termos da MP 579/2012. 194. Sucedeu que, ante a baixa acentuada dos reservatórios hídricos a partir de 2013, houve a necessidade de utilização intensiva do parque térmico, mais caro, custo que seria integralmente repassado para o consumidor por ocasião dos reajustes tarifários subsequentes.195. Além disso, o cancelamento do Leilão A-1 em 30/11/2012 para contratação de energia existente somado ao desinteresse de algumas concessionárias de geração em aderir à prorrogação

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antecipada, nos termos da MP 579/2012, provocou descontratação das distribuidoras que se viram obrigadas a adquirir energia no mercado de curto prazo, valores esses que seriam repassados para as tarifas.196. De forma a evitar o aumento das tarifas e viabilizar a promessa de redução, ressaltando ainda o, então, momento pré-eleitoral, foram destinados no setor elétrico considerado volume de recursos para a manutenção do preço da energia no mercado regulado em valores artificialmente baixos. A Tabela 6 a seguir explicita esses gastos.

Tabela 6 - Gastos Realizados para Redução das Tarifas

Gastos para redução de tarifas (R$ milhões) 2013 2014

Subvenção Subsídios – Desconto tarifário 2.845,7 4.254,5

Subvenção Modicidade – Redução da Tarifa 260,3 452,5

Exposição Involuntária + Térmicas + Diferidos da CVA 9.536,9 26.590,2

Total 12.642,9 31.297,2Dados obtidos no TC 011.223/2014-6, peça 124, p. 14, Tabela 2197. Tal fato impediu os necessários e naturais ajustes via preço para manutenção do equilíbrio da oferta e da demanda de energia. O consumidor ante a equivocada sinalização de preços baixos de energia não reduziu o consumo e agravou ainda mais os problemas relacionados aos níveis dos reservatórios. Quanto menor o nível dos reservatórios, maior se tornou o preço da energia no mercado de curto prazo e a necessidade de despacho do parque térmico, intensificando os problemas financeiros, de segurança energética, com perversas consequências para o sistema elétrico e a economia.198. A implantação tardia do realismo tarifário (Revisão Tarifária Extraordinária das companhias distribuidoras a partir 2/03/2015), apenas em 2015, portanto, aprofundou a crise energética e intensificou suas consequências negativas. Caso adotado no fim de 2013 ou início de 2014, o aumento decorrente das tarifas de energia teria induzido a diminuição do consumo de energia poupando reservatórios. Dessa forma, a crise energética teria sido menos intensa e suas consequências certamente menores.199. O chamado Realismo Tarifário está sendo analisado por essa Corte no TC-003.346/2015-3 por força do Acórdão 993/2015-TCU-Plenário.4.2.2. Bandeiras Tarifárias200. Uma das medidas regulatórias indutoras de uso racional da energia foi a aplicação do Sistema de Bandeiras Tarifárias. Essa medida, que foi adotada este ano em consonância com o Realismo Tarifário, para sinalizar as condições de geração de energia elétrica no país, tem impacto direto na vida do consumidor. Por meio dela, o preço da energia é ajustado mensalmente em conformidade com a elevação ou redução de gastos do setor, trazendo realismo para o preço da eletricidade.201. O sistema considera o rateio compartilhado entre todas as distribuidoras do SIN, dos gastos extraordinários com o uso das térmicas, bem como os adicionais das distribuidoras, a exemplo da compra extra de energia.202. O sistema prevê a classificação dos custos da geração, com base no maior valor do Custo Variável Unitário – CVU – da última usina a ser despachada por ordem de mérito ou por segurança energética, em três níveis: (i) bandeira verde significa condições favoráveis de geração e tarifa normal, sem acréscimo; (ii) bandeira amarela indica que os custos de geração estão aumentando, e por conseguinte ocorre acréscimo na tarifa (R$ 2,50 para cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumidos; e (iii) bandeira vermelha sinaliza maiores custos (o acionamento de grande quantidade de termelétricas, por exemplo), implicando acréscimo ainda maior na tarifa (R$ 5,50 para cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumidos.

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203. Destaca-se que os valores de acréscimo nas tarifas definidos no início da implantação da medida foram alterados para mais, por meio da Resolução Normativa 649 (Aneel), de 27/2/2015, em 83% para a bandeira tarifária vermelha (valor passou de R$ 3,00 para R$ 5,50) e de 66,7% para a bandeira tarifária amarela (passando de R$ 1,50 para R$ 2,50) a partir de março/2015.204. Dessa forma, tal medida atende a duas razões: (i) aumentar a tarifa no momento em que se verifica problemas hidrológicos, de forma a induzir diminuição de consumo e; (ii) diminuir a necessidade de aumento expressivo no capital de giro das distribuidoras, que pagam a compra de energia mensalmente, mas só teriam o repasse necessário para a cobertura dos maiores custos de compra no reajuste anual seguinte. 205. A medida tem previsão legal/normativa - Decreto 8.401/2015 e Resolução Normativa 547 (Aneel), de 16/4/2013, que estabelece os procedimentos comerciais para aplicação do sistema de bandeiras tarifárias. Note-se que embora a Resolução Normativa da Aneel date de 2013, ela somente foi implementada em 2015. Essa demora para a elevação dos valores das tarifas, que pode ter relação com a promessa de redução tarifária em 20% e o momento político eleitoral do Brasil, agravou a crise energética, aumentou os valores da energia no mercado de curto prazo, gerando consequências graves para todo o sistema elétrico. 206. Destaca-se que à referida resolução, foi incorporada, pela Resolução Normativa 649 (Aneel), de 27/2/2015, a obrigação de as Companhias Distribuidoras desenvolverem e implementarem, a partir de 2/3/2015, campanhas publicitárias com o objetivo de esclarecer os consumidores sobre o funcionamento do mecanismo de bandeiras tarifárias.207. Medida nesse sentido foi implementada pelas subsidiárias da Eletrobras, em parceria com a Abradee, nos estados do Acre, Alagoas, Piauí e Rondônia (Amazonas e Roraima não fazem parte do SIN, pertencem ao Sistema Isolado). Também a Aneel mantém em seu site esclarecimentos acerca do funcionamento da Bandeira Tarifária e da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeira Tarifária - Conta Bandeiras (http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=851&idPerfil=2). Na mesma página, apresenta um resumo e as memórias de cálculo relativas à Conta Bandeiras.208. Em síntese, o mecanismo considera os valores realizados dos custos de geração por fonte termelétrica e de exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo, e a cobertura tarifária vigente para cada distribuidora. As distribuidoras com custos menores que a arrecadação das Bandeiras Tarifárias (amarela ou vermelha) transferem o valor adicional arrecadado para a Conta Bandeiras. Na contramão, as distribuidoras que tiveram custos maiores que a arrecadação do adicional das Bandeiras recebem recursos dessa conta para compensar esse custo.209. Dados de março/2015 indicam que o faturamento com o adicional da Bandeira (de 61 empresas distribuidoras), no mês, foi de R$ 1.159.998.798,50, enquanto o custo mensal foi de R$ 1.471.646.855,28 – um déficit de R$ 311.648.056,78. Tal disparidade indica que, mesmo após o acréscimo no valor da Bandeira a partir de março/2015 (em 83% para a bandeira tarifária vermelha e de 66,7% para a bandeira tarifária amarela), ocorreu no mês exposição das distribuidoras de cerca de 20% dos custos.210. Mantidas as condições vividas no mês de março/2015, nas quais evidenciam-se o acréscimo do adicional das Bandeiras, os elevados custos da geração em decorrência do despacho pleno das térmicas, e a redução do consumo em decorrência do acréscimo na conta de energia e na retração da atividade econômica, estima-se que ao final do ano a receita total da conta Bandeiras chegará a quase R$ 13 bilhões , frente a um custo de cerca de R$ 17 bilhões – um déficit aproximado de R$ 4 bilhões .211. Não estão incluídos no Sistema de Bandeiras Tarifárias os estados do Amazonas, Amapá e Roraima. Estes dois últimos estados não fazem parte, ainda, do SIN e, por isso, não estão sujeitos a esse sistema. No entanto, os principais centros de carga do estado do Amazonas (incluindo-se Manaus) estão interligados e, em tese, haveria a obrigação dessa cobrança. Essa matéria está em discussão na Aneel e é um possível ponto de controle por parte deste Tribunal, já que pode expor a Amazonas Energia (Grupo Eletrobras) a perdas financeiras elevadas.

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212. Destaca-se que as Bandeiras Tarifárias estão sendo analisadas por essa Corte no TC 003.346/2015-3 por força do Acórdão 993/2015-TCU-Plenário. 4.2.3. Medidas relativas ao uso racional de energia elétrica213. Em resposta ao questionamento da equipe de auditoria sobre as medidas adotadas, em implementação ou planejadas relativas ao uso racional de energia elétrica dos órgãos arrolados nesse processo (MME, Aneel, EPE, ONS e Eletrobras), apenas a Eletrobras abordou a questão. 214. Campanha publicitária de utilidade pública foi implementada, no ano de 2015, pelas subsidiárias da Eletrobras, em parceria com a Abradee/Aneel (Resolução Aneel 649/2015), nos estados do Acre, Alagoas, Amazonas, Piauí, Rondônia e Roraima visando à adoção, pela população, de hábitos de uso eficiente da energia, para evitar desperdícios e indicando a possibilidade de se reduzir o consumo. Conforme informado pela Abradee, a campanha foi veiculada em todas as regiões em parceria com as concessionárias associadas.215. As ações midiáticas foram custeadas com recursos advindos de programas de P&D. Tais campanhas estão sendo mantidas nos sites das empresas envolvidas, inclusive no da Aneel, e tem como foco principal o consumidor residencial de classes B e C.216. Da parte do Governo, embora não apresentada como medida ante a perspectiva de crise, verificou-se que, em 12/3/2015, o MME lançou campanha publicitária de sensibilização da população denominada ‘Família Luz’ para incentivar o uso consciente de energia elétrica, tendo como público-alvo também o consumidor residencial. Ainda em março/15, o MME aprovou o Guia para Eficiência Energética nas Edificações Públicas (Portaria 75 - peça 55, p. 79) cujo teor considerou várias ações já existentes no governo (subprograma Eficiência Energética em Prédios Públicos, desenvolvido pela Eletrobras, e os resultados da experiência piloto realizada no prédio do MME, com o objetivo de avaliar o potencial de economia para transformá-lo em prédio público com plena eficiência em energia elétrica).217. O entendimento de associações e especialistas consultados é que a sociedade brasileira não tem recebido mensagens claras sobre a abrangência e a profundidade da atual crise de fornecimento de energia elétrica e das incertezas para 2015/2016. Ao contrário, mesmo no auge da crise, o Governo publicamente afastou de pronto qualquer possibilidade de racionamento de energia, afirmando que o sistema está em equilíbrio e é robusto.218. Vislumbra-se que campanha informativa é, além de promotora da transparência das ações governamentais, importante mecanismo indutor de educação da sociedade e valorização dos recursos hidroenergéticos. Prova disso foi evidenciada na resposta positiva dada, na crise de 2001, pela população da região sul, a qual, apesar de não inclusa no racionamento, contribuiu com a redução da demanda com cerca de 9% durante o racionamento e também no pós-racionamento (participação mais intensa do seguimento residencial e comercial). 219. Apesar da situação adversa vivida pelo setor de energia elétrica desde de meados de 2012, e mesmo diante do evidente quadro de hidrologia negativa do ano de 2014, nenhuma campanha de racionalização no uso de energia foi veiculada até fevereiro de 2015, não obstante a existência de normativo da Aneel acerca do direito do consumidor ser orientado sobre o uso eficiente da energia elétrica, de modo a reduzir desperdícios e garantir a segurança na sua utilização (Resolução 414/2010).220. Em função das condições de geração do sistema hidrotérmico brasileiro, as inserções na mídia foram intensificadas, bem mais pela imprensa que pelos agentes do setor. Com o agravamento da crise hídrica no final de 2014 (em 30/12/2014 a energia armazenada das regiões SE/CO e NE chegou a 19,31% e 17,61% respectivamente (peça 55, p. 81) – o reservatório de Furnas estava mais de quatorze metros abaixo do nível normal), a imprensa escrita e falada tratou do agravamento da situação por inúmeras vezes. 221. Da parte do governo, uma participação mais sólida e constante veio somente após a posse do atual titular do MME, o qual por várias vezes pontuou as medidas tomadas pelos vários agentes do

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setor, sob a supervisão/coordenação do Ministério e o acompanhamento do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico, mas sempre com uma postura otimista ante a situação. 222. Dessa forma, entende-se que o Governo Federal não deu a devida transparência da situação energética e hídrica do Brasil à população. Houvesse discurso realista, retratando a gravidade da situação enfrentada, conjuntamente com ações visando induzir a economia desses recursos, tão logo o cenário de escassez se iniciou, certamente a crise por que passa, atualmente, o setor elétrico teria sido menos intensa. 4.2.4. Medidas relativas à eficiência energética223. Uma das medidas estruturantes em curso é a instalação de equipamentos para melhoria da continuidade e da qualidade do serviço de distribuição de energia elétrica efetuada pela Eletrobras, que teve início em maio/2014 e término previsto para setembro/2015, nos estados do Acre, Alagoas, Amazonas, Piauí e Rondônia.224. Trata-se da instalação de religadores automáticos trifásicos, reguladores de tensão e bancos de capacitores nas redes de média tensão das empresas de distribuição da Eletrobras, com custo estimado de R$ 30 milhões. A Eletrobras espera, com a implantação dessa medida, melhorar a qualidade da energia e reduzir perdas técnicas, além de favorecer a redução do risco de penalidades por transgressão de indicadores de qualidade da energia.225. Foram também planejadas e/ou implementadas, pelas empresas distribuidoras do Grupo Eletrobras, medidas – com custo estimado de R$ 345 milhões – voltadas para a redução de perdas não técnicas e à melhoria da qualidade da energia, a saber: (i) Substituição de medidores obsoletos e ramais de ligação, com início em janeiro/2014 e término previsto para junho/2016, nos estados do Acre, Alagoas, Amazonas, Piauí, Rondônia e Roraima; (ii) Implantação de telemedição nos alimentadores de 13,8 kV, iniciada em março/ 2015 e término previsto para março/2016, nos estados do Acre, Alagoas, Amazonas, Piauí e Rondônia; (iii) Implantação de Infraestrutura de Medição Avançada, com início previsto para julho/2015 e término em março/2017, nos estados do Acre, Alagoas, Amazonas, Piauí, Rondônia e Roraima; e (iv) Implantação de Infraestrutura de Medição Avançada - Aplicada a Unidades Consumidoras de condomínios com início previsto para março/2016 e término em março/2017, nos estados do Acre, Alagoas, Amazonas, Piauí, Rondônia e Roraima.226. A redução das perdas no sistema de transmissão e distribuição de energia vem sendo acompanhada pelo TCU em suas fiscalizações há algum tempo. 227. Conforme abordado no Relatório do Ministro Vital do Rêgo - FiscEnergia, o TCU constatou que, em 2010, a perda total com distribuição no País foi de 59,7 TWh (sendo 33,9 TWh de perdas técnicas e 25,8 TWh de não técnicas), ou seja, 13,2% da energia injetada naquele ano (452 TWh). Constatou, ainda, que o nível de perdas no Sistema Manaus alcançou 39% da energia injetada naquela região. Essas afirmações foram feitas ao se avaliar os resultados dos trabalhos de fiscalização relativas ao TC 003.626/2012-1. 228. De forma a ampliar o entendimento, considerando que o parque hidrelétrico brasileiro é capaz de armazenar cerca de 200 TWh em reservatórios, a perda de energia em 2010 consumiu 30% da capacidade de armazenamento do parque hidroelétrico brasileiro. Um montante de perdas nesta proporção representa um custo de R$ 15,2 bilhões por ano, sendo R$ 6,6 bilhões apenas em razão de fraudes, furtos ou falta de medição (perdas não técnicas). 229. A Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica tem acompanhado a situação junto às suas associadas (são 63 empresas em todo país). A Figura 12 apresenta a evolução das perdas comerciais nos sistemas de baixa e média tensão ao longo da última década.

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Figura 12 – Percentual de Perda Comercial no Sistema de Média e Baixa Tensão (fonte: Relatório março 2015 - Abradee)230. Vislumbra-se que a redução das perdas comerciais não é benéfica apenas à concessionária de energia. A diminuição de furtos traz também benefícios ao Estado (pelo aumento da arrecadação de impostos) e ao próprio consumidor (pela redução da tarifa). Essa percepção vem sendo evidenciada nos trabalhos dessa Corte de Contas.231. Nesse sentido, no trabalho de fiscalização relativo ao TC 003.626/2012-1, foi prolatado o Acórdão 336/2014-TCU-Plenário, em que se determinou à Eletrobras que apresentasse plano de ação com o objetivo de reduzir efetivamente as perdas elétricas das distribuidoras integrantes do seu grupo empresarial. 232. Vê-se que as medidas em curso adotadas pelas empresas de distribuição pertencentes ao Grupo Eletrobras estão aderentes às determinações do TCU, contudo encontram-se com baixo nível de implementação, e não se sabe, ao certo, os resultados que efetivamente serão alcançados no combate às perdas. 233. Nesse passo, considerando que foi aberto processo de monitoramento do Acórdão 336/2014-TCU-Plenário – TC 014.013/2014-2 – que tem, dentre outros, o objetivo de acompanhar o plano de ação da Eletrobras em busca de efetiva redução das perdas elétricas, em especial as verificadas nas empresas do Sistema Isolado, vislumbra-se que o tema deva ser aprofundado no âmbito desse processo. A par disso, importa remeter cópia das decisões que vierem a ser prolatadas no processo de fiscalização em curso, acompanhada deste relatório e da peça 50. 234. Por sua vez, é inegável que o problema tem abrangência nacional. Para ilustrar sua magnitude, podemos citar duas concessionárias brasileiras: a Light, no Rio de Janeiro, que registrou perdas comerciais de cerca de 20% em dezembro de 2013 (www.relatoriolight.com.br), e a Celpa, no Pará, cujas perdas não técnicas ultrapassam a casa dos 23%, também em 2013. Dados da Aneel (www.aneel.gov.br) estimam que as perdas na rede de distribuição elétrica são responsáveis por cerca de 15% da energia comprada pelas distribuidoras.235. Embora a Aneel realize regulação sobre esse tema, estabelecendo metas limites de repasse tarifário, com o objetivo de induzir as concessionárias a investir no combate ao furto de energia e na diminuição da perda técnica, a estabilidade dos indicadores a nível nacional em patamares elevados, demonstram que essa política regulatória não tem sido suficiente para a redução efetiva das perdas.236. Trata-se, portanto, de relevante aspecto já visitado por esta Corte de Contas que voltará a ser fiscalizado em momento futuro. Esse tema será considerado entre outros, conforme critérios de

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materialidade, relevância, risco e oportunidade, na realização do planejamento de fiscalizações a cargo da SeinfraElétrica.5. PRINCIPAIS RISCOS SISTÊMICOS DECORRENTES DA ATUAL CONJUNTURA237. No decorrer da análise das várias medidas adotadas ou propostas pelo Poder Público, observou-se a existência de risco na condução da crise hidroenergética observada no ano de 2014 e início de 2015. Isso porque mesmo ante níveis muito baixos dos principais reservatórios localizados nas regiões SE/CO e NE – responsáveis pelo fornecimento de mais de 70% da geração hídrica brasileira –, as ações vieram atrasadas, de forma tímida e pouco transparente. 238. No conjunto das avaliações, foram identificadas, além da necessidade de acompanhamento das medidas em implantação, a presença de riscos com probabilidade de não serem controlados, relacionados com: (i) a inexistência de plano preventivo de ação contendo medidas claras de atuação no caso de agravamento da situação, de forma a inibir comportamentos inadequados nos diversos segmentos do setor; (ii) uma possível despesa adicional para os consumidores, advinda de pleitos de reequilíbrio dos contratos de concessão das geradoras hidráulica devido à suposta mudança inicial das condições de alocação dos riscos hidrológicos; e (iii) a baixa participação de empreendedores nos leilões de oferta de energia realizados nos últimos meses (apontados pelo Governo como cruciais para o incremento da oferta), o que demonstra um aumento do grau de insegurança em investimentos do setor elétrico, cuja consequência poderá ser a insuficiência da oferta ante a demanda e a elevação dos preços.5.1. Inexistência de plano de contingencia para situações de elevado risco de insuficiência energética239. Concluída a análise das medidas apresentadas, entendeu-se pertinente avaliar em que passo o governo estaria preparado para enfrentar um possível agravamento da situação vivenciada pelo setor elétrico.240. Nesse sentido, foi encaminhado Ofício de Requisição 001B-49/2015-TCU/SeinfraElétrica, de 7/4/2015, que, dentre outros questionamentos, solicitou informações e documentos referentes à, eventual, existência de Plano de Contingência para o caso de agravamento da crise hidroenergética. Em caso de inexistência desse planejamento preventivo diante da ocorrência de um cenário adverso, solicitou-se informar as ações internas visando à mitigação dos impactos (item e, peça 41).241. A resposta do Ministério deu-se por meio do Ofício 066/2015-SE-MME, de 15/4/2015, (item e, peça 43), no qual afirma que o Comitê de Monitoramento do Sistema Elétrico monitora as condições de abastecimento e o atendimento ao mercado de energia elétrica do País, avaliando, em cada uma das reuniões mensais ordinárias, dentre outros assuntos, o monitoramento da expansão da geração e da transmissão de energia; a avaliação das condições do atendimento eletroenergético do SIN; e as características dos Modelos Computacionais utilizados para o planejamento da expansão e da operação do Sistema Interligado Nacional.242. O MME afirmou, também, que o Comitê acompanha detalhadamente a operação do SIN e toma as medidas necessárias buscando a segurança, a modicidade tarifária e a universalização do atendimento, por meio de um monitoramento contínuo que é revisado e atualizado permanentemente. Além disso, chama a atenção para a publicação das decisões do CMSE e das programações mensais de operação do sistema (PMO – ONS).243. Por fim, o documento conclui que as ações são constantes e acompanham a dinâmica de evolução das condições de atendimento, não sendo indicado, naquele momento, insuficiência de suprimento energético neste ano de 2015 (Nota informativa publicada em 8/4/2015, peça 55, p. 3). 244. Esse posicionamento evidenciou o fato de que o MME não dispõe de um plano de contingencia detalhando ações e responsabilidades para o enfrentamento de situação crítica de suprimento de energia elétrica no país.245. Ressalte-se que o item 9.2.1 do Acórdão 994/2015-TCU-Plenário questionou explicitamente o MME sobre ‘qual órgão cabe apreciar e deliberar sobre a adoção de medidas de contenção/ redução dos custos/riscos de déficit de energia elétrica, como, por exemplo, a redução

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compulsória de consumo de energia (corte de carga) constante da Resolução Homologatória nº 1.837/2014 da Aneel’. O MME informou que o ordenamento jurídico vigente não define a qualquer órgão ou entidade integrante do setor energético brasileiro, de forma isolada, a competência para apreciar e deliberar acerca da adoção de medidas de contenção/redução dos custos/riscos de déficit de energia elétrica, considerando-se para tanto, as competências concorrentes tanto do Conselho Nacional de Política Energética — CNPE (art. 2°, inciso I, da Lei 9.478/1997), quanto do Comitê de Monitoramento do Sistema Elétrico — CMSE (art. 14 da Lei 10.848/2004, c/c art. 3° do Decreto 5.175/2004), do Operador Nacional do Sistema Elétrico — ONS (art. 13 da Lei 9.648/1998) e da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica — CCEE (art. 22 da Lei 10.848/2004), no tocante à garantia e segurança do suprimento (TC 019.228/2014-7, peça 223, p. 2).246. Assim, de acordo com o MME, as competências de mitigação de risco de abastecimento restam compartilhadas entre os órgãos do setor, que tomam como referência as medidas tomadas em tempos de crise no passado, quando foi necessária a adoção de providências de natureza estrutural e institucional não previstas no arcabouço precedente, em situações excepcionais e de gravidade extraordinária.247. Não há, portanto, a definição de quais medidas serão adotadas por quais órgãos e em que situações.248. Ainda que não houvesse a atual crise hídrica, o sistema elétrico brasileiro opera com riscos controlados de insuficiência energética, existindo, na melhor das hipóteses, uma possibilidade residual de problemas. Não existem sistemas elétricos com risco zero e quanto maior o nível de segurança desejada, maiores as redundâncias e reservas necessárias, o que também é diretamente proporcional ao custo. O modelo nacional, por ser predominantemente hídrico e possuir cada vez menos reservatórios (em termos proporcionais à carga), eleva a imprevisibilidade e o risco de ocorrência de desequilíbrios entre oferta e demanda.249. Tal fato seria já suficiente para a existência de um plano contingencial ou emergencial. Negar a possibilidade de ocorrência de problemas e não se preparar para situações como as que ocorrem é, contudo, expor o sistema elétrico ao improviso, à insegurança, à elevação dos custos e a disputas judiciais, com consequentes prejuízos para toda sociedade.250. Necessário, pois, a elaboração de um plano contingencial que dê previsibilidade na tomada de decisões com o objetivo de reduzir consumo e aumentar a oferta de energia. Esse plano contingencial deve conter a adoção de medidas sequenciais e gradativas, conforme o aprofundamento do risco, disparadas por critérios técnicos e desassociados de possível conjuntura político-eleitoral.251. A existência de plano contingencial corretamente elaborado traz consequências positivas que refletirão tanto na segurança do abastecimento energético nacional, como na segurança jurídica, tornando o ambiente mais atrativo ao investimento privado. 252. Pode-se incluir, nesse plano, medidas atualmente em estudos e outras já utilizadas, como as bandeiras tarifárias, o despacho fora da ordem de mérito, a redução de vazões mínimas, a utilização de geradores comerciais, as campanhas publicitárias para redução do consumo, e até o corte seletivo da carga, entre outros que seriam gradualmente disparados, conforme critérios objetivos relacionados ao risco de desequilíbrios entre oferta e demanda de energia. A adoção de cada medida estaria previamente estabelecida, e com a indicação do responsável por sua implementação. Relevante também, o estabelecimento de regras de atualização do plano e de mecanismos de participação da sociedade.253. Tal plano é, portanto, componente essencial (i) aos instrumentos de planejamento e controle e implementação de ações do setor elétrico, (ii) à transparência, (iii) ao estímulo à participação dos agentes e da sociedade e (iv) à segurança regulatória e jurídica do setor. 254. É nessa esteira que cabe ao Poder Concedente elaborar planos e ações, alinhando-se aos princípios constitucionais da (i) impessoalidade, promovendo decisões orientadas por critérios objetivos, sem fundamentos pessoais e decorrentes de situações que não atendem a finalidade pública, (ii) da transparência, como desdobramento do princípio da publicidade, para dar eficácia jurídico-

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social às decisões bem como promover e estimular a participação dos agentes e da sociedade, e (iii) da eficiência, para obtenção do melhor resultado possível com uso racional dos recursos disponíveis. 255. Ademais, o plano ora discutido é peça fundamental para dar eficiência, eficácia e efetividade ao acompanhamento e avaliação do CMSE, que tem como atribuição, conforme disposto no art. 14 da Lei 10.848 de 15 de março de 2004, acompanhar e avaliar permanentemente a continuidade e a segurança do suprimento eletroenergético em todo o território nacional. 256. Nesse sentido, cabe ao Tribunal impor ritmo à elaboração desse plano, determinando ao Ministério de Minas e Energia – MME que, no prazo de 60 dias, encaminhe ao TCU plano de ação, acompanhado de cronograma de execução, para elaboração de Plano de Contingência para Situações de Elevado Risco de Insuficiência Energética, que preveja, para sua elaboração, a participação de agentes públicos e privados ligados ao setor elétrico, de forma a atender os princípios constitucionais da impessoalidade, da publicidade e transparência e da eficiência. O instrumento deve estar concluído em 30 de abril de 2016 e deve conter, no mínimo: definição clara de critérios objetivos para disparar gradativamente medidas com o objetivo de aumentar a oferta de energia e diminuir o consumo, a definição dessas medidas com a explicitação dos custos e dos benefícios, para o setor elétrico e a sociedade, de cada ação prevista, e mecanismos anuais de revisão do plano de contingência. 5.2. Problemática do Generating Scaling Factor (GSF)257. Uma das consequências da crise hídrica no setor elétrico que chamou a atenção da equipe no decorrer dos trabalhos foi o agravamento da situação financeira das geradoras hidroelétricas em razão de problemas com o GSF, com possível repercussão futura no valor das tarifas.258. O art. 2º da Lei 10.848/2004 estabelece o seguinte:

Art. 2o As concessionárias, as permissionárias e as autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional – SIN deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada, por meio de licitação, conforme regulamento, o qual, observadas as diretrizes estabelecidas nos parágrafos deste artigo, disporá sobre:(...)§ 1º Na contratação regulada, os riscos hidrológicos serão assumidos conforme as seguintes modalidades contratuais:I - pelos geradores, nos Contratos de Quantidade de Energia; (grifo nosso)

259. As usinas hidroelétricas vendem sua energia com a assinatura de Contratos de Quantidade de Energia e, portanto, por força de lei, estão sujeitas ao risco hidrológico. Essas usinas somente podem comercializar montante de energia calculado pelo poder concedente, denominado de garantia física. A garantia física, em tese, é calculada tendo em vista um risco hidrológico de 5%. Simplificadamente, isso quer dizer que em 95% dos cenários hidrológicos, a usina hidroelétrica produzirá pelo menos sua garantia física. Sempre que a produção de energia ficar abaixo da garantia física, a usina hidroelétrica deverá complementar o montante de energia, adquirindo-a de terceiros ou no mercado de curto prazo.260. Para mitigar esse risco, criou-se o mecanismo de realocação de energia (MRE) que objetiva compartilhar entre todas as usinas hidroelétricas o risco hidrológico. O MRE soma as garantias físicas de todas as usinas integrantes e estabelece compensações entre as elas, sem a necessidade de se recorrer ao mercado de curto prazo. O excedente de uma usina compensa a insuficiência de outra. Logo, se em determinado período as usinas participantes do MRE gerarem, no total, por exemplo, 95% da garantia física total do MRE, o GSF será de 0,95 e o MRE ficará deficitário em termos de geração. Ao contrário, se gerarem, por exemplo, 105% da garantia física total das usinas integrantes, o GSF será 1,05 e o MRE ficará superavitário, mesmo que uma determinada usina gere abaixo de sua garantia física (energia assegurada da usina que pode ser vendida). Em suma, o GSF é, na verdade, um valor que representa a somatória das garantias físicas de todas as usinas integrantes. Ele será igual a 1, quando a produção de energia for exatamente igual

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à garantia física, e será maior que 1 se a produção de energia exceder ao somatório das garantias físicas ou menor que 1 quando a produção de energia for inferior. 261. Considerando a probabilidade de risco de déficit, cada usina hidroelétrica estabelece sua estratégia e efetiva contratos de venda de energia de parte ou da totalidade de sua garantia física. Uma hidroelétrica totalmente contratada, em caso de GSF menor que 1, deverá adquirir energia proporcionalmente ao déficit registrado no GSF. Tendo ela energia descontratada, poderá entregar essa energia em cobertura do GSF.262. Ocorre que, devido à grave conjuntura hidroenergética (baixas afluências e reservatórios com níveis muito baixos), os geradores hidroelétricos sustentam que os comandos do ONS fora da ordem de mérito foram responsáveis pela geração de energia em quantidade inferior à somatória de suas garantias físicas, acarretando em GSF menor que 1.263. Segundo dados da CCEE, em todo o ano de 2014 e até abril de 2015 (data final de recebimento de informações), as usinas hidroelétricas geraram abaixo da garantia física em todos os meses. A figura 13, abaixo, detalha os números mês a mês registrados no ano passado.

Figura 13 – Gráfico comparativo da Geração com a Garantia Física no ano de 2014 (fonte: InfoMercadomensal – Boletim 90 – Fevereiro 2015 – CCEE)264. A média estimada para GSF no ano de 2015 é 0,82, já tendo assumido os seguintes valores mensais: 80,6% (janeiro/2015); 78,4% (fevereiro/2015); 78,3% (março/2015) e 81,8% (abril/2015).265. Em razão da própria escassez de água e, consequentemente, de energia, o preço da energia no mercado de curto prazo disparou, alcançando, o limite máximo determinado pela Aneel. Em 2014 o limite foi de R$ 822,83 /MWh. A título de comparação, o valor pago pela energia gerada em Santo Antônio, no mercado regulado, em dezembro de 2013, foi de R$ 109,00 / MWh. 266. Gerando abaixo do contratado, as geradoras tiveram que comprar energia no mercado de curto prazo para honrar seus contratos, a um custo consideravelmente maior. A mídia especializada afirma que as diferenças estimadas em 2014 chegam aos R$ 20 bilhões.267. Em 2015, a Aneel promoveu grande redução do valor máximo da energia para o mercado de curto prazo, para R$ 388,48 / MWh, reduzindo o montante financeiro da exposição dos geradores. Mesmo assim, há especialistas que afirmam que o prejuízo dos geradores hídricos pode chegar a outros R$ 10 bilhões.268. Nesse contexto, a primeira ocorrência de judicialização foi registrada no início de maio. Trata-se de ação impetrada pela SPE Santo Antônio Energia, concessionária da UHE Santo Antônio, na qual a estatal Furnas detém 39% de participação, que alegou exposição esperada da ordem de R$ 1,3 bilhão de reais, obtendo sucesso no TRF 1ª Região (sob recurso). Outras ações se seguiram.

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269. Independente do mérito da questão sobre o GSF discutida no judiciário e também já considerada pela Aneel, que iniciou consulta pública para discutir a questão, fato é que, se por um lado o valor expressivo pode trazer dificuldades financeiramente a algumas usinas hidroelétricas e insegurança a novos investimentos nesse segmento, por outro, o repasse desses valores à tarifa de energia resultaria em mais um elevado aumento para o consumidor. 270. Diante disso, considera-se tal tema relevante, devendo ser objeto de avaliação, ante a utilização de critérios relacionados a materialidade, risco, relevância e oportunidade, por ocasião, do planejamento das fiscalizações da SeinfraElétrica.5.3. Leilões de Energia 2015271. Dentre os temas prioritários apontados pelo titular do MME em audiência pública na Câmara dos Deputados, de 4/3/2015, está a ampliação da oferta. Naquela oportunidade, tratou-se de projetos de geração em andamento (542 usinas, com 39.292 MW de potência), o que demonstra a preocupação no longo prazo. Um ponto, no entanto, foi bastante explorado: os Leilões de Energia previstos para 2015. A Figura 14 a seguir retrata os leilões em andamento (documento revisado pelo MME em 20/3/2015).

Figura 14 – Leilões de Geração – 2015 (fonte: apresentação MME)272. Observa-se, da apresentação do MME, a predominância de fontes alternativas nos três certames detalhados, seja pela possibilidade de resposta mais rápida, seja pelas dificuldades de viabilizar projetos hídricos, ou mesmo pela busca na diversificação da matriz. 273. O primeiro leilão – Leilão de Fontes Alternativas de 2015 – foi realizado em 27/4/15, e habilitou 200 projetos, que totalizavam 4.253 MW. Dentre os habilitados, 172 projetos eram de empreendimentos de energia eólica (3.931 MW), 23 usinas termelétricas a biomassa com entrega prevista para 2016 (57 MW) e 6 projetos de térmicas a biomassa para entrega em 2017 (265 MW). Entretanto, o leilão só contratou energia de 11 usinas, sendo 8 térmicas a biomassa (389,43 MW ao preço de R$ 209,91/MWh) e 3 eólicas (90 MW ao preço de R$ 177,47/MWh), totalizando 479,43 MW de capacidade instalada.

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274. Já o Leilão A-5 2015, realizado em 30/4/2015, habilitou 50 projetos, mas apenas 28 foram inscritos e tiveram aporte de garantia de participação. O número de projetos negociados, por sua vez, foi de apenas 14 usinas, totalizando 1.973,37 MW de capacidade instalada e 1.160,30 MWmédios de garantia física. As tabelas da Figura 15 a seguir, detalham os dados de realização do leilão.

Habilitados Aptos** Negociados Habilitados Aptos** Negociados Habilitados Aptos** NegociadosUHE > 50 MW 1 1 1 150,00 150,00 150,00 93,40 93,40 93,40UHE ≤ 50 MW 2 1 1 81,00 32,00 32,00 49,20 20,30 20,26PCH 25 16 8 425,05 329,42 164,33 236,55 186,71 101,14UTE 22 10 4 6.086,94 2.219,02 1.627,04 3.891,90 1.195,60 945,50Total 50 28 14 6.742,99 2.730,44 1.973,37 4.271,05 1.496,01 1.160,30

Habilitados Aptos** Negociados Habilitados Aptos** Negociados Habilitados Aptos** NegociadosGás Natural 7 2 1 4.348,54 1900,62 1.515,64 2.547,90 1.034,30 867,00Carvão 2 0 0 1.200,00 0,00 0,00 1.045,90 0,00 0,00Biomassa 13 8 3 538,40 318,40 111,40 298,10 161,30 78,50Total 22 10 4 6.086,94 2.219,02 1.627,04 3.891,90 1.195,60 945,50

* Realizado em 30/04/2015** Com inscrição e aporte de garantia de participação

Qtd. Projetos Potência Habilitada (MW) Garantia Física (MWméd.)UTE

Comparativo entre Projetos Habilitados Tecnicamente, Aptos e Negociados no Leilão A-5/2015*

Qtd. Projetos Potência Habilitada (MW) Garantia Física (MWméd.)Fonte

Detalhamento das Usinas Termelétricas

Figura 15 – Comparativo entre Projetos Habilitados, Aptos e Negociados Leilão A-5 – 2015 (fonte: Aneel)275. Observa-se que, nos dois leilões de energia realizados até abril de 2015, o resultado alcançado encontra-se em patamar bem inferior do que o indicado antes da realização do certame.276. O Leilão de Fontes Alternativas contratou montante de potência inferior a 12% da habilitada. O pior resultado ficou com as usinas eólicas: foram habilitados 172 projetos, com capacidade instalada de 3.931 MW, e contratados apenas 3 projetos, de 30 MW cada. Alguns fatores podem ter contribuído para o resultado, dentre eles o prazo para entrada em operação e a redução da capacidade de produção de equipamentos com financiamento do BNDES.277. O Leilão A-5 também não teve boa adesão, apenas 30% da potência foi negociada. Nesse leilão, a pior adesão foi dos projetos de usinas termelétricas: (i) dos sete projetos habilitados de UTE a gás natural, apenas um foi negociado (14%) e, (ii) de treze projetos de biomassa, apenas três foram negociados (23%). Resultado pouco melhor foi registrado nos projetos de PCHs – foram negociados oito projetos, de 22 habilitados (36%).278. Importa destacar que a baixa participação nos leilões não é um fato novo, tendo sido registrada em 2014. O Leilão A-5/2014, realizado em 28/11/2014, não teve um bom resultado. Dos 822 projetos habilitados, 180 fizeram inscrição e aportaram garantia de participação, mas apenas 51 foram negociados. De 29.261 MW habilitados, apenas 4.979 MW (17%) foram negociados. O pior resultado, também naquele leilão, ficou com a fonte eólica: de 578 projetos, apenas 36 foram negociados (14.176 MW habilitados e 925 MW negociados, equivalente a menos de 7%).279. Essa tendência é também observada na geração hidrelétrica. Se analisados os empreendimentos hídricos com capacidade instalada superior a 50 MW envolvidos nos leilões de energia mais recentes (‘A-5 2012’, ‘A-5 2013’, ‘A-5 2013 b’, ‘A-3 2014’, ‘A-5 2014’ e ‘A-5 2015’), é possível verificar que esses apresentaram, juntos, 48 empreendimentos hidrelétricos cadastrados, dos quais somente 12 foram habilitados (25% dos cadastrados) e 6 arrematados (12,5% dos cadastrados).280. Há de se ressaltar ainda a baixa quantidade de empreendimentos hidrelétricos de médio/grande porte cadastrados nos últimos três anos (que somavam 9.096 MW de capacidade instalada), acentuada pela ainda menor quantidade de UHEs contratadas, capazes de ofertar 1.112,4

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MWmed (1.960 MW de capacidade instalada) quando todas as respectivas unidades geradoras entrarem em operação. 281. Tais dados reforçam as mudanças observadas recentemente na matriz elétrica brasileira (salientadas no subitem 3.1.1 desse relatório) e denotam o efeito que os diversos empecilhos relacionados à geração hidrelétrica (dificuldades para obtenção do licenciamento ambiental, projetos de UHEs sem reservatório, problemática do GSF, entre outros) vêm tendo nesse setor, responsável pelos preços unitários (R$/MWh) mais baixos dentre as fontes energéticas disponíveis. Uma discussão mais aprofundada sobre o tema pode ser acompanhada no âmbito do TMS Segurança Energética (TC 019.228/2014-7).282. Mostra-se oportuno salientar que o cadastramento objetivando a habilitação técnica demonstra interesse do empreendedor em participar dos leilões de energia devido às exigências impostas a ele. De acordo com a Portaria MME 21/2008, os empreendedores interessados em propor a inclusão de seus projetos em leilões de compra de energia ‘deverão requerer o cadastro para obtenção da Habilitação Técnica dos respectivos empreendimentos à EPE’.283. Dentre os documentos que devem ser apresentados pelo empreendedor visando à habilitação constam, entre outros (Portaria MME 21/2008, art. 4º, § 3º): (i) cronograma físico dos empreendimentos hidrelétricos, incluindo as datas limite para obtenção das licenças ambientais; (ii) orçamento dos empreendimentos hidrelétricos, incluindo sua conexão ao sistema de transmissão ou de distribuição e os custos socioambientais; (iii) a Licença Prévia emitida pelo órgão ambiental competente, em conformidade com a legislação ambiental; e (iv) os estudo e relatórios de impacto ambiental exigidos no processo de licenciamento ambiental.284. Ressalta-se, ainda, que documentos entregues com a finalidade de cadastramento em leilões pretéritos não são considerados pela EPE (Portaria MME 21/2008, art. 17, caput), devendo a documentação apresentada pelo empreendedor ser sempre exclusiva para cada processo de cadastramento.285. Dessa forma, observa-se que o esforço exigido do empreendedor (custo e tempo) pressupõe, quando da apresentação da documentação exigida, o interesse em se obter um retorno, viabilizado por meio da participação de seu empreendimento no respectivo leilão de energia. Assim um resultado em patamar inferior ao volume de projetos habilitados, mesmo não sendo suficiente para asseverar possível insuficiência futura no abastecimento, indica que existem empecilhos na viabilização de tal empreendimento. 286. Segundo dados do PDE 2023 – EPE, o consumo de eletricidade no país deve crescer dos 535,2 TWh em 2014 para 780,4 TWh em 2023 (www.epe.gov.br/Estudos/Documents/PDE2023.pdf), ou seja, existe expectativa de aumento médio anual de 24,5 TWh de energia, o que representa a necessidade incremento anual de aproximadamente 2.800MW médios ao sistema. Logo, a eficácia dos leilões é fator preponderante para garantia do suprimento de energia, a preços módicos, que o país necessita para um desenvolvimento sustentável. Outro agravante é que o afastamento de investidores em novos leilões implica numa maior precificação da energia.287. Vislumbra-se que pode estar ocorrendo uma forte redução do número de investidores interessados em atuar nesse segmento no momento atual. As causas podem estar associadas às falhas no planejamento, à insegurança regulatória, aos riscos ambientais e o excesso de intervenções no setor, já apontados pelo TCU em outros processos de fiscalização. A solução perpassa por diversos aspectos e setores envolvidos, não sendo, pois, exclusiva da vontade do Poder Concedente.288. O TCU vem dando importante contribuição para o SEB por meio do acompanhamento de questões relevantes e atuais. Assim, entende-se que continuar esse acompanhamento, promovendo ações de fiscalizações específicas sempre que a situação demandar, é e continuará sendo papel intransferível dessa corte de Contas.6. CONCLUSÃO289. Trata-se de levantamento realizado pela Secretaria de Fiscalização de Infraestrutura Elétrica do TCU no Ministério de Minas e Energia (MME), na Agência Nacional de Energia Elétrica

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http://www.epe.gov.br/Estudos/Documents/PDE2023.pdf


(Aneel), nas Centrais Elétricas Brasileira S.A. (Eletrobras), na Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e no Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), com o objetivo de esquadrinhar as medidas emergenciais e estruturantes que podem ser adotadas por tais entes, ante perspectiva de crise do setor elétrico, bem como subsidiar a definição das ações de controle a serem realizadas por esta Unidade Técnica ao longo do biênio 2015/2016.290. O país vive crise hidroenergética, cujo início remonta a meados de 2013 e se acentuou no decorrer de 2014, alcançando seu ápice no início de 2015, mas podendo, ainda, adentrar em 2016 e gerar consequências negativas para os anos que se seguem. A pouca abundância de chuvas, em período relativamente curto, somada a graves problemas estruturais no setor elétrico e morosidade governamental na adoção de medidas gerou como consequência a redução acentuada dos reservatórios hídricos, afetando os diversos usos da água, gerando desabastecimento humano, restrições à agricultura irrigada e ao transporte hídrico e, em especial, diversos problemas no setor elétrico.291. Fato é que os reservatórios das regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste registraram, em 2014 e início de 2015, recordes negativos históricos. O Subsistema SE/CO registrou baixos índices sucessivos em outubro, novembro, dezembro, janeiro, fevereiro e março de, respectivamente, 18,68%, 16,00%, 19,36%, 16,8%, 20,6% e 28,5% em sua capacidade de armazenamento. Desde novembro/2013, a Energia Natural Afluente na região Sudeste/Centro-Oeste ultrapassou a Média de Longo Termo (MLT) em apenas três meses, não havendo expectativa de afluências abundantes para 2015.292. Embora tenha havido aumento do nível dos reservatórios entre março e julho de 2015, a situação permanece exigindo muita cautela, pois o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, responsável por gerar mais de 70% da energia hidroelétrica do país, manteve-se até junho em condição tão desfavorável quanto a registrada no ano de 2014. De agosto a novembro de 2014, a energia armazenada do referido subsistema reduziu-se em 47% e não há indicações claras de que a situação não possa se repetir em 2015.293. A crise de desabastecimento de energia elétrica no país somente não se agravou por conta da retração na atividade econômica pela qual passa o Brasil atualmente (havendo previsão de diminuição percentual do PIB em 1,8% para 2015), juntamente com o aumento no valor das tarifas de energia que, no período de doze meses, aumentou aproximadamente 60%, reduzindo a demanda. Estima-se que o consumo de energia se retraia em 5%, ante o inicialmente esperado pelo ONS, em 2015. 294. Frise-se a vulnerabilidade do sistema elétrico brasileiro a período de estiagem relativamente curto. O TCU identificou, em diversas fiscalizações ao longo dos últimos anos, problemas estruturais no setor elétrico. O Ministro Augusto Sherman Cavalcanti, no âmbito de fiscalização sobre segurança energética, ao proferir o voto condutor do Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário (em 7/5/2014), alertou para a gravidade do problema: No meu entender, existem claros indícios no sentido de que a capacidade de geração de energia elétrica no país configura-se insuficiente, em termos estruturais, para garantir a segurança energética dentro dos parâmetros estabelecidos pelo Conselho Nacional de Política Energética – CNPE’.295. O TCU já havia identificado (Relatório de Levantamento Fisc-Energia Elétrica) como causas estruturais da grave crise que se avizinhava os seguintes aspectos: falhas no planejamento da expansão, superavaliação da garantia física das usinas, problemas no parque térmico, atraso na conclusão de obras, redução na capacidade de armazenamento (usinas a fio d’água), problemas decorrentes da MP 579/2012 e equívocos na política de preços.296. Somam-se a essas questões a morosidade do Governo em reagir à alertada crise que se aproximava. A demora na adoção de medidas para a redução do consumo e aumento da oferta pode ser explicada pelo momento político eleitoral vivido pelo país com eleições presidenciais em curso, combinado com a ausência de um plano contingencial previamente definido.

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297. Repare-se que mesmo com o agravamento verificado dos níveis dos reservatórios a partir de meados de 2013, a política do realismo tarifário, com a retirada dos aportes do Tesouro Nacional para subsidiar as tarifas de energia elétrica, a bandeira tarifária, que já estava regulamentada desde 2013, e a realização de campanhas para economia e uso racional de água e energia foram implementadas apenas em 2015, quando os reservatórios já se encontravam há meses em seus piores níveis históricos. A demora na reação do Governo agravou a crise e suas consequências, que deverão ser sentidas por tempo maior e em maior intensidade na forma de elevação dos preços tarifários e insegurança no abastecimento.298. O que se verifica nesse processo é a inexistência de um plano contingencial, com ações previamente estabelecidas, disparadas segundo critérios objetivos por agentes determinados. Houve sim uma tentativa de adoção de algumas medidas em 2014, essencialmente para aumento da oferta de energia, sem a obtenção de resultados práticos significativos. Fato é que, além do despacho pleno das termoelétricas, as poucas medidas adicionais adotadas proporcionaram um aumento residual na oferta de energia a custos extremamente elevados. Relacionam-se a seguir, resumidamente essas medidas. 299. Acerca da fonte térmica, destaca-se, além da permanência do despacho pleno das usinas termelétricas, a permanência, em princípio até dezembro de 2015, da geração do Parque de Usinas Térmicas de Manaus, de forma a injetar no SIN cerca de 386 MWméd. De forma conservadora, estima-se que o funcionamento desse parque, nos doze meses, terá um custo total de R$ 6,14 bilhões.300. Já relativo à fonte hídrica, foram relacionadas treze ações que versam, em sua essência, sobre a redução da inflexibilidade hidráulica de diferentes UHEs. Os principais meios apresentados para se alcançar a mencionada redução de inflexibilidade são: redução da defluência mínima; rebaixamento da cota mínima do reservatório; e medidas de flexibilização hidráulica visando a diminuição da disponibilidade mínima de volume útil no reservatório (restrições de nível mínimo impostas, por exemplo, por nível de tomada d’água para abastecimento de cidades). 301. A redução da defluência mínima (adotada, por exemplo, na UHE Três Marias), traz como benefício a diminuição da quantidade de água que deve sair do reservatório e a ampliação da quantidade de água armazenada, no entanto traz prejuízo para os demais usos da água a jusante. O rebaixamento da cota mínima do reservatório (UHEs Itaipu e Ilha Solteira) permite uma maior utilização da água armazenada, ou seja, aumenta a flexibilidade operativa da usina, no entanto, expõe os geradores afetados ao risco de operar as usinas no limite de suas condições operativas, além de aumento no consumo de água para gerar a mesma quantidade de energia. Por fim, a diminuição da indisponibilidade de volume útil no reservatório de determinadas usinas (UHE Mascarenhas de Moraes) possibilita o aumento da energia armazenada de forma estruturante para o setor, já que amplia-se a quantidade de água disponível para a geração de energia elétrica.302. No geral, são medidas que aumentam a capacidade de geração, mas trazem consequências para os demais usos da água. Ressalta-se que, no caso presente, não foi possível avaliar todos os custos envolvidos nessas medidas, nem quantificar a oferta adicional de energia. Essas medidas, carecem de estudos sobre suas consequências negativas e reais melhorias na oferta de energia. 303. Outra medida refere-se à instalação de máquinas adicionais em hidrelétricas existentes que dispõem de poços já preparados para conexão futura. Essa medida foi estudada, mas ainda não aprovada, e, segundo a EPE, pode adicionar mais de 2.600 MW ao sistema. Destaca-se que o TCU tem recomendado a adoção de medidas para viabilizar a repotenciação de usinas desde 2010 (Acórdão 1.196/2010-TCU-Plenário).304. Também, foi aventada a possibilidade de implantação de usinas hidrelétricas reversíveis, que geram energia no horário de ponta a partir do reaproveitamento de água reconduzida ao reservatório por meio de estação elevatória, que funciona em períodos de baixa demanda de energia. Dessa forma, poderia ser disponibilizada mais energia para suprimento no horário de ponta. Entretanto, não há estudos conclusivos sobre a viabilidade desses empreendimentos no Brasil.

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305. Sobre o tema ‘Transmissão’, também foram tomadas várias medidas para recuperar, fazer cumprir ou mesmo antecipar os prazos de implantação dos projetos classificados como prioritários pelo MME, que têm impacto direto no aumento da capacidade de intercâmbio entre as regiões e no escoamento da energia de grandes usinas. O MME relacionou dezoito obras prioritárias para acompanhamento. No entanto, ainda não é possível demonstrar a efetividade dessas medidas.306. Dentre as obras prioritárias de transmissão, o escoamento de energia da UHE Teles Pires (1.820 MW de capacidade instalada) merece atenção, já que as obras, com término previsto para 10/1/2015, não foram concluídas no prazo previsto. Não obstante parte das unidades geradoras da usina estarem aptas a entrar em operação, as obras de transmissão encontram-se atrasadas. Alternativamente, por meio da Resolução Autorizativa 5.050 de 27/1/2015, a Aneel autorizou a concessionária a implantar reforços nas instalações de transmissão de sua responsabilidade, buscando interligar de forma provisória as usinas do rio Teles Pires ao SIN. Essas obras de reforços, que tinham prazo para conclusão em 30/4/2015, também não foram concluídas. 307. Ainda visando à ampliação da oferta de fontes alternativas complementares estão em estudo algumas possibilidades, tais como: implantação de placas solares em flutuadores, aproveitando parte da área dos reservatórios das usinas hidrelétricas de Balbina (RO) e Sobradinho (BA); repotencialização de usinas a biomassa; e compra de energia de geradores próprios por períodos maiores no decorrer do dia (via de regra, grandes empreendimentos dispõem de geradores para suprir energia no horário de ponta, no qual a energia fornecida pelo sistema tem custo elevado). 308. De igual modo, foram apontadas medidas visando ao incentivo à redução da demanda por energia elétrica. 309. Medida de destaque foi a idealização de plano de implantação, pelas empresas subsidiárias da Eletrobras, de vários equipamentos visando à eficiência energética e à redução das perdas técnicas e não técnicas na transmissão e na distribuição. Não se sabe, ainda, o grau de implementação desse plano, nem o resultado alcançado, matéria que será objeto de monitoramento do Acórdão 336/2014-TCU-Plenário (TC 014.013/2014-2), que tratou de fiscalização no sistema isolado. 310. Em relação às perdas elétricas a nível nacional, verificou-se que os indicadores encontram-se estabilizados em níveis ainda elevados, demonstrando que a regulação por indução praticada pela Aneel, que limita os repasses tarifários a metas pré-estabelecidas de perdas, não tem alcançado o objetivo desejado.311. Para atacar esse problema, esta Unidade Técnica propôs, no âmbito do TC 003.379/2015-9 (que trata do vencimento das concessões de distribuição de energia), a inclusão de cláusula específica sobre perdas nos novos contratos de concessão, prevendo o estabelecimento de novas sanções para o descumprimento das metas. 312. Apesar da situação adversa vivida pelo setor de energia elétrica desde meados de 2013, e mesmo diante do rápido esvaziamento dos reservatórios no ano de 2014, a despeito do uso de todo o sistema termoelétrico, verificou-se postura pouco transparente por parte do Governo Federal, que negou a criticidade do problema e reafirmou pela imprensa a robustez do sistema e a inexistência de problema. Em virtude disso, medidas voltadas para a economia do consumo de energia não foram adotadas tempestivamente.313. No que concerne a medidas relativas à economia e ao uso racional de água e energia elétrica, verificou-se a implementação tardia, apenas em 2015, de campanhas publicitárias. Nesse ano, foi elaborada campanha de sensibilização da população, denominada ‘Família Luz’, para incentivar o uso consciente de energia elétrica, tendo como público-alvo também o consumidor residencial.314. Uma medida de grande impacto foi o chamado ‘realismo tarifário’, pelo qual houve o repasse à tarifa, por meio da Revisão Tarifária Extraordinária de diversas companhias distribuidoras, de custos que vinham sendo subsidiados pelo Tesouro Nacional e outros fundos em 2013 e 2014. Tais subsídios tinham o objetivo de custear a redução média da tarifa, da ordem de 20%, decorrente da renovação de contratos de concessão de geração, nos termos da MP 579/2012. Para tanto, foram

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destinados ao setor elétrico considerado volume de recursos para a manutenção do preço da energia no mercado regulado em valores artificialmente baixos (R$ 12 bilhões em 2013 e R$ 31 bilhões em 2014). Em consequência, não foram feitos os ajustes de preços decorrente da necessidade de despacho pleno das usinas térmicas, e o consumidor ante a equivocada sinalização de preços baixos de energia não reduziu o consumo. Isso aprofundou a crise energética e intensificou suas consequências negativas. 315. Outro reflexo foi a aplicação do Sistema de Bandeiras Tarifárias, que embora regulamentado pela Aneel desde 2013, somente foi adotado em 2015. A Bandeira Tarifária objetiva sinalizar as condições de geração de energia elétrica no país. Por meio dela, o preço da energia é ajustado mensalmente em conformidade com o acionamento das usinas térmicas mais caras. O Sistema sinaliza ao consumidor, via imediato aumento de preço, um maior custo da energia e alivia o caixa das distribuidoras de energia que são obrigadas a desembolsar valores mais elevados na compra de energia térmica cara. O atraso na implementação das Bandeiras Tarifárias pode estar relacionado ao momento político eleitoral e à promessa de redução no valor da energia feita pelo governo em 2012. As consequências do atraso de sua implementação foi o aprofundamento da crise energética.316. Dois aspectos devem ser destacados nesse tema: i) a receita total da conta Bandeiras deve chegar a quase R$ 13 bilhões, em 2015, frente a um custo estimado de R$ 17 bilhões – déficit aproximado de R$ 4 bilhões, que ainda serão repassados para a tarifa na ocasião do reajuste anual das distribuidoras; ii) a Amazonas Energia, concessionária do grupo Eletrobras, não implementou o Sistema de Bandeiras e poderá ter prejuízo decorrente disso. O primeiro ponto está sendo acompanhado no âmbito do TC 003.346/2015-3 (CDE) e o segundo será considerado entre outros temas relevantes no planejamento das fiscalizações a serem desenvolvidas pela SeinfraElétrica.317. Outro problema verificado relacionado ao GSF (Generating Scalling Factor ou Fator de Ajuste do MRE), fator este relacionado com o risco hidrológico alocado às geradoras e é um indicador que evidencia quando as usinas geram abaixo da soma de suas garantias físicas. Sempre que a produção de energia ficar abaixo da garantia física, a usina hidroelétrica deverá complementar o montante de energia, adquirindo-a de terceiros ou no mercado de curto prazo.318. Ocorre que, devido à grave conjuntura hidroenergética (baixas afluências e reservatórios com níveis muito baixos), os geradores os geradores hidroelétricos sustentam que os comandos do ONS fora da ordem de mérito foram responsáveis pela geração de energia em quantidade inferior à somatória de suas garantias físicas, acarretando em GSF menor que 1. Gerando abaixo do contratado, as geradoras tiveram que comprar energia no mercado de curto prazo para honrar seus contratos, a um custo consideravelmente maior. A mídia especializada afirma que as diferenças estimadas em 2014 chegam aos R$ 20 bilhões, e a previsão para 2015 é que ultrapassarão outros R$ 10 bilhões, abrindo espaço para um desgastante processo de judicialização. 319. Independente do mérito da discussão travada entre o poder concedente e as geradoras, fato é que o valor da demanda é expressivo e pode trazer dificuldades financeiramente a algumas usinas hidroelétricas, trazendo insegurança a novos investimentos nesse segmento. Por outro lado, há risco de repasse desses valores à tarifa de energia, que resultaria em novos e substanciais aumentos aos consumidores. 320. Por fim, uma última questão levantada está relacionada com os leilões previstos para serem realizados no decorrer de 2015, apontados pelo MME como medida crucial para o incremento da oferta de energia. Os dados trazidos pelo órgão apontam para uma predominância dos leilões de fontes alternativas. 321. Dos leilões relacionados, dois já foram realizados: Leilão de Fontes Alternativas de 2015 – foi realizado em 27/4/15, e Leilão A-5 - 2015, realizado em 30/4/2015. O resultado alcançado nesses certames encontra-se em patamar bem inferior ao indicado antes da realização do evento.322. O Leilão de Fontes Alternativas contratou montante de potência inferior a 12% da habilitada. O pior resultado ficou com as usinas eólicas que contratou apenas 3 projetos de 30 MW

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cada. Também o Leilão A-5 não teve boa adesão, com apenas 30% da potência negociada. Nesse leilão, a pior adesão foi dos projetos de usinas termelétricas, em especial a gás natural, com apenas 14% de adesão. 323. A baixa participação nos leilões de geração também foi observada em 2014, que contratou apenas 17% dos projetos habilitados. Especificamente sobre a geração hidrelétrica, essa situação vem se repetindo desde 2012. Em seis certames, apenas 12,5% dos projetos cadastrados foram arrematados, situação que se agrava em decorrência da inexistência de projetos de usinas hidrelétricas de maior porte e com reservatório.324. Cabe salientar que o cadastramento objetivando a habilitação técnica, em tese, demonstra interesse em participar dos leilões de energia, visto que é exigido um esforço considerável do empreendedor para inclusão de um projeto no leilão. Assim, a contratação em patamar muito inferior ao volume de projetos habilitados, mesmo não sendo um fato suficiente para asseverar possível insuficiência futura no abastecimento, indica que existem empecilhos na viabilização de empreendimentos de geração de energia elétrica. 325. Segundo dados do PDE 2023 – EPE, o consumo de eletricidade no país deve crescer mais de 45% até 2023. A eficácia dos leilões é fator preponderante para a garantia do suprimento da energia, a preços módicos, que o país necessita para um desenvolvimento sustentável. Vislumbra-se que pode estar ocorrendo uma redução do número de investidores interessados em atuar nesse segmento em decorrência de falhas no planejamento, insegurança regulatória, riscos ambientais e do excesso de intervenções no setor já apontados pelo TCU em outros processos de fiscalização. Outro agravante é que o afastamento de investidores em novos leilões implica numa maior precificação da energia.326. Em última análise, vê-se que o Governo tem tentado adotar medidas conjunturais para reverter a situação de crise iminente de abastecimento, mas não demonstrou ter avaliado os custos de tais medidas para o setor e para a sociedade. Não se sabe ao certo também quais os benefícios das medidas ante uma avaliação adequada de soluções alternativas. 327. Mais grave é a inexistência de um plano contingencial, com ações previamente estabelecidas para serem disparadas segundo critérios objetivos, por agentes determinados, no caso de agravamento da situação, livres da circunstância político-eleitoral. É preciso inibir comportamentos que não atendam precipuamente a finalidade pública por meio de regras claras e objetivas definidas antes de instalada uma possível crise. Tal preparação deve ser cuidadosa e contar com a participação dos agentes públicos e privados. 328. Nesse sentido, cabe ao Tribunal impor ritmo à elaboração de medidas preventivas necessárias, determinando ao Ministério de Minas e Energia – MME que elabore e apresente ao TCU plano de ação, acompanhado de cronograma de execução, para elaboração de Plano de Contingência para Situações de Elevado Risco de Insuficiência Energética. Tal plano deve ser perene e pensado como instrumento fundamental das decisões envolvendo medidas relacionadas aos riscos conjunturais e estruturas de déficit de energia elétrica que possam assolar o país no futuro, haja vista que tais riscos são inerentes ao sistema hidrotérmico brasileiro.329. Por fim, entende-se que, com o atual panorama do setor elétrico, torna-se imprescindível a escolha cuidadosa dos temas que serão objeto de controle por parte deste Tribunal, dado o vasto leque de questões relevantes que afetam atualmente o sistema, bem como a restrita força de trabalho com capacidade para fiscalizá-los. Dessa forma, o Anexo V (peça 56) relaciona temas relevantes identificados neste levantamento que deverão ser considerados, ante critérios de materialidade, risco, relevância e oportunidade, juntamente com outros temas, no planejamento das ações de controle a serem realizados pela SeinfraElétrica. 7. PROPOSTA DE ENCAMINHAMENTO330. Diante do exposto, submetem-se os autos à consideração superior, para posterior envio ao Exmo. Sr. Ministro-Relator José Múcio, propondo:

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330.1. determinar ao Ministério de Minas e Energia – MME, com base no art. 250, II, do RI/TCU, que, no prazo de 60 dias, encaminhe ao TCU plano de ação, acompanhado de cronograma de execução, para elaboração de Plano de Contingência para Situações de Elevado Risco de Insuficiência Energética, de forma a atender aos princípios constitucionais da impessoalidade, da transparência e da eficiência, devendo o plano observar as seguintes diretrizes mínimas em sua elaboração: conclusão definitiva do Plano até 30 de abril de 2016; participação de agentes públicos e privados ligados ao setor elétrico e da sociedade na processo de elaboração; apresentar definição clara de critérios objetivos para disparar gradativamente medidas com o objetivo de aumentar a oferta de energia e diminuir o consumo; apresentar a definição dessas medidas com a explicitação dos custos e dos benefícios de cada ação preventiva, tanto para o setor elétrico, quanto para a sociedade; e apresentar os critérios e mecanismos anuais de revisão do plano de contingência;330.2. recomendar ao Ministério de Minas e Energia – MME, com base no art. 250, III, do RI/TCU, a realização de:

330.2.1. estudos relacionados à implantação de usinas hidrelétricas reversíveis próximas aos centros de carga, no sentido de mapear o potencial de tais projetos no Brasil, bem como de atestar a sua viabilidade, estimando a vantagem de sua inserção na matriz frente às demais possíveis soluções;330.2.2. estudos no sentido de quantificar os custos e os ganhos para a geração de energia elétrica advindos da adoção de medidas de incentivo à ampliação da geração distribuída; 330.2.3. estudos no sentido de quantificar os custos e os ganhos para a geração de energia elétrica advindos da adoção de medidas de incentivo ao desenvolvimento do setor sucroenergético, de forma a avaliar a viabilidade e a conveniência de se conceder tais incentivos ao setor;330.2.4. estudos no sentido de quantificar os custos e os ganhos para a geração de energia elétrica advindos da adoção de medidas de incentivo à ampliação da geração própria por meio de investimentos em tecnologia local;

330.3. levantar o sigilo dos presentes autos, com base no art. 133, parágrafo único, do RI/TCU, exceto do Anexo V – Possíveis ações de controle;330.4. promover o monitoramento das determinações proferidas no âmbito desse levantamento, bem como a realização de acompanhamento das ações em andamento e das que vierem a ser estabelecidas pelos agentes governamentais, enquanto perdurarem os problemas de escassez hídrica nas regiões SE/CO e NE;330.5. encaminhar cópia deste Relatório, acompanhado do Voto e Acórdão que o apreciar ao Ministério de Minas e Energia (MME), à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), às Centrais Elétricas Brasileira S.A. (Eletrobras), à Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), à Casa Civil da Presidência da República, à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados e à Comissão de Serviços de Infraestrutura do Senado Federal;330.6. arquivar os presentes autos, com fulcro no art. 169, V, do Regimento Interno do TCU.”

VOTO

Trago ao conhecimento de meus pares trabalho realizado pela SeinfraElétrica. O levantamento objetivou averiguar possíveis medidas estruturantes e emergenciais no setor elétrico.

2. Antes de passar ao conteúdo das conclusões da unidade técnica, adianto minha satisfação pela qualidade do trabalho. O relatório traz panorama detalhado da atuação dos diversos atores integrantes do setor elétrico, bem como das circunstâncias que permearam a deteriorada situação do

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suprimento de energia elétrica nos últimos anos. Transmito, desde já, meus elogios à equipe, capitaneada pelo Secretário Daniel Maia.

3. Todos acompanharam com preocupação as notícias acerca da crise energética ocorrida a partir de 2013, agravada pela escassez hídrica de 2014. Em recente deliberação do Tribunal, no âmbito do Fisc-Energia Elétrica (Acórdão 993/2015-Plenário), o Ministro Vital do Rêgo fez diagnóstico abrangente dos problemas vividos pelo setor elétrico no passado recente. Para não ser repetitivo e para não omitir alguma informação importante, transcrevo parte do voto de Sua Excelência:

“O setor elétrico brasileiro passa por um momento de inegável crise. Em 2014, os reservatórios das hidrelétricas atingiram o menor nível de armazenamento de água de toda a série histórica contabilizada pelo ONS. Os níveis de armazenamento de março/2015 encontram-se abaixo de 30% quando, pela média dos últimos 10 anos, deveriam estar atingindo patamares próximos a 75% nessa época do ano.O volume atual das hidrelétricas e, mais importante ainda, a velocidade com que os mananciais se esgotaram em um curto espaço de tempo causam preocupação. Além disso, geram dúvidas se o setor elétrico de fato está operando de forma a garantir abastecimento e modicidade de preços para os anos porvir.(...)Boa parte das justificativas oferecidas pelo Governo à sociedade têm remetido à seca de 2013/2014 a culpa pela instabilidade atual do setor. Entrementes, ao sopesar tais alegações, reputo que tal discurso evidencia, com clareza, a vulnerabilidade e o grau de exposição que o sistema elétrico atualmente possui em relação à abundância de chuvas.Como mencionado amiúde neste pronunciamento, o modelo brasileiro foi idealizado de forma a utilizar fontes termelétricas para complementar as hídricas na geração, sempre buscando manter um nível ótimo de armazenamento que garanta energia armazenada para os períodos de seca.Ao longo dos últimos anos, na operação do sistema, o ONS despachou praticamente todo o parque termelétrico instalado no país. O montante de energia térmica gerada no SIN saltou de algo em torno de 30.000 GWh, em 2011, para mais de 60.000 GWh em 2013, e para 73.000 GWh em 2014, num incremento superior a 140%.No Acórdão 1.171/2014-TCU-Plenário, este Tribunal deixou registrado que, muito embora o modelo desenvolvido previsse o acionamento de termelétricas para manter a quantidade de energia armazenada em patamares aceitáveis de operação, a quase totalidade da capacidade efetiva de geração térmica já vinha sendo despachada de forma ininterrupta há vinte meses consecutivos. Tal situação contraria uma das premissas de funcionamento do sistema, que pressupõe a existência de energia de segurança em "stand by". E, mesmo com esse pleno acionamento do parque gerador termelétrico, o nível dos mananciais aquíferos não se recuperou.(...)Além da série de fragilidades estruturais, os comparativos internacionais apontam que o sistema elétrico brasileiro é ineficiente, sem estímulos à modernização dos parques geradores e com níveis de perda de transmissão e distribuição que beiram 17% da energia gerada no país (o equivalente a toda a energia produzida pela Usina de Itaipu em um ano).Paralelamente, o Governo Federal vem enfrentando graves obstáculos para conseguir viabilizar e implantar novos empreendimentos, que aumentariam a oferta de energia no país. A quantidade de energia nova inserida dentro do sistema elétrico tem sido sistematicamente inferior aos patamares planejados pelos órgãos ministeriais, muito em razão de atrasos na conclusão das obras. No segmento de geração, mais de 75% das obras de hidrelétricas e termelétricas do país encontram-se atrasadas; no transporte de

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http://www.tcu.gov.br/Consultas/Juris/Docs/judoc/Acord/20140515/AC_1171_15_14_P.doc


energia, mais de 80% das obras de linhas de transmissão tiveram seus cronogramas postergados.Juntamente com os atrasos, os descompassos sistêmicos na entrada em operação dos novos empreendimentos têm dado azo a cenários igualmente perversos. A falta de sincronia entre a construção de linhas de transmissão e a conclusão de usinas de geração tem impossibilitado que consideráveis volumes de energia deixem de ser entregues aos usuários finais. Apenas em 2013, o prejuízo decorrente desses descompassos atingiu R$ 8,3 bilhões, repassados para as tarifas.Para mitigar os efeitos das instabilidades vivenciadas nos últimos anos, vultosos aportes governamentais foram perpetrados. Em 2013 e 2014, o Tesouro Nacional desembolsou, diretamente, R$ 21 bilhões; e outros R$ 40 bilhões foram similarmente transferidos ao setor elétrico por meio de empréstimos angariados junto a instituições bancárias. Por seu turno, as medidas engendradas para reduzir as tarifas no curto prazo geraram uma economia de R$ 33 bilhões no mesmo período.Além disso, os recentes períodos de escassa fluência hídrica demandaram o pleno funcionamento do parque termelétrico instalado, mais custoso e poluente, pondo em cheque a almejada modicidade tarifária, a onerar os consumidores finais e a pressionar, em uma época de dificuldades econômicas, os índices inflacionários. A energia elétrica paga pelos brasileiros, uma das mais caras do mundo, poderá atingir patamares ainda maiores.Ao extrair o sumo valorativo de todas as ações de controle aqui mencionadas, não poderia deixar de concluir que, mesmo admitindo que a falta de chuvas tenha parcela de responsabilidade no quadro atual, não se pode atribuir somente ao fator hidrológico a situação vivida no setor elétrico. Os diagnósticos eminentemente técnicos elaborados pelo TCU indicam que o planejamento do segmento demanda melhor atenção dos agentes governamentais envolvidos e, especialmente, maior discussão dentro da sociedade civil, destinatária última das políticas públicas implementadas.”

4. Pois bem, a instabilidade experimentada pelo setor elétrico e, em consequência, da confiabilidade do suprimento de energia chamou, mais uma vez, a atenção deste Tribunal. O objetivo, desta vez, é esquadrinhar medidas emergenciais e estruturantes que podem ser adotadas por integrantes do setor, bem como identificar riscos associados a essas medidas. Ao propor a este Relator a realização deste levantamento, a unidade técnica fez breves considerações acerca da crise que se desenhava no abastecimento de energia elétrica no País. Após lembrar dos efeitos perversos do racionamento de energia elétrica ocorrido nos anos 2001/2002, a SeinfraElétrica assinalou (TC 001.856/2015-4, peça 1):

“3. O nível de armazenamento de água, em 2001, alcançou, nos meses de setembro, outubro e novembro, nas regiões CO/SE, responsáveis por 70% dos reservatórios hidroelétricos do Brasil, respectivamente 20,61%, 21,3% e 23,04% de sua capacidade total. Esse pequeno volume de água armazenada, decorrente de chuvas mais escassas e poucos investimentos no setor elétrico, nos anos 90, foi responsável por insuficiência elétrica, da ordem de 5 a 10%, durante o período de 3 meses, levando a inúmeros desligamentos de energia, racionamento e redução do PIB.(...)5. Acontece que, atualmente, os reservatórios hídricos responsáveis pela geração de 75% de toda a energia elétrica produzida no Brasil, encontram-se em níveis muito piores que em 2001. Os reservatórios das regiões CO/SE registraram recordes históricos negativos sucessivos em outubro, novembro, dezembro e janeiro de, respectivamente, 18,68%, 16,01%, 19,36% e 17,4% de sua capacidade total. Registre-se que o período úmido nas regiões CO/SE vai, em regra, entre outubro e abril, havendo, portanto, redução

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dos níveis desses reservatórios mesmo durante o período úmido, a despeito da utilização de todo parque termoelétrico na tentativa de recuperação desses reservatórios.6. Tal fato, em dissonância com a estimativa oficial de risco de insuficiência energética de apenas 4,8%, revela por si só um quadro dramático, haja vista a proximidade do período seco. Consultorias privadas revelam, hoje, probabilidade de 50% de ocorrência de desabastecimento de energia elétrica em 2015. Além disso, ocorreu, no dia 19/1/2015, corte seletivo de energia elétrica em 11 estados, decorrente de déficit de geração de 3.000 MW (8% do total), o que demonstra estar, o sistema elétrico, operando no limite.”

5. O quadro traçado pela unidade técnica motivou, portanto, a realização do trabalho naquele momento. A situação do setor elétrico demandava, como ainda demanda, exame cuidadoso de possíveis medidas destinadas a dar estabilidade, segurança e robustez ao planejamento energético no País, bem como providências imediatas relacionadas a contingências operacionais, muitas vezes imprevistas e imprevisíveis.

6. Ocorre que o panorama inicial, o do começo deste levantamento, mudou. De acordo com os dados oficiais do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), o risco de déficit é de 0% em setembro de 2015, ante 7,3% de fevereiro deste ano, para o subsistema SE/CO. Já o nível dos reservatórios encontra-se em recuperação. De acordo com dados extraídos dos Boletins Mensais de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro, do MME, a energia armazenada em 31/3/2015 no Subsistema SE/CO era de 28,5%, ante 36,3% em 31/3/2014. Em julho, a situação se inverteu: 37,4% em 2015 contra 34,4% em 2014. Só que não há nada a festejar. Primeiro, porque, se compararmos jul/2015 (37,4%) contra julho de 2011, 2012 e 2013, veremos que a situação ainda é crítica: 80,6%, 66,9% e 60,8%, respectivamente. Em segundo lugar, porque essa discreta melhora tem uma explicação funesta: a forte retração da demanda, provocada pela queda da atividade econômica, que deve perdurar, segundo analistas econômicos, pelo menos até o final de 2016. Com efeito, a Empresa de Pesquisa Energética – EPE projetava para 2015 um consumo de energia elétrica de 67 GWmédio, crescimento de 3% em relação a 2014. Após duas revisões, a empresa prevê agora o patamar de 64 GWmédio para este ano, abaixo, portanto, do total consumido em 2014, com queda de 1,8%.

7. Isso não quer dizer que as conclusões deste levantamento de auditoria já não são válidas. O “ajuste” do sistema energético é conjuntural e momentâneo, decorrente da queda na demanda. Portanto, as proposições da unidade técnica são pertinentes. A equipe de auditoria da SeinfraElétrica observou que “as medidas adotadas pelo Poder Público frente à crise de abastecimento atual seguem duas linhas de ação: incrementar a oferta de energia elétrica e incentivar a redução da demanda”. A partir daí, a unidade técnica identificou os riscos associados: “i) a inexistência de plano preventivo de ação contendo medidas claras de atuação no caso de agravamento da situação de escassez hídrica, de forma a mitigar as consequências para a sociedade; ii) a possibilidade de onerar ainda mais o consumidor decorrente de pleitos de reequilíbrio contratual das geradoras hídrica em decorrência das condições de alocação dos riscos hidrológicos; iii) a baixa participação de empreendedores nos leilões de oferta de energia realizados nos últimos meses (apontados pelo Governo como crucial para o incremento da oferta), o que demonstra um aumento do grau de insegurança em investimentos do setor elétrico cuja consequência poderá ser a insuficiência da oferta ante a demanda e a elevação dos preços.”

8. Ao concluir, a equipe de auditoria assinalou que “houve sim uma tentativa de adoção de algumas medidas em 2014, essencialmente para aumento da oferta de energia, sem a obtenção de resultados práticos significativos. Fato é que, além do despacho pleno das termoelétricas, as poucas medidas adicionais adotadas proporcionaram um aumento residual na oferta de energia a custos extremamente elevados. (...)

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De igual modo, foram apontadas medidas visando ao incentivo à redução da demanda por energia elétrica.(...)Segundo dados do PDE 2023 – EPE, o consumo de eletricidade no país deve crescer mais de 45% até 2023. A eficácia dos leilões é fator preponderante para a garantia do suprimento da energia, a preços módicos, que o país necessita para um desenvolvimento sustentável. Vislumbra-se que pode estar ocorrendo uma redução do número de investidores interessados em atuar nesse segmento em decorrência de falhas no planejamento, insegurança regulatória, riscos ambientais e do excesso de intervenções no setor já apontados pelo TCU em outros processos de fiscalização. Outro agravante é que o afastamento de investidores em novos leilões implica numa maior precificação da energia.Em última análise, vê-se que o Governo tem tentado adotar medidas conjunturais para reverter a situação de crise iminente de abastecimento, mas não demonstrou ter avaliado os custos de tais medidas para o setor e para a sociedade. Não se sabe ao certo também quais os benefícios das medidas ante uma avaliação adequada de soluções alternativas.Mais grave é a inexistência de um plano contingencial, com ações previamente estabelecidas para serem disparadas segundo critérios objetivos, por agentes determinados, no caso de agravamento da situação, livres da circunstância político-eleitoral. É preciso inibir comportamentos que não atendam precipuamente a finalidade pública por meio de regras claras e objetivas definidas antes de instalada uma possível crise. Tal preparação deve ser cuidadosa e contar com a participação dos agentes públicos e privados.”

9. Não obstante a excelência do trabalho produzido pela SeinfraElétrica, e a adequação e a oportunidade da existência de um Plano de Contingência para Situações de Elevado Risco de Insuficiência Energética, julgo mais apropriado, diante do conteúdo do comando proposto, fazer recomendação, e não determinação, visto não se tratar de infração a norma legal ou regulamentar, muito menos prática de ato de gestão ilegal, ilegítimo ou antieconômico, mas comando destinado a contribuir para o aperfeiçoamento da Administração Pública.

Ante o exposto, acolho a proposta da unidade técnica e voto por que o Tribunal adote o acórdão que ora submeto ao Plenário.

TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 14 de outubro de 2015.

JOSÉ MÚCIO MONTEIRO Relator

ACÓRDÃO Nº 2519/2015 – TCU – Plenário

1. Processo nº TC 003.025/2015-22. Grupo II – Classe V – Assunto: Levantamento3. Interessado: Tribunal de Contas da União4. Unidades: Agência Nacional de Energia Elétrica; Centrais Elétricas Brasileiras S.A.; Empresa de Pesquisa Energética; Ministério de Minas e Energia; e Operador Nacional do Sistema Elétrico5. Relator: Ministro José Múcio Monteiro6. Representante do Ministério Público: não atuou7. Unidade Técnica: Secretaria de Fiscalização de Infraestrutura Elétrica (SeinfraElétrica)8. Representação legal: Cristina Maria Vasconcelos Falcão (OAB/RJ 97846)

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9. Acórdão:VISTOS, relatados e discutidos estes autos de levantamento, realizado com o objetivo de

examinar medidas emergenciais e estruturantes que podem ser adotadas no âmbito do setor elétrico, com a finalidade de identificar áreas ou processos de trabalho relevantes para fins de planejamento de futuras fiscalizações.

ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão Plenária, ante as razões expostas pelo Relator e com fundamento nos artigos 1º, inciso II, da Lei 8.443/1992; 169, inciso V, 230, 238 e 250 do Regimento Interno do TCU, e art. 4º, § 1º, c/c art. 5º da Resolução 254/2013, em:

9.1. recomendar ao Ministério de Minas e Energia – MME que elabore plano de ação, acompanhado de cronograma de execução, para instituição de Plano de Contingência para Situações de Elevado Risco de Insuficiência Energética, contemplando as seguintes diretrizes mínimas:

9.1.1. participação de agentes públicos e privados ligados ao setor elétrico e da sociedade no processo de elaboração;

9.1.2. apresentar definição clara de critérios objetivos para disparar gradativamente medidas com o objetivo de aumentar a oferta de energia e diminuir o consumo;

9.1.3. apresentar a definição dessas medidas com a explicitação dos custos e dos benefícios de cada ação preventiva, tanto para o setor elétrico, quanto para a sociedade; e

9.1.4. apresentar os critérios e mecanismos anuais de revisão do plano de contingência;9.2. recomendar ao Ministério de Minas e Energia – MME a realização de:9.2.1. estudos relacionados à implantação de usinas hidrelétricas reversíveis próximas aos

centros de carga, no sentido de mapear o potencial de tais projetos no Brasil, bem como de atestar a sua viabilidade, estimando a vantagem de sua inserção na matriz frente às demais possíveis soluções;

9.2.2. estudos no sentido de quantificar os custos e os ganhos para a geração de energia elétrica advindos da adoção de medidas de incentivo à ampliação da geração distribuída;

9.2.3. estudos no sentido de quantificar os custos e os ganhos para a geração de energia elétrica advindos da adoção de medidas de incentivo ao desenvolvimento do setor sucroenergético, de forma a avaliar a viabilidade e a conveniência de se conceder tais incentivos ao setor;

9.2.4. estudos no sentido de quantificar os custos e os ganhos para a geração de energia elétrica advindos da adoção de medidas de incentivo à ampliação da geração própria por meio de investimentos em tecnologia local;

9.3. determinar ao Ministério de Minas e Energia – MME que apresente ao TCU, no prazo de 90 (noventa) dias, informações a respeito do cumprimento das medidas constantes dos itens 9.1 e 9.2 do presente acórdão;

9.4. manter o sigilo do Anexo V – Possíveis ações de controle (peça 56);9.5. remeter cópia do acórdão, acompanhado do relatório e voto que o fundamentam, à

Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, à Comissão de Serviços de Infraestrutura do Senado Federal, à Casa Civil da Presidência da República, ao Ministério de Minas e Energia (MME), à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), à Empresa de Pesquisa Energética (EPE), à Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras) e ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS); e

9.6. arquivar os autos.

10. Ata n° 41/2015 – Plenário.11. Data da Sessão: 14/10/2015 – Ordinária.12. Código eletrônico para localização na página do TCU na Internet: AC-2519-41/15-P.13. Especificação do quorum: 13.1. Ministros presentes: Raimundo Carreiro (na Presidência), Benjamin Zymler, José Múcio Monteiro (Relator), Bruno Dantas e Vital do Rêgo.

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

(Assinado Eletronicamente)RAIMUNDO CARREIRO

(Assinado Eletronicamente)JOSÉ MÚCIO MONTEIRO

Vice-Presidente, no exercício da Presidência Relator

Fui presente:

(Assinado Eletronicamente)PAULO SOARES BUGARIN

Procurador-Geral

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