3.4. Questão de auditoria: Qual o impacto das perdas

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 003.626/2012-1

GRUPO II – CLASSE V – PlenárioTC 003.626/2012-1 [Apensos: TC 022.548/2013-0, TC 007.004/2013-3, TC 045.942/2012-9, TC 010.539/2013-1, TC 046.030/2012-3, TC 031.071/2012-0]Natureza: Auditoria OperacionalÓrgãos/Entidades: Ministério de Minas e Energia (MME), Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras)Responsáveis: Edison Lobão (Ministro de Minas e Energia), Márcio Pereira Zimmermann (Secretário-Executivo do Ministério de Minas e Energia), Nelson José Hübner (Diretor-Geral da Aneel) e José da Costa Carvalho Neto (Presidente da Eletrobras)Advogado constituído nos autos: não há

SUMÁRIO: AUDITORIA OPERACIONAL SOBRE OS IMPACTOS NAS TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL EM DECORRÊNCIA DE POLÍTICAS APLICÁVEIS AOS SISTEMAS ISOLADOS, COM ENFOQUE NA CONTA DE CONSUMO DE COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS (CCC) E NAS PERDAS ELÉTRICAS. DETERMINAÇÕES. RECOMENDAÇÃO. ARQUIVAMENTO.

RELATÓRIO

Trata-se da auditoria operacional que tem por objetivo identificar os impactos sobre as tarifas de energia elétrica no Brasil em decorrência de políticas aplicáveis aos Sistemas Isolados, com enfoque na Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC) e nas perdas elétricas.

2. As tarifas médias de energia elétrica no Brasil cresceram, em termos nominais, 200% de 2001 a 2011, frente a uma inflação acumulada de 141% no mesmo período, considerando o Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M). Por exemplo, a tarifa média industrial passou de R$ 82/MWh em 2001 para R$ 243/MWh em 2011. Parte desse crescimento está associado à Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC), encargo tarifário que aumentou de R$ 1 bilhão em 2001 para R$ 5,5 bilhões em 2011 (peça 125, p. 5).

3. O advento da Lei nº 12.783, de 11/1/2013, que, dentre outras providências, dispôs “sobre as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais e sobre a modicidade tarifária”, reduziu as tarifas de energia elétrica. Tal redução de tarifas alcançou 18% em média, se consumidor residencial, e 32% em média, se grande consumidor de energia.

4. A versão preliminar do relatório elaborado pela equipe de auditoria da SefidEnergia foi enviada para o Ministério de Minas e Energia (MME), a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras) e a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para comentário dos gestores, caso quisessem. A Aneel e a Eletrobras se manifestaram por meio das peças 124 e 125, respectivamente, enquanto que o MME manteve-se silente. Tais comentários foram inseridos na versão final do relatório (peça 144), que reproduzo a seguir em sua essência, cuja proposta de encaminhamento foi acolhida pelos dirigentes da unidade técnica (peças 145 e 146):

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“2. VISÃO GERAL: A TARIFA DE ENERGIA E SEUS ENCARGOS 14. A tarifa média de energia elétrica do Brasil para o ano de 2011 teve como componente de maior peso a compra de energia, com o percentual de 36,2%. Por sua vez, os encargos somados alcançaram 14,8%, conforme apresentado na Figura 1.

Figura 1 - Composição da tarifa média do Brasil em 2011

Fonte: Aneel.

Nota: Opex (custos operacionais); RI (receitas irrecuperáveis); OR (outras receitas); Remuneração (remuneração sobre o capital); PNT (perdas não técnicas); PT (perdas técnicas); CCC (Conta de Consumo de Combustíveis Fosseis); CDE (Conta de Desenvolvimento Energético); RGR (Reserva Global de Reversão); TFSEE (Taxa de Fiscalização do Serviço de Energia Elétrica); ONS (Operador Nacional do Sistema); CFRH (Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos); P&D (Pesquisa e Desenvolvimento); ESS/EER (Encargo de Serviço do Sistema e Energia Elétrica de Reserva); Proinfa (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica).

15. Em 2011, os encargos do setor elétrico somaram aproximadamente R$ 14 bilhões. Esses encargos são cobrados de todos os consumidores do sistema de acordo o respectivo consumo, seguindo os critérios definidos na Resolução-Aneel 166/2005.

16. As diversas regiões do País são atendidas pelo Sistema Interligado Nacional (SIN) e pelos Sistemas Isolados (Sisol). O SIN é formado por empresas das Regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da Região Norte, ao passo que os Sisol são compostos, principalmente, por centrais elétricas situadas na Região Norte.

17. Os Sisol estão inseridos em uma área correspondente a cerca de 50% do território nacional, onde é consumida cerca de 3% da energia elétrica utilizada no País. Parte das capitais da Região Norte está em processo de interligação ao SIN. Nos sistemas de Manaus, Porto Velho e Rio Branco, a geração de eletricidade é hidrotérmica. Em Boa Vista e em parte do interior do Estado de Roraima, a energia é importada da Venezuela. A maioria dos sistemas do interior dos Estados do Amazonas, Acre, Rondônia e parte do Pará é suprida por unidades geradoras movidas a combustível fóssil, óleo diesel, óleo combustível, gás natural, entre outros, o que eleva o custo da geração.

18. O Estado do Amazonas conta com a Usina Hidrelétrica Balbina, com 116,8 MWmédios, como geração hidráulica de porte, e o Estado do Amapá conta com 61,5 MWmédios da Usina

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Hidrelétrica Coaracy Nunes; os demais 1.483 MWmédios são fornecidos por energia de fonte térmica para todos os sistemas isolados.

19. Conforme apresentado na Figura 1, as perdas elétricas representaram 6,5% do valor da tarifa média de 2011, dos quais 2,7% equivalem a perdas não técnicas e 3,8% a perdas técnicas. Estas ocorrem ao longo da cadeia produção-transporte-consumo de energia elétrica, tanto na transmissão, quando é denominada perda na rede básica, quanto na distribuição. Já as perdas não técnicas, também chamadas de perdas comerciais, decorrem de furtos ou da falta de medição do consumo.

20. As principais alterações que permitiram a redução das tarifas em decorrência da edição da Lei 12.783/2013, que facultava a antecipação do vencimento das concessões cujos contratos atingiriam o termo final até 2017, foram: a) alocação de cotas de energia, resultantes das geradoras com concessão renovadas, a um preço médio de R$ 32,81/MWh; b) redução dos custos de transmissão; c) redução dos encargos setoriais; e d) retirada de subsídios da estrutura da tarifa, com aporte direto do Tesouro Nacional.

21. Esse aporte do Tesouro Nacional, que, quando da edição da MP 579/2012, era estimado em R$ 3,3 bilhões/ano, passou para R$ 8,46 bilhões, em razão da não adesão à renovação dos contratos de concessão das usinas hidrelétricas da Companhia Energética de São Paulo (Cesp), Companhia Energética de Minas Gerais (Cemig), Companhia Paranaense de Energia Elétrica (Copel) e Centrais Elétricas de Santa Catarina (Celesc).

22. As indenizações antecipadas das usinas que aceitaram a renovação das concessões foram da ordem de R$ 19 bilhões, sendo aproximadamente R$ 13 bilhões para transmissão e R$ 6 bilhões para geração de energia.

2.1. A CCC E AS DEMAIS POLÍTICAS PARA OS SISTEMAS ISOLADOS

23. Para reduzir o impacto tarifário decorrente do elevado custo da geração de energia nos Sisol, criou-se o encargo CCC, que em 2011 compôs em torno de 5,6% da tarifa média. Esse encargo, instituído em 1973, tinha por objetivo inicial subsidiar a compra de combustíveis fósseis para geração de energia, sendo que desde 1993 essa cobertura se restringiu aos Sisol. A partir de 2009, no entanto, a CCC passou a subsidiar não só o combustível, como também todo o custo da geração de energia nos Sisol.

24. Esse encargo tarifário era, até o exercício de 2012, integralmente custeado por todos os consumidores brasileiros, visto que sua receita, até então, era proveniente do recolhimento de cotas pelas empresas distribuidoras, permissionárias e transmissoras de todo o país, na proporção e em valores determinados pela Aneel. Com a edição da Lei 12.783/2013, não haverá recolhimento de cotas específicas para a CCC, pois esta será custeada pelo encargo Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), que também é, em grande medida, custeado pelos consumidores brasileiros, porém, com aportes do Tesouro Nacional, ou seja, dos contribuintes, da ordem de R$ 8,46 bilhões em 2013.

25. A Lei 12.783/2013, no seu art. 23, alterou o art. 13 da Lei 10.438/2002, de modo que a CDE proverá os dispêndios da CCC. Já o art. 27 da Lei 12.783/2013, alterou o art. 3º da Lei 12.111/2009, de modo que a quantidade de energia a ser considerada para atendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica nos Sisol será limitada ao nível eficiente de perdas, conforme regulação da Aneel.

26. Esta auditoria busca acompanhar o processo de mudança na legislação e aferir os controles do gestor do encargo, a Eletrobras, e a regulação e a fiscalização da Aneel na CCC.

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3. CONSTATAÇÕES DA AUDITORIA OPERACIONAL

3.1. Questão de auditoria: Quais as implicações, no longo prazo, das políticas públicas do setor elétrico para os Sisol? Essas políticas corroboram com a modicidade tarifária?

27. Há diversas políticas setoriais voltadas para os sistemas isolados que, em tese, deveriam, tanto no curto quanto no longo prazo, contribuir para a diminuição da CCC. Entre essas políticas, citam-se: a interligação de parte dos Sisol, com implantação de linhas de transmissão; a implantação do gasoduto Urucu-Manaus; e a sub-rogação da CCC em favor de titulares de concessão ou de autorização de empreendimentos que permitam a redução do dispêndio atual ou futuro desse encargo.

28. Conforme a matriz de planejamento (peça 22, p. 7-13), essa questão de auditoria busca identificar se há, no longo prazo, sinergia entre essas políticas; se elas contribuem para o uso eficiente dos recursos da CCC; e se corroboram com a modicidade tarifária.

29. Apresentam-se, a seguir, os achados de auditoria/comentários dos gestores, que, em suma, refletem a falta de sinergia entre essas políticas, o que gera ineficiência econômica e energética para o sistema elétrico brasileiro.

3.1.1. O Contrato OC 1902/2006 (gasoduto Urucu-Manaus) fere o art. 55, inciso III, da Lei 8.666/1993

30. Desde junho de 1999, havia tratativas entre o Governo Federal, o governo do Estado do Amazonas e a Petrobras para permitir o suprimento de gás natural de Manaus a partir da bacia do Rio Solimões, na perspectiva de se reduzir a CCC, presumindo-se que o custo da geração a partir desse combustível seria inferior ao custo da geração a óleo diesel, por exemplo.

31. Em abril de 2004, foi firmado termo de compromisso entre o governo do Amazonas, a Petrobras, a Companhia de Gás do Amazonas (Cigás) e a Eletrobras, com a interveniência do MME, com o objetivo de viabilizar a utilização do gás natural no estado (peça 73, p. 29-39).

32. Em novembro de 2005, o presidente da Eletrobras encaminhou ao MME as condições de negociação da contratação do gasoduto Urucu-Coari-Manaus e de ramais termelétricos (peça 40, p. 4), com a paridade do dólar norte-americano de US$ 1,00 para R$ 3,01, cujas premissas estão na Tabela 1.

33. Em junho de 2006, a Cigás e a Manaus Energia firmaram o Contrato de Compra e Venda de Gás Natural OC 1902/2006, com a interveniência da Petrobras, da Eletrobras e da Eletronorte (peça 35, p. 3-117). O objeto desse contrato foi viabilizar a construção do gasoduto Urucu-Coari-Manaus, de 661 km de extensão na linha tronco. A obra foi realizada pela Petrobras entre 2006 e 2009, e foi entregue para operação em novembro/2009. Já as obras para distribuição do gás, que se constituíram de 43 km de ramais termelétricos, foram executadas pela Cigás, que, com treze meses de atraso na entrega, disponibiliza gás desde dezembro de 2010 para atendimento aos Produtores Independentes de Energia (PIE) em Manaus e para as usinas da Manaus Energia, controlada pela Eletrobras. A Manaus Energia, em 2009, foi sucedida pela Amazonas Energia (AME).

34. O presente contrato se rege pelas disposições da Lei 8.666/1993. Isso porque a própria Lei de Licitações indica, em seu art. 24, inciso XXII, ser dispensável a licitação para a contratação de fornecimento ou suprimento de gás natural. Esse foi o fundamento registrado no contrato para a dispensa de licitação (peça 35, p. 4), portanto, trata-se, indubitavelmente, de contrato administrativo que deve atender plenamente às disposições da Lei 8.666/1993. No entanto, o contrato foi assinado sem valor fixo para o transporte do gás. As condições pré e pós-assinatura do contrato são apresentadas na Tabela 1.

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Tabela 1 - Condições pré e pós contratuais

Itens

Condições derivadas do Termo de Compromisso

(8/11/2005)

Condições derivadas do Contrato OC 1902/2006

(1º/6/2006)Gasoduto (até o city gate)

Volume Quantidade Diária Consumida (QDC) 5.500.000 m³/dia 5.500.000 m³/dia

Preço do transporte R$ 4,36/milhão BTUR$ 9,20/milhão BTU (em

modalidade dita como open book3)Investimento estimado R$ 2,49 bilhõesTaxa interna de retorno 13%a.a.Preço do gás (molécula) R$ 3,01/milhão BTU R$ 3,01/milhão BTU

Distribuição de gás (a partir do city gate)Margem de distribuição R$ 0,45/milhão BTU R$ 0,45/milhão BTU

Ramais termelétricos R$ 0,69/milhão BTU (em

modalidade dita como open book)Investimento estimado R$ 74,976 milhõesTaxa interna de retorno 13,5 %a.a.Fator de ship or pay (transporte do gás)1 100% 100%Fator de take or pay (commodity)2 80% 80%Reajuste IPCAPrevisão de início de suprimento em teste 31/1/2007Prazo 20 anos

Fonte: Nota Técnica 027/2012-SRG/Aneel (peça 40, p. 4), Contrato OC 1902/2006 e termo aditivo (peça 35, p. 3-117).1 De acordo com o contrato, ship or pay é um encargo de reserva de capacidade de transporte sobre a qual a Amazonas Energia tem obrigação de pagar mensalmente à Cigás 100% da Quantidade Diária Contratada (QDC). 2 Take or pay significa a obrigação de a Amazonas Energia pagar para a Petrobras no mínimo uma quantidade de gás a cada mês equivalente a 70% da QDC e a cada ano uma quantidade de gás equivalente a 80% da QDC.3 Open Book é a contratação na qual o preço do contrato é estimado. Após o término da obra apura-se o custo definitivo do investimento no sistema de transporte e é recalculado o então preço estimado no contrato.

35. A contratação da parcela de transporte foi realizada na modalidade open book: realizou-se uma estimativa do preço a ser pago, considerando uma avaliação de fluxo de caixa descontado, a partir de premissas de custos estabelecidas no contrato. O preço final, no entanto, deveria ser recalculado de acordo com a apuração dos custos definitivos de todos os investimentos no sistema de transporte quando da conclusão das obras (peça 35, p. 23), o que vai de encontro, portanto, ao art. 55, inciso III, da Lei 8.666/1993, uma vez que não foi definido preço fixo.

36. O custo de implantação do gasoduto passou de R$ 2,49 bilhões, valor estimado no contrato de junho de 2006, para R$ 4,46 bilhões, valor apurado em 7/2/2011 (peça 40, p. 5).

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Essa variação elevou, por consequência, o preço da parcela de transporte em 77%, passando de R$ 9,20/milhão BTU para R$ 16,24/milhão BTU.

37. Quanto à “margem de distribuição - ramais termelétricos”, também contratada em regime de open book, os custos dos investimentos elevaram-se em 139%, passando de R$ 74,9 milhões, conforme previsão contratual, para R$ 176,7 milhões, com base nas informações apresentadas pela Cigás. O preço passou, então, de R$ 0,69/milhão BTU para R$ 1,11/milhão BTU, o que corresponde a um aumento de 60%.

38. Verificou-se, portanto, que todo o investimento apresentado pela contratada, Cigás, à contratante, AME, foi incluído no cálculo do preço final do objeto contratado, o gás natural. A ausência de preço certo definido em contrato é um risco para a Administração Pública não permitido pelo art. 55, inciso III, da Lei 8.666/1993.

39. Quanto ao contrato ter sido open book, a Eletrobras manifestou-se, em sede de comentários de gestor, acerca da contratação dando ênfase ao seu histórico (peça 125, p. 14-19) e anexou parecer jurídico da empresa “Adair Moura & Advogados Associados”, mas não enfrentou a questão do preço. O dito parecer jurídico (peça 125, p. 51-55) trata da dispensa de licitação com base no art. 24, inciso XXII, da Lei 8.666/1993, o que não foi questionado pela equipe de auditoria, mas sim a utilização de open book, sem a definição prévia do preço do transporte do gás pago pela Eletrobras com repasse ao consumidor, via CCC.

40. No parecer contratado pela Eletrobras, inclusive, está explícito que as dispensas de licitação precisam justificar o preço. No caso presente, não há preço definido, tão somente uma expectativa, ferindo a Lei 8.666/1993, que estipula como cláusulas necessárias em todo contrato “o preço e as condições de pagamento”. Assim, o parecer apresentado não enfrentou a questão levantada no relatório preliminar no que se refere ao preço do contrato, que não foi fixado.

41. Acrescente-se que a celebração de contrato open book, além de ter consumado ilegalidade, por infração ao art. 55, inciso III, da Lei 8.666/1993, constituiu a prática de ato antieconômico ao permitir significativas majorações dos custos estimados para o gasoduto e para os ramais de distribuição, elevando o custo da energia gerada com o gás a patamares semelhantes ao da gerada com óleo combustível. Portanto, há a necessidade de apuração da responsabilidade dos gestores da Eletrobras pelo fato de o contrato ter sido firmado na modalidade open book, sem preço previamente definido.

42. Dessa forma, entende-se pertinente que seja constituído processo apartado para apurar a responsabilidade de gestores da Amazonas Energia e da Centrais Elétricas Brasileiras face a assinatura do Contrato de Compra e Venda de Gás Natural OC 1902/2006 do tipo open book entre Cigás e Eletrobras, sem prévia estipulação do preço a ser pago à Cigás relativo ao fornecimento de gás, em desrespeito ao art. 55, inciso III, da Lei 8.666/1993 .

3.1.2. O Contrato OC 1902/2006 não gerou benefícios esperados

43. Em 7/2/2011, a Petrobras e a Cigás solicitaram à Aneel a sub-rogação para o gasoduto e a distribuição do gás natural de Manaus. A sub-rogação à CCC, instituída pela Lei 9.648/1998, consiste no ressarcimento ao empreendedor por investimento realizado com o intuito de produzir energia mais barata e limpa nos Sisol, ou para interligar sistema elétrico isolado ao SIN. Esse benefício é concedido pela Aneel a titulares de concessão ou autorização de empreendimentos que substituam derivados de petróleo ou que permitam a redução do dispêndio atual ou futuro da CCC nos sistemas isolados. A sub-rogação, basicamente, permite o ressarcimento dos investimentos realizados em um fluxo financeiro em prazos inferiores ao da simples comercialização de energia.

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44. Para se posicionar acerca da sub-rogação, a Aneel enviou pedido para que a ANP analisasse o preço do transporte do gás, em observância ao art. 3º, inciso VII, da Lei 9.427/1996.

45. A ANP realizou, então, dois estudos expressos nos seguintes documentos: Nota Técnica ANP 06/2010-SCM, de 12/3/2010, e Nota Técnica ANP 013/2010-SCM (peças 42 e 43), de 16/7/2010. Ambos os estudos apontaram a necessidade de revisão do valor declarado pela Petrobras, sugerindo, entre outros, a exclusão do valor do investimento referente à construção de um trecho de duto. O referido trecho havia sido construído anteriormente ao gasoduto e era utilizado para o transporte de gás liquefeito de petróleo (GLPduto), porém houve uma adaptação deste GLPduto para transportar gás natural (peça 42, p. 14).

46. Outro ponto ressaltado pela ANP foi a Taxa Interna de Retorno (TIR) considerada pelo transportador de 13%. A reguladora de petróleo e gás, no entanto, entendeu como adequada a taxa de 9,1% a.a. A ANP criticou também o alto percentual destinado ao custo de operação e manutenção (O&M) sem a devida justificativa (4% do total do investimento), bem como a falta de consistência na projeção dos valores relativos à necessidade de capital de giro para o período de 2005 a 2009.

47. Como resultado, evidenciados os diferentes critérios de cálculo adotados pelo transportador e pelas análises técnicas da reguladora de petróleo e gás, a ANP concluiu pela redução do preço do transporte em 6,25%, de R$ 13,1324/milhão BTU para R$ 12,3114/milhão BTU (peça 42, p. 24), preço referente a dezembro de 2009.

48. Além disso, a ANP também ressaltou que não houve comprovação sobre o emprego de R$ 559 milhões, declarados como valor a título de contingência. Isto poderia mudar o cálculo tarifário e diminuir a tarifa de transporte em 8,8% (peça 42, p. 13). Em relação a esse ponto, dado que os custos foram apresentados posteriormente à implantação do gasoduto para fins de recálculo da parcela de transporte, é de se estranhar que constem valores em rubricas não específicas, já que contingência normalmente está associada a valores destinados a ocorrência de fatos incertos, porém com probabilidade de ocorrência.

49. Ainda sobre o estudo da ANP acerca do gasoduto, é preciso que se faça uma ressalva: a ANP realizou os cálculos com dados declaratórios da Petrobras, uma vez que a comprovação de todos os custos incorridos para a construção do gasoduto não foi enviada pela Transportadora de Gás Urucu-Manaus (TUM) – sociedade de propósito específico criada para captar recursos no mercado e executar as obras. O gerenciamento da obra foi feito pela Petrobras, pois a TUM caracterizou-se por ser um arranjo meramente financeiro, sendo controlada na prática pela própria Petrobras, conforme TC 014.906/2007-2, Acórdão 3.390/2010-TCU-Plenário.

50. Após algumas mudanças de titularidade do gasoduto entre as empresas do grupo Petrobras, incluindo, além da TUM, a Transportadora Amazonense de Gás e a Transportadora Associada de Gás, no segundo semestre de 2010, o gasoduto Urucu-Coari-Manaus foi incorporado ao patrimônio da holding Petrobras.

51. A Transportadora Amazonense de Gás (TAG) havia iniciado, desde a sua fundação, em 2004, serviços auxiliares relacionados à construção do trecho Coari-Manaus do gasoduto. Destaque-se que esse trecho já havia sido construído em 1997-1998 pela Transpetro (Petrobras Transporte S.A.), com o intuito de transportar gás natural. Entretanto, em 2001, a Transpetro solicitou, junto à ANP, a mudança da destinação daquele trecho, para o transporte de gás liquefeito de petróleo (GLP). A TAG, em 2009, após realizar as devidas adaptações, obteve licença junto à ANP, para transportar gás natural naquele trecho.

52. Quanto à “margem de distribuição - ramais termelétricos”, também contratada em regime de open book, a ANP não se posicionou, em razão de a distribuição de gás ser de

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competência da esfera estadual e, portanto, não estar dentro das atribuições daquele órgão regulador.

53. A construção dos ramais estava prevista no Contrato OC 1902/2006, subitens “ii” e “v” do item 8.1.3.2. Naquele instrumento, em junho de 2006, portanto, os ramais foram orçados em quase R$ 74,9 milhões, com previsão de início de operação para março de 2008 (peça 68, p. 141).

54. A obra foi contratada, em dezembro de 2007, com um valor estimado ultrapassando R$ 97 milhões (peça 68, p. 211). A conclusão estava prevista para 27/5/2009 (peça 68, p. 212). Esse contrato, no entanto, foi rescindido e nova construtora foi contratada. Nesse novo contrato, o custo total foi estimado em quase R$ 124,9 milhões (com referência a 17/6/2009 – peça 68, p. 216) e a previsão de término foi deslocada para 30/8/2010. O custo final da obra dos ramais termelétricos foi apresentado em 11/1/2011 e totalizou R$ 176,7 milhões (peça 68, p. 225).

55. A AME, a Petrobras e a Cigás não entraram em acordo acerca dos custos efetivamente incorridos na construção do empreendimento, o que reflete no preço do transporte do gás. Isso caracterizou uma “controvérsia”, conforme previsto no subitem 8.1.2.1.9.2 do contrato (peça 35, p. 25). Nesse caso, de acordo com o referido subitem:

Nessa hipótese [de controvérsia], a PARCELA DO TRANSPORTE aplicável a partir das datas previstas no item 8.1.2.1.5 e até a solução final da controvérsia, obtida judicialmente ou não, será igual à média aritmética entre o valor recalculado apresentado pela PETROBRAS e aquele apresentado pela MANAUS ENERGIA, devendo as PARTES e INTERVENIENTES-ANUENTES celebrar o aditivo mencionado no item 8.1.2.1.5 para estabelecer a PARCELA DO TRANSPORTE provisória. Após a solução da controvérsia, caso a PARCELA DO TRANSPORTE seja diferente daquele estabelecido provisoriamente, outro aditivo ao CONTRATO deverá ser celebrado [...]

56. Com base nesse dispositivo contratual, visto que o preço estimado da parcela do transporte da Petrobras/Cigás é de R$ 16,24/milhão BTU e o da Amazonas Energia é de R$ 11,07/milhão BTU, o valor atualmente ajustado é de R$ 13,66/milhão BTU. Por essa razão, a Eletrobras está repassando essa média para a CCC, até que o valor exato seja definido.

57. À época do termo de compromisso relativo à construção do gasoduto Urucu-Coari-Manaus, em 2004, foi previsto que o uso do gás natural traria uma economia de 57% sobre o custo de contratação de energia dos novos PIEs de Manaus, o que acarretaria uma redução na CCC na ordem de R$ 1,2 bilhão ao ano.

58. A Aneel, ao avaliar o pleito para sub-rogação (peça 40), conforme já mencionado, analisou o custo de geração de energia utilizando o gás natural com o intuito de se posicionar a respeito da sub-rogação solicitada. Para tanto, comparou o custo de geração a gás e a óleo combustível OC1A, considerando o preço final dos combustíveis e a eficiência da central geradora.

59. Com o preço final do gás natural, em 10/6/2010, no valor de R$ 37,65/milhão BTU (inclui parcela de transporte, commodity, margem de distribuição, ramais termelétricos, ICMS de 25% e PIS/COFINS de 9,25%) e o preço do OC1A na mesma data equivalente a R$ 1,41/kg (preço limitado, conforme Resolução Normativa - Aneel 427/2011), bem como o consumo específico de uma usina termelétrica eficiente, de 0,242 m³/kWh para o gás natural e 0,205 kg/kWh para o OC1A, a Aneel obteve os custos variáveis de geração a gás natural e utilizando o óleo combustível OC1A, conforme resultado constante da Tabela 2.

Tabela 2 - Comparativo de custo de geração com óleo OC1A x gás natural

Custo variável de geração gás natural R$ 339,85/MWhCusto variável de geração OC1A R$ 267,74/MWh

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Fonte: Nota Técnica 027/2012/SFG/Aneel (peça 40, p. 6).

60. Como o custo variável do gás é de R$ 339,85/MWh e o do óleo de R$ 267,74/MWh, a Aneel concluiu que o uso do combustível gasoso trouxe prejuízo à CCC e, portanto, não satisfaz ao art. 11, § 4º, inciso II, da Lei 9.648/1998 (peça 40, p. 6), de sorte que não é elegível para a sub-rogação.

61. Nesse caso, a análise da Aneel foi conservadora, porém condizente com a possibilidade aventada por esse regulador de que o preço de contrato prevaleça quando for concluída a discussão da controvérsia.

62. A Aneel fez a mesma análise considerando o preço médio da parcela de transporte, devido à controvérsia entre as partes contratuais, conforme já relatado, resultando em preço final do gás natural em R$ 35,07/milhão BTU, em 9/2/2011, e o preço do OC1A na mesma data, R$ 1,26/kg, chegando ao resultado da Tabela 3.

Tabela 3 - Comparativo de custo geração com óleo OC1A x gás natural sob novas condições (resultante da instituição da controvérsia)

Custo variável de geração gás natural R$ 238,85/MWhCusto variável de geração OC1A R$ 256,64/MWh

Fonte: Nota Técnica 027/2012/SFG/Aneel (peça 40, p. 6).

63. Nesse caso, a Aneel então considerou que o ganho da utilização do gás natural dependerá da flutuação do preço do OC1A, uma vez que a diferença ente os custos de geração é de cerca de 7% apenas.

64. Ainda que a hipótese da redução de custos do gás natural frente ao OC1A se concretize, o benefício da troca de combustíveis (desconsiderando-se os valores eventualmente ressarcidos mediante sub-rogação) fica restrito ao período de cerca de três anos, desde o início do fornecimento comercial do combustível gasoso (dezembro de 2010) até a interligação de Manaus ao SIN, prevista, na ocasião em que a Aneel realizou a análise, para maio de 2013.

65. Para a reguladora (peça 40, p. 7), sob a hipótese do menor preço do gás natural, o que pode não ocorrer a depender do resultado da parcela de transporte do gás frente ao preço do OC1A, o benefício à CCC ficaria restrito a uma questão de fluxo de caixa: haveria maior recolhimento de recursos da CCC em momento inicial, arcados pelos consumidores de energia elétrica do território nacional, para uma economia futura em virtude da redução do preço do transporte do gás natural.

66. Ante tais cenários, a Aneel faz o seguinte questionamento:

[...] fica a questão se é coerente que o consumidor faça um alto desembolso num momento de tão elevados custos da CCC, já com gastos previstos para o ano de 2012 em mais de R$ 4 bilhões refletidos nas tarifas de todas as distribuidoras e transmissoras, para o usufruto de um benefício fracionado nos anos subsequentes (peça 40, p. 7).

67. A Aneel destaca, ainda, que o preço do gás natural foi condição determinante para o planejamento energético da Região Norte, que contava inclusive com a possibilidade da interligação de Manaus ao SIN, opção que pode ter sido adiada frente ao baixo custo do gás natural previsto à época (peça 40, p. 5).

68. Ressalta-se que, segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS, peça 64), quando a interligação de Manaus ao SIN ocorrer, o despacho das usinas termelétricas daquela região será baseado na atual análise econômica adotada no setor, que leva em conta as condições hidrológicas e os custos atuais e futuros da geração hídrica. Nessa análise, o ONS leva em conta o nível de inflexibilidade de geração das usinas, que é determinado pelos contratos take-or-pay.

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Portanto, mesmo após a interligação, as usinas a gás continuarão sendo despachadas, no mínimo, até o limite de take-or-pay do contrato de fornecimento de gás (80%), mesmo que tenha energia hidrelétrica disponível (peça 64, p. 1).

69. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração (SRG) da Aneel, na Nota Técnica 027/2012-SRG/Aneel, de 16/4/2012, concluiu que o gasoduto e os ramais de distribuição Urucu-Coari-Manaus não deveriam ser beneficiados pela sub-rogação à CCC. Esse entendimento foi seguido pela Diretoria Colegiada da agência que, em 9/10/2012, ao indeferir o pedido de sub-rogação, ressaltou que tal indeferimento não compromete a viabilidade do empreendimento já que a modalidade de contratação do gasoduto prevê a recuperação de todos os seus custos através do preço de venda do combustível (peça 96, p. 6).

70. Em sua manifestação perante o relatório prévio desta auditoria, a Eletrobras (peça 125, p. 17) contesta os valores apresentados pela Aneel, afirmando que os preços dos combustíveis fósseis utilizados para os cálculos da reguladora são inferiores aos reais e que, na realidade, houve economia da CCC da ordem de R$ 512 milhões. Não obstante essa posição da Eletrobras, dada a deliberação da Aneel, entende-se que não é necessário, por ora, propor determinações ou recomendações a esse respeito, sem prejuízo de eventual tratamento do tema em futuras auditorias ou processos de contas.

3.1.3. Necessidade de preço regulatório para fins de reembolso dos custos com gás natural

71. A atuação da agência reguladora, no que se refere aos reembolsos pela CCC dos custos com geração de energia elétrica a partir de gás, deve passar pela definição de quanto do ônus da contratação feita entre as partes (Cigás e Manaus Energia, atual Amazonas Energia) poderá ser transferido para terceiros alheios à celebração, ou seja, o conjunto dos consumidores.

72. Conforme art. 3º, inciso VII, da Lei 9.427/1996, cabe à Aneel articular-se com o regulador do setor de combustíveis fósseis e gás natural acerca dos critérios para fixação dos preços de transporte desses combustíveis utilizados na geração de energia elétrica. O mencionado dispositivo legal ainda estabeleceu que, nos casos de negociação frustrada entre os agentes envolvidos, a Aneel, também em articulação com o órgão regulador do setor de combustíveis fósseis e de gás natural, poderá arbitrar os valores relativos ao transporte desses combustíveis, como a seguir transcrito:

Art. 3º Além [...] de outras incumbências expressamente previstas em lei [...] compete à Aneel:

[...]

VII - articular com o órgão regulador do setor de combustíveis fósseis e gás natural os critérios para fixação dos preços de transporte desses combustíveis, quando destinados à geração de energia elétrica, e para arbitramento de seus valores, nos casos de negociação frustrada entre os agentes envolvidos.

73. A partir da MP 466/2009, convertida na Lei 12.111/2009, o regime para rateio de custos de geração para atendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica nos sistemas isolados buscou a promoção da eficiência da gestão, com vistas à modicidade dos custos a serem repassados aos consumidores de todo o país, via CCC. Assim, em seu art. 3º , caput e § 12, a Lei 12.111/2009 remete o detalhamento da disciplina dos reembolsos dos referidos custos de geração a regulamento que, entre outros quesitos, deve prever mecanismos de indução à eficiência econômica e energética.

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74. Coerentemente com a previsão legal, verifica-se que essa função tipicamente regulatória foi também contemplada na regulamentação que se seguiu, e atualmente está em vigor, nos termos do Decreto 7.246/2010 e da Resolução Normativa - Aneel 427/2011.

75. Em seu art. 4º, o Decreto 7.246/2010 estabelece que a Aneel e os agentes dos sistemas isolados deverão buscar a eficiência econômica. Pelo art. 2º, inciso I, e art. 6º, parágrafo único, desse decreto, as propostas de solução para o suprimento de energia aos consumidores dos sistemas isolados deverão buscar a redução do custo total da geração nos Sistemas Isolados e da necessidade do reembolso pela CCC.

76. O art. 11 do Decreto 7.246/2010 trata especificamente do reembolso de despesas com geração de energia elétrica nos sistemas isolados. No seu § 2º, o mencionado dispositivo elenca quais custos serão considerados para fins de reembolso e, dentre eles, menciona custos com geração própria (§2º, incisos II e V) e dispêndios com combustíveis para geração de energia elétrica, inclusive com despesas de transporte, de reserva de capacidade de transporte dutoviário e de reserva de consumo mínima (§3º). Porém, sobre esses itens de custos passíveis de reembolso, o regulamento, em seu art. 11, § 9º, fixa que, caso a contratação seja direta, a Aneel poderá estabelecer limites para o reembolso pela CCC por meio de metas que assegurem a sustentabilidade econômica dos agentes.

77. Portanto, a previsão do art. 11, § 9º, do Decreto 7.246/2010 é, em tudo, coerente com as várias disposições legais e regulamentares já mencionadas e que denotam a necessidade de a agência reguladora atuar para desestimular repasses aos consumidores de ineficiências associadas às contratações dos agentes do setor elétrico.

78. No atendimento a esse propósito, a Resolução Normativa - Aneel 427/2011 contemplou vários mecanismos para a mitigação dos riscos de repasses de custos de ineficiências dos agentes que atuam nos sistemas isolados.

79. Assim, nos arts. 5º a 8º da Resolução Normativa - Aneel 427/2011, trata-se da apuração do custo total de geração (CTISOL) passível de reembolso com recursos da CCC. O art. 5º define o custo total e, nos demais, discriminam-se as três parcelas de sua composição, cada uma com disciplina específica: combustíveis (CTCOMB, art. 6º), geração própria (CTGP, art. 7º) e contratação de potência e energia elétrica (CTCE, art. 8º).

80. Pelo art. 7º da Resolução Normativa - Aneel 427/2011, foram estabelecidos critérios para que, no tocante aos custos com geração própria (CTGP), somente sejam reconhecidos, para fins de reembolso, os custos prudentes e eficientes, valores de referência e previsão de aprovação por meio de Despacho da SRG.

81. No art. 8º, § 2º, alíneas “a” e “b”, da Resolução Normativa - Aneel 427/2011, está especificado que, para fins do cálculo do reembolso relativo aos contratos de potência e energia elétrica (CTCE), a Eletrobras deverá antes verificar certos quesitos, entre eles, a existência de registro ou homologação do contrato de compra e venda de energia e potência e eventual aditivo pela Aneel e a consonância entre o preço faturado e o valor aprovado do contrato.

82. Quanto ao CTCOMB, a norma regulatória (art. 6º, § 4º) prevê que, para fins de valoração do montante de combustível a ser reembolsado, o preço será obtido pela média aritmética ponderada dos preços faturados no mês, observados os limites de preço por tipo de combustível aplicável a cada empreendimento de geração.

83. A respeito de custos com combustíveis fósseis nela especificados (óleo diesel, óleo combustível OC1A, combustíveis de uso exclusivo das centrais termelétricas - óleo combustível para turbinas geradoras de energia elétrica - OCTE e o óleo combustível para geração elétrica - PGE), prevê a Resolução Normativa - Aneel 427/2011 (art. 11) que, para fins de reembolso pela

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CCC, salvo casos devidamente justificados, será considerado o preço de referência consistente no valor médio praticado no mercado local.

84. No entanto, e não obstante à descrita disciplina para o reembolso de custos com combustíveis fósseis, é de se notar a ausência de critério indutor de eficiência, caracterizado pela fixação de critérios para a definição de um preço regulatório para o gás natural, fonte para a qual têm peso significativo as despesas acessórias, relacionadas ao transporte de combustíveis, reserva de capacidade de transporte dutoviário e de reserva de consumo mínimo, que, nos termos do art. 6º, § 5º, da Resolução Normativa - Aneel 427/2011, integram o CTCOMB passível de reembolso pela CCC.

85. Reclama, portanto, justificativa a ausência de um preço regulatório para fins de reembolso de custos com gás natural, mormente quando disciplina nesse sentido foi posta em relação aos enumerados combustíveis fósseis.

86. Ademais, não supre essa lacuna, ao contrário, a realça, o fato de terem sido, nos termos do art. 12 e anexos I, II e III da Resolução Normativa - Aneel 427/2011, estabelecidos limites de consumo específico para os combustíveis líquidos, em termos de kg ou l/kWh, e também para o gás natural (kJ/kWh), vez que esse critério não permite aferir a razoabilidade dos preços unitários das quantidades de combustível consideradas.

87. Assim, em cumprimento ao art. 3º, inciso VII, da Lei 9.427/1996 e ao art.11, § 9º, do Decreto 7.246/2010, a Aneel tem recorrido à ANP para o reconhecimento pela CCC dos custos dos combustíveis, tanto para os combustíveis líquidos quanto para o gás natural. Contudo, entende-se que a ANP não disponibilizou à Aneel uma avaliação conclusiva acerca dos investimentos do gasoduto Urucu-Manaus, em especial para fins de ajustes dos valores para os reembolsos dos custos pela CCC.

88. Em que pese ter realizado um levantamento desses investimentos (peça 42), a ANP não persistiu na investigação, uma vez que a Nota Técnica - ANP 013/2010-SCM, de 16/7/2010, está inconclusa, por exemplo, no que diz respeito à ausência de comprovação por parte de Petrobras do valor de R$ 559 milhões, a título de contingência. Ressalte-se que, segundo a referida nota técnica, a retirada desse valor do total do investimento poderia diminuir a tarifa de transporte do gás em 8,8% (peça 42, p. 13).

89. Sobre o preço do gás, conforme anotado anteriormente, os custos incorridos na construção do empreendimento são refletidos no preço pago pelo transporte do gás. Recorde-se que, conforme exposto nos itens 45 a 48 deste relatório de auditoria, já foram ressaltados pela ANP os seguintes pontos que, juntamente com a exclusão da reserva de contingência, implicariam a redução do preço do transporte em 6,25%, de R$ 13,1324/milhão BTU para R$ 12,3114/milhão BTU, preço referente a dezembro de 2009, e que merecem consideração também no tocante ao preço regulatório a ser considerado para fins de reembolso pela CCC:

a) a Taxa Interna de Retorno (TIR) deve ser reduzida de 13% para 9,1% a.a;

b) deve ser apresentada justificativa para o alto percentual destinado ao custo de operação e manutenção (O&M), fixado em 4% do total do investimento; e

c) deve ser demonstrada a consistência da projeção dos valores relativos à necessidade de capital de giro para o período de 2005 a 2009.

90. A Aneel, por sua vez, manifestou-se acerca desse assunto, argumentando que consta no Contrato OC 1902/2006 que o preço do gás natural deveria ser livremente negociado entre as partes (peça 124, p. 2). Em caso de não haver acordo, o contrato previa a adoção de preço médio. Ressalta, ainda, que a Superintendência de Regulação da Geração da Aneel solicitou à ANP estudo acerca do preço do gás.

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91. Conforme mencionado anteriormente, quanto aos contratos de energia, a Resolução Normativa - Aneel 427/2011, art. 8º, § 2º, alínea “a” explicita que a Eletrobras deve avaliar para cada fatura apresentada, para fins do cálculo do reembolso a existência de homologação do contrato de compra e venda de energia e potência e eventual aditivo pela Aneel.

92. Atente-se que o ato de homologar atos administrativos não deve ser reduzido a um simples, automático e formal endosso de decisões já tomadas. Antes da homologação, a autoridade competente deve verificar se estão atendidos os requisitos e propósitos legais que poderão conferir validade e eficácia aos atos submetidos à sua apreciação. Esse entendimento já foi reiteradamente esclarecido em deliberações do TCU abordando a responsabilidade da autoridade competente para a homologação prevista no art. 43, inciso VI, da Lei 8.666/1993 (Acórdão 192/1996-TCU-Plenário, relator Ministro Bento José Bugarin; Acórdãos 509/2005-TCU-Plenário e 510/2005-TCU-Plenário, relator Ministro Marcos Bemquerer Costa; Acórdão 2.900/2009-TCU-Plenário, relator Ministro Benjamin Zymler; e Acórdão 1.047/2012-TCU-Plenário, relatora Ministra Ana Arraes).

93. Recordando-se que competência de entes públicos implica inescusável exercício de poder-dever, conclui-se que, na disciplina do exame, a cargo da Aneel, previamente ao ato de homologação dos valores dos custos totais de geração nos sistemas isolados, não poderá ser olvidado o mandado para a indução à eficiência econômica e energética.

94. Entende-se, então, que, com apoio no art. 70, inciso IX, da CF/1988, no art. 43, inciso I, da Lei 8.443/1992, e no art. 250, inciso II, do Regimento Interno (RI) do TCU e com vistas à elaboração do Plano Anual de Custos da CCC relativo ao ano de 2014, e subsequentes, deve ser determinado à Aneel que, no prazo de noventa dias, adote, articuladamente com a ANP, providências para que seja fixado o preço regulatório do combustível gás natural associado ao Contrato de Compra e Venda de Gás Natural OC 1902/2006 para fins de reembolso pela CCC.

3.1.4. Ineficiência no uso do gás natural x não conversão das usinas a óleo para gás

95. O Contrato OC 1902/2006, em sua cláusula terceira, subcláusula 3.1.2 (peça 35, p. 12), define que as partes concordaram em realizar os melhores esforços e trabalhar de forma conjunta com o objetivo de concluir, até 31/1/2007, as fases de: i) montagem mecânica do sistema de transporte; e ii) conversão do parque térmico para utilização do gás natural para dar início ao período de fornecimento para comissionamento e testes (peça 35, p. 12). Posteriormente, o primeiro termo aditivo, de 10/12/2009, postergou essa data para 30/11/2010 (peça 35, p. 104), em que pese a Petrobras ter entregue a sua parte da obra em novembro de 2009.

96. Embora os ramais construídos pela Cigás tenham ficado prontos em 1º/12/2010, com atraso de treze meses, a conversão das usinas não se deu de forma concatenada, como previa o Contrato OC 1902/2006.

97. Esse contrato, na cláusula 7.7, dispõe sobre as vazões máximas para cada ponto de entrega (peça 35, p. 19). Todavia, nem todas as usinas a óleo foram convertidas para operarem com gás natural e, após a conversão, algumas demonstraram um nível de eficiência aquém do previsto, de modo que a totalidade do gás natural contratado não está sendo consumido. Ante tal situação, foi negociada uma “rampa” de tomada de gás natural para adequar a quantidade de gás natural contratada. Tal negociação deu origem ao terceiro termo aditivo (3TA) ao contrato, de 20/8/2011, o qual postergou para 2013 o consumo de 5 milhões m3/dia e para 2014 o consumo de 5,5 milhões m3/dia de gás, de modo que em 2012 seriam consumidos 3,64 milhões m3/dia (peça 53).

98. A Tabela 4 mostra os quantitativos diários do Contrato OC 1902/2006, a modificação ocorrida com a “rampa” (estabelecida no 3TA ao contrato), o consumo médio verificado no primeiro semestre de 2012 e o comparativo entre o consumo e esses dois instrumentos (contrato

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http://www.tcu.gov.br/Consultas/Juris/Docs/judoc/Acord/20091204/005-057-2009-0-MIN-BZ.rtf

http://www.tcu.gov.br/Consultas/Juris/Docs/judoc/Acord/20091204/005-057-2009-0-MIN-BZ.rtf

http://www.tcu.gov.br/Consultas/Juris/Docs/judoc/Acord/20120516/AC_1047_15_12_P.doc


e aditivo). Observa-se que a diferença entre a quantidade de gás contratada e a consumida é da ordem de 3,17 milhões m3/dia. Mesmo com a “rampa”, o Sistema Manaus deixa de consumir 1,31 milhão m3/dia de gás. Dizendo de outro modo, há, desde 2009, 3,17 milhões m3/dia de gás disponível para gerar energia que não é utilizado. Com a rampa, o prejuízo relativo ao gás pago e não consumido diminuiu para 1,31 milhão m3/dia.

99. Isso se dá porque a usina Mauá 3 foi licitada apenas em junho de 2012, o Produtor Independente de Energia Elétrica (PIE) Cristiano Rocha ainda não converteu suas usinas para gás e as sete usinas que ficam no trajeto do gasoduto (Anori, Coari, Codajás, Anamãs, Caapiranga, Iranduba e Manacapuru) previstas para operar a partir de janeiro de 2013 (peça 95, p. 16) também não estão prontas. Mesmo as usinas que já foram convertidas estão consumindo menos gás que o negociado na rampa do terceiro termo aditivo, a exemplo da usina Manauara. Enquanto a rampa previa o consumo diário de 400.000 m3, essa térmica só consumiu 254.353 m3. Situação semelhante ocorreu com as UTEs Aparecida, Tambaqui, Jaraqui e Ponta Negra, conforme Tabela 4.

Tabela 4 – Comparativo entre Contrato/Rampa 3TA e Consumo real de gás natural diário

Usina

Contrato 1902/2006

(A)

Rampa terceiro termo aditivo

(B)

Consumo Jan-Jun de

2012( C )

Diferença entre o

previsto no contrato e o consumo de

2012( A ) - ( C )

Diferença entre o

previsto na rampa e o

consumo de 2012

( B ) - ( C ) m3/dia m3/dia m3/dia m3/dia m3/diaAparecida 1.000.000 768.000 685.639 314.361 82.361Mauá 1.800.000 816.000 412.246 1.387.754 403.754Tambaqui 400.000 400.000 351.888 48.112 48.112Jaraqui 400.000 400.000 339.174 60.826 60.826Cristiano Rocha 400.000 400.000 0 400.000 400.000Ponta Negra 400.000 400.000 254.353 145.647 145.647Manauara 400.000 400.000 285.240 114.760 114.760Anori + 6 Usinas interior 200.000 56.000 0 200.000 56.000Futuros pontos 500.000 0 0 500.000 0Total 5.500.000 3.640.000 2.328.540 3.171.460 1.311.460

Fonte: Amazonas Energia (peças 53 e 89).

100. Evidencia-se uma total desconexão entre as políticas públicas. O gasoduto passou três anos sendo construído, mas, mesmo assim, as usinas termelétricas a óleo não foram convertidas tempestivamente.

101. Somente em junho de 2012, a Amazonas Energia realizou licitação para construção de uma usina bicombustível, a Mauá 3, cujo contrato foi firmado em 29/9/2012. O cronograma de operação prevê em abril/2014: início de operação em ciclo aberto com consumo de gás natural de 1,15 milhão m3/dia (187,5 MW); em maio/2014: início de operação em ciclo aberto com consumo de gás natural de 2,3 milhões m3/dia (375 MW); e em janeiro/2015: início de operação em ciclo fechado com consumo de gás natural de 2,3 milhões m3/dia (570 MW).

102. Enquanto Mauá 3 não opera, o Sistema Manaus, durante o ano de 2011, período em que o gás já estava disponível, teve 51% de geração a óleo, ao passo que a geração a gás representou 31%, e a hídrica, 18%, conforme Tabela 5.

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Tabela 5- Geração do Sistema Manaus, por tipo de combustível, em 2011

Combustível Geração MWh Participação do Total (%)Óleo 3.847.158 51%

Gás Natural 2.313.167 31%Hídrica 1.362.488 18%Total 7.522.813 100%

Fonte: Amazonas Energia (peça 65).

103. A consequência dessa ineficiência é que a CCC está cobrindo todo o custo da geração, tanto a óleo, quanto a gás natural, incluindo-se aí o custo com gás não consumido em razão das não conversões.

104. De dezembro de 2010, início do comissionamento do gasoduto, a dezembro de 2012, já se pagou R$ 1 bilhão de take or pay e ship or pay (peça 130). Ou seja, há o pagamento de 100% do ship or pay sobre a quantidade contratada (no caso, a “rampa”, que é de 3,64 milhões m3/dia) e 80% de take or pay sobre a quantidade contratada, obedecendo à sistemática de 70% ao mês e 80% ao ano, prevista na subcláusula 10.1.2 do Contrato OC 1902/2006.

105. A Aneel e a Eletrobras se manifestaram sobre o assunto.

106. A Aneel negou ter descumprido o art. 11, § 9º, do Decreto 7.246/2010, alegando que o § 3º do mesmo artigo a obriga a reembolsar os custos relativos à reserva de capacidade de transporte dutoviário (ship or pay) e à reserva de consumo mínima (take or pay). A agência ressaltou que foi estabelecida uma rampa de consumo do gás natural, de modo a propiciar a gradativa conversão das unidades geradoras das centrais termelétricas de Manaus, sem que houvesse comprometimento do abastecimento de energia elétrica (peça 124, p. 2).

107. Procede, em parte, o argumento apresentado pela Aneel no tocante a que no art. 11, § 3º, do Decreto 7.246/2010 está contemplado o reembolso de despesas de transporte, de reserva de capacidade de transporte dutoviário e de reserva de consumo mínima. Entretanto, esse § 3º deve ser interpretado conjuntamente com o § 9º do mesmo art. 11, que trata da competência da Aneel para estabelecer limites para o reembolso desses custos de modo a incentivar a eficiência econômica e energética. Esse dispositivo constitui-se em via para evitar que o conjunto dos consumidores, dado o rateio da CCC, arque ilimitada e indefinidamente com custos decorrentes de ineficiência de agentes econômicos.

108. Ademais, conforme já exposto, a melhor interpretação dessas normas deve considerar a esperada atuação da agência reguladora em prol da modicidade tarifária prevista em vários tópicos do ordenamento jurídico setorial e permite concluir que a Aneel deve continuamente buscar que somente sejam repassados aos consumidores valores justos, definidos com base em critérios de eficiência e de viabilidade econômica pela agência reguladora.

109. A negação disso, ressalte-se, significaria legitimar uma inoperância da Aneel para opor óbices a que até mesmo valores artificialmente aumentados nos contratos, inclusive em conluio entre os contratantes, possam obter o ressarcimento integral com a total transferência desse ônus a terceiros, alheios e indefesos aos termos contratados, por meio de reembolsos pela CCC. Repisa-se a necessidade de a Aneel fixar o preço regulatório do combustível gás natural associado ao Contrato Manaus Energia, atual Amazonas Energia – Cigás para fins de reembolso pela CCC, conforme proposto no item 94 deste relatório.

110. Se as usinas já houvessem completado a conversão para gás natural, não haveria mais necessidade de qualquer geração a óleo diesel. A partir da diferença entre o dispêndio na geração com óleo diesel e o que seria gasto para a geração da mesma quantidade de energia com gás natural decorre a expressão da antieconomicidade associada ao atraso na conversão das usinas.

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111. A propósito, o modo ora proposto para cálculo da grandeza da antieconomicidade dos atrasos na conversão das usinas de óleo para gás se assemelha à previsão, no contrato, para apuração do valor da diferença de custo de geração com combustível secundário e gás natural que poderia ser aplicado como penalidade caso a Cigás atrasasse a entrega de gás durante o período de fornecimento para comissionamento e testes (item 3.1.4 do contrato, peça 35, p. 13) ou, no período de fornecimento comercial, no caso de atraso provocado pela Petrobras (item 9.8.2 do contrato, peça 35, p. 45). A definição para diferença de custo de geração com combustível secundário e gás natural foi estabelecida no primeiro aditivo ao contrato (item 2.1 do contrato, peça 35, p. 104).

112. Nessa linha, de acordo com o Plano Anual de Custos (PAC) da CCC para 2013 (peça 143, p. 25), estimou-se a geração com óleo diesel em 1.749.384 MWh, ao custo total de R$ 1.108.025.829,80. Assim o custo unitário da geração por óleo diesel foi de R$/MWh 633,38 (R$ 1.108.025.829,80 / 1.749.384 MWh = R$/MWh 633,38). Observa-se que o custo de R$ 633,38/MWh é muito superior ao preço indicado pela Nota Técnica 027/2012/SFG/Aneel (peça 40, p. 6), conforme Tabelas 2 e 3, mas isso se deve ao fato da Aneel ter usado apenas um tipo de combustível, o OCA1, bem inferior ao diesel do Plano Anual de Custos de 2013.

113. Já de acordo com o PAC (peça 143, p. 27), estimou-se a geração com gás natural em 4.644.721 MWh, ao custo total de R$ 1.426.469.701,80. Assim o custo unitário da geração por gás natural foi R$/MWh 307,12 (R$ 1.426.469.701,80 / 4.644.721 MWh = R$/MWh 307,12).

114. Somado o custo total da geração com esses dois combustíveis, dado que não estava completada a conversão, obtém-se o valor de R$ 2.534.495.531,60. O total estimado para a geração com os dois combustíveis foi de 6.394.105 MWh (1.749.384 MWh + 4.644.721 MWh). Para a geração de todo esse montante, ao preço unitário encontrado para o gás natural, o custo teria sido de R$ 1.963.734.108,60 (6.394.105 MWh x R$/MWh 307,12 = R$ 1.963.734.108,60).

115. Chega-se, então, ao valor de R$ 570.761.423,00 para o custo que teria sido evitado para a CCC no ano de 2013, caso tivesse sido completada a conversão. Esse valor corresponde à diferença entre os custos do cenário sem conversão completada e aqueles para o cenário com conversão completada (R$ 2.534.495.531,60 – R$ 1.963.734.108,60 = R$ 570.761.423,00).

116. Esse valor é significativo e equivale a 15,99% do total do reembolso da CCC para a Amazonas Energia para 2013, estimado em R$ 3.568.945.639,97.

117. Evidencia-se, assim, a importância de serem adotados mecanismos que desestimulem novos atrasos na conversão das usinas.

118. Atente-se que procedimento com a finalidade ora proposta, de desestimular atrasos na conclusão de empreendimentos beneficiados com recursos da CCC, foi adotado pela Aneel que, ao estabelecer critérios para a sub-rogação no rateio da CCC, relativo ao projeto de interligação do município de Assis Brasil/AC ao SIN, definiu que será abatido 1% (um por cento) do montante total correspondente ao ressarcimento autorizado para cada mês de atraso na entrada da linha de transmissão em operação comercial, nos termos do art. 3º, § 2º, da Resolução Autorizativa - Aneel 3.999/2013.

119. Ante todo o exposto, propõe-se, com apoio no art. 70, inciso IX, da CF/1988 e no art. 250, inciso III, do RITCU, recomendar que a Aneel adote as tempestivas providências para que sejam criados mecanismos que desestimulem novos atrasos na conversão das usinas, a exemplo da medida preconizada no art. 3º, §2º, da Resolução Autorizativa Aneel 3.999/2013.

120. A Eletrobras, por sua vez, explicou que empreendeu todos os esforços para a conversão gradual das usinas, mantendo o suprimento de energia elétrica da cidade de Manaus ininterrupto,

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num ambiente de segurança energética. Foi realizado um cronograma de conversão dos motores, de forma que durante a execução dos trabalhos, testes e comissionamento das máquinas, as demandas de energia elétrica fossem atendidas sem a necessidade da unidade geradora em conversão (peça 125, p. 19).

121. Enfatizou também que, em face da necessidade de conversão gradual dos motores, solicitou uma revisão contratual para adequar os valores de volume contratados, de forma a não ser penalizada pela cláusula do take or pay. Tanto que se definiu uma rampa de consumo, com a assinatura do 3TA, em 20/8/2011.

122. Ressaltou que a UTE Mauá Bloco III, após conversão para o gás, apresentou consumo específico acima do esperado. Em janeiro de 2012, a UTE deixou de atender os valores limites de consumo específico, estabelecidos pela Resolução-Aneel 427/2011. O alto custo para conversão da UTE Mauá Bloco IV, em face de obsolescência do equipamento da usina, e o elevado consumo específico constatado na UTE Mauá Bloco III, foram indicadores da conveniência de se repensar o programa de conversão das usinas do parque de Manaus (peça 125, p. 20).

123. A Eletrobras explicou que, após estudo técnico-econômico, concluiu que a contratação de uma grande usina termelétrica (Mauá 3) traria melhores benefícios e retorno financeiro, em substituição ao parque gerador obsoleto atual. Alguns motores das usinas existentes deixaram de ser convertidos, evitando-se gasto sem retorno financeiro (investimento injustificável).

124. Essa justificativa precisa ser analisada sob duas óticas. Primeiro, do ponto de vista do planejamento. Segundo, da eficiência na administração pública.

125. No que diz respeito ao planejamento, a Eletrobras há muito sabia que suas térmicas estavam obsoletas. Isto é, a obsolescência citada por essa empresa (peça 124, p. 200) não advém da conversão para gás, ela já estava nesse estado há anos. Somente em 2012 realizaram estudo e concluíram que se justificava construir uma nova usina. A construção dessa nova usina deveria ter sido feita pari passu à execução do gasoduto. Isto significou que a infraestrutura de mais de 700 km de gasoduto que cortou a Amazônia foi construída ao longo de três anos e a Eletrobras não foi capaz de compatibilizar esse prazo com a preparação do parque térmico para receber o gás.

126. No que diz respeito à eficiência, embora alegue que se criou a rampa, há gás sendo pago e não usado. É certo que, com a rampa, a quantidade reduziu um pouco, mas a ineficiência persiste.

127. Toda a geração de Manaus poderia estar utilizando gás, contudo, somente metade do abastecimento é com esse combustível, desperdiçando não só recursos públicos como trazendo dano ambiental, já que as usinas a óleo são muito mais poluidoras que as a gás, como bem frisou a Eletrobras (peça 124, p. 21).

128. Propõe-se que sejam constituídos processos apartados para apurar a responsabilidade de gestores da Amazonas Energia e da Centrais Elétricas Brasileiras que feriram a um só tempo, os princípios da eficiência (art. 37, caput, CF/88) e da modicidade tarifária (art. 6º, § 1º, da Lei 8.987/1995) ao não adotarem as tempestivas e devidas providências para a oportuna conversão das usinas térmicas, com vistas ao melhor aproveitamento do combustível associado ao Contrato de Compra e Venda de Gás Natural OC 1902/2006, vez que:

a) o gasoduto Urucu-Manaus foi entregue em novembro de 2009 e os ramais termelétricos ficaram prontos em dezembro de 2010, ao passo que, conforme previsão atual, as usinas somente serão totalmente convertidas para gás natural em 2014, enquanto isso: foram disponibilizados em 2012 3,64 milhões m 3 /dia para consumo, em observação ao terceiro termo

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aditivo ao Contrato OC 1902/2006, de 20/8/2011, que estabeleceu a “rampa” de tomada de gás natural, e apenas 2,3 milhões m 3 /dia foram efetivamente usados; e o sistema Manaus, em que pese o gás disponível, ainda mantém metade de sua geração a óleo; e

b) o atraso na conversão das usinas implica onerar o conjunto dos consumidores do país, via reembolsos pela CCC: com elevados custos de geração a óleo, que seriam evitados caso as usinas já estivessem completamente convertidas para uso do gás; e com o desperdício de valores correspondentes a subutilização de custos de reserva de capacidade de transporte dutoviário ( ship or pay ) e de reserva de consumo mínima ( take or pay ) do gás, que totalizaram R$ 1 bilhão, de dezembro de 2010 a dezembro de 2012.

3.1.5. Atrasos na interligação do sistema Acre-Rondônia ao SIN geram ineficiência econômica e energética

129. Em 2006, por meio do Leilão Aneel 005/2006, foi licitado um sistema de transmissão composto pelos circuitos simples (C1) LT 230 kV Samuel-Ariquemes, LT 230 kV Ariquemes-Jiparaná, LT 230 kV Jiparaná-Pimenta Bueno, LT 230 kV Pimenta Bueno-Vilhena e pelo circuito duplo (C2) LT 230 kV Vilhena-Jauru. O referido leilão foi realizado em novembro de 2006, tendo como vencedora a empresa Jauru Transmissora de Energia (JTE).

130. O contrato de concessão foi assinado em abril de 2007, com prazo de dezoito meses para as instalações entrarem em operação comercial. A integração do sistema Acre-Rondônia ao SIN, que estava prevista para outubro de 2008, aconteceu em outubro de 2009, com a entrada em operação da LT 230 kV Vilhena-Jauru em circuito duplo. O circuito simples no trecho entre Samuel e Vilhena não entrou em operação. Este circuito complementaria um outro circuito simples já existente.

131. Essa licitação tinha como finalidade garantir o adequado atendimento aos Estados do Acre e de Rondônia e reduzir a dependência de geração térmica local, o que, por consequência, reduziria a CCC.

132. Entretanto, mesmo após a interligação, Acre e Rondônia continuam dependentes de geração térmica local devido à precariedade do sistema de transmissão. Inicialmente foram previstos circuitos duplos entre as subestações de 230 kV de Vilhena-Jauru e de Vilhena-Samuel (em 2006 foi licitada somente a linha complementar). Porém, devido ao atraso na obtenção da licença de instalação do segundo circuito entre as subestações de Vilhena e Samuel, em razão da não concessão desse licenciamento pelo governo do Estado de Rondônia (peça 95, p. 3), o sistema Acre-Rondônia foi integrado ao SIN com limitações na capacidade de recebimento de energia do sistema interligado. Tal fato foi registrado pelo ONS, por meio da Nota Técnica - ONS 3/0012/2012 (peça 60, p. 8), que trata dos “Benefícios sistêmicos associados a UTE Termonorte I”.

133. As térmicas, que deveriam ficar paradas e operar apenas se acionadas pelo ONS pela convencional ordem de mérito, continuam operando à plena carga, mesmo com a integração ao SIN. Com isso, esse sistema arcou, no período de novembro de 2009 a junho de 2012, com o custo de Encargo de Serviços do Sistema (ESS) da ordem de R$ 2,1 bilhões somente relativo ao sistema AC-RO, visto que estão sendo ativadas, fora da ordem de mérito, as térmicas Termonorte I e II (em RO) e Rio Acre (no AC). Destaca-se que, em 2010, o ESS atingiu a monta de R$ 760 milhões.

134. Observa-se, na Tabela 6, que, nesse mesmo ano, a CCC para esse sistema caiu quase cinco vezes, passou de R$ 705 milhões em 2009 para R$ 152 milhões em 2010. Essa queda, no entanto, se deu justamente em razão da integração do sistema Acre-Rondônia ao SIN. Cabe ressaltar que em 2011 a CCC voltou a subir, mas, desta feita, por reflexo da Lei 12.111/2009.

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Tabela 6- Sistema Acre-Rondônia valores encargos CCC e ESS (em R$)

Encargo

20091 2010 2011até junho

2012 Total R$ESS 102.521.695 759.141.534 914.681.574 302.886.969 2.079.231.772CCC 705.278.939 152.991.846 370.481.724 117.812.050 1.346.564.559Total 807.800.634 912.133.380 1.285.163.298 420.699.019 3.425.796.331

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e Eletrobras (peça 98).1ESS de 2009 abrange novembro e dezembro.

135. Cabe destacar que quando essa linha de transmissão (LT) foi planejada, esperava-se reduzir a CCC em 30%, conforme registro feito pelo Diretor da Aneel, Edvaldo Santana:

[...] por fim, destaco que a conclusão da LT resultará na redução de cerca 30% no valor da CCC-Isol, ou seja, em torno de R$ 1 bilhão, a cada ano. Por isso, apelo para que as autoridades envolvidas resolvam rapidamente o problema, uma vez que, na condição atual, perdem todos. A Aneel está à disposição para ajudar na solução, como sempre esteve (peça 41, p. 2).

136. Outro grave problema é a entrada em operação de dez máquinas da Usina Hidrelétrica (UHE) de Santo Antônio. Em tese, a energia oriunda da UHE Santo Antônio reduziria a geração térmica. No entanto, visto que a LT possui apenas um circuito, não é possível contar, em regime normal de operação, com a plena injeção dessa energia no sistema pelo menos até a conclusão do circuito duplo.

137. O ONS, em 28/11/2011, por meio da Carta - ONS 0554/200/2011, dirigida ao diretor comercial e regulatório da Santo Antônio Energia S.A., empresa titular da concessão da UHE Santo Antônio, comunicou a restrição de operação daquela usina:

Tendo em vista a fragilidade do atual sistema de transmissão em 230 kV, com apenas um circuito entre as SE´s Samuel e Vilhena, configuração que permanecerá até o final de 2012 quando deverá entrar em operação o segundo circuito entre essas subestações, o despacho de geração na UHE Santo Antônio poderá sofrer restrições, devendo tal despacho ser determinado de acordo com a carga da região de Porto Velho, Rio Branco e Abunã e da geração de UHE Samuel e/ou o da UTE Termonorte II (peça 61, p. 5).

138. A situação é paradoxal, pois o trecho que liga o Mato Grosso a Rondônia teve a licença ambiental concedida pelo Ibama em 2007, sem qualquer restrição. Contudo, não foi permitida a implementação da linha de transmissão no Estado de Rondônia. Ressalta-se que há correspondência endereçada ao MME, de 24/7/2007, da lavra do vencedor da licitação, a Jauru Transmissora de Energia S.A., explicitando que não cumpriu o contrato de concessão firmado em 2007 em face de a licença ambiental ter sido negada. Segundo o empreendedor, o governador de Rondônia à época, Ivo Cassol, expressou que:

O governo estadual, em todas as suas esferas, demandará todos os esforços para impedir a construção desta linha de transmissão e a consequente interligação de Rondônia ao SIN. As informações do governador e de sua equipe econômica são que o Estado de Rondônia perderia receita de arrecadação de ICMS proveniente da abstenção da venda do combustível fóssil utilizado pelas usinas térmicas (peça 49, p. 8).

139. Outra correspondência do empreendedor ao MME, datada de 15/10/2009, informa que o governador reafirmou que continuaria usando todas as medidas protelatórias possíveis para impedir a integração de Rondônia ao SIN, até que o ressarcimento do ICMS fosse concedido pelo prazo de 24 meses (peça 49, p. 99-100).

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140. A reivindicação do governador foi atendida em lei: a Medida Provisória 466/2009, posteriormente convertida na Lei 12.111/2009, estabeleceu que os estados que passassem por processos de interligação de sistemas isolados ao SIN, por 24 meses após a interligação, seriam ressarcidos pelo ICMS não recolhido em face da não comercialização e utilização de combustível fóssil para abastecimento das térmicas. Em decorrência desse dispositivo, o Estado de Rondônia foi ressarcido em R$ 19,9 milhões, conforme Nota Técnica 031/2012/SFF/Aneel (peça 62, p. 8).

141. Em 2011, a licença ambiental para o segundo circuito de 230 kV no trecho Vilhena e Samuel (em RO), que permitirá a interligação entre Acre e Rondônia conforme planejado, foi concedida pelo órgão ambiental do Estado de Rondônia e a obra está sendo executada. Esse circuito estava previsto para iniciar a operação em dezembro de 2012.

142. Considerando o exposto, propõe-se que, com apoio no art. 1º, inciso VIII, da Lei 8.443/1992, sejam enviadas cópias da deliberação que vier a ser adotada neste processo, acompanhada do relatório e voto que a fundamentarem, bem como das peças 41, 49, 60, 61, 62 e 95 dos presentes autos para a 3ª Câmara de Coordenação e Revisão da Procuradoria Geral da República, para que aprecie a pertinência de apurar a atuação de gestores estaduais de Rondônia, entre os quais o então governador do Estado de Rondônia, Sr. Ivo Cassol, tendo em vista os prejuízos ao sistema elétrico brasileiro em razão da demora no licenciamento ambiental que permitiria a construção do segundo circuito de linha de transmissão. As notícias públicas indicam que o governador de então havia se negado, sem base técnica, a conceder licença ambiental para a obra, exigindo, em troca da licença, o ressarcimento ao Estado de Rondônia do ICMS relativo ao combustível fóssil que deixasse de ser comercializado para suprir o consumo pelas usinas térmicas, o que efetivamente ocorreu com a Lei 12.111/2009 (peças 41,49, 60, 61, 62 e 95). Após a edição da lei em 2011, a licença solicitada em 2007 foi concedida. Tal lapso de tempo trouxe os seguintes prejuízos:

a) a integração do sistema Acre-Rondônia ao SIN, que deveria se dar por completo em 2008, de acordo com o Contrato de Concessão de Transmissão de Energia Elétrica 01/2007, foi adiada para dezembro de 2012. A LT permaneceu com circuito simples, em face da ausência de licença ambiental por parte do Estado de Rondônia, fazendo com que as térmicas desse sistema permanecessem em operação, fora da ordem do mérito do ONS. Isso resultou em acréscimo do encargo ESS na ordem de R$ 2 bilhões no período de novembro de 2009 a junho de 2012; e

b) o escoamento da energia produzida na UHE Santo Antônio para a região Norte ocorre com restrição em razão de atrasos na LT Vilhena-Samuel.

3.1.6. Atraso das obras para receber a linha de transmissão Tucuruí-Manaus-Macapá

143. A interligação de Manaus ao Sistema Interligado Nacional (SIN) deverá reduzir sobremaneira a geração térmica para atender àquela cidade, o que, por consequência, deverá reduzir o consumo de combustíveis para aquela geração, acarretando diminuição de custos da CCC.

144. Essa interligação depende fundamentalmente da conclusão da linha de transmissão (LT) Tucuruí-Manaus-Macapá, programada desde 1980 e licitada em 2008, e quando da execução da auditoria estava prevista para entrar em operação em maio de 2013. Contudo, essa interligação só será efetiva se também forem concluídas as obras complementares requeridas para a distribuição de energia em Manaus e Macapá.

145. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE), por meio de Nota Técnica intitulada “Atendimento à Região Metropolitana de Manaus – Solução de Curto Prazo”, de 9/10/2008, sugeriu a realização, pela Amazonas Energia, de obras complementares para receber a energia da

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Usina Hidrelétrica de Tucuruí. A EPE identificou, a partir de proposições do Grupo de Trabalho do Sistema Elétrico de Manaus (GTSEM), coordenado pelo MME, a necessidade de antecipação de um elenco de obras a ser implantado no curto prazo para normalizar o atendimento à Manaus, em consonância com a futura integração regional ao SIN e com o planejamento estrutural de longo prazo para o atendimento à região, em virtude do esgotamento do sistema existente em 69 kV em Manaus (peça 72).

146. A equipe de auditoria questionou a Eletrobras, já que a Amazonas Energia faz parte desse grupo econômico, acerca dessas obras (peça 32, p. 1). Em resposta, a empresa enviou cronograma das obras necessárias para a efetiva operação da linha de transmissão (LT) Tucuruí-Manaus (peça 90), que variava de outubro de 2012 a abril de 2013.

147. Essas obras são nove, sendo cinco subestações (SE) e quatro LT, quais sejam: SE Mauá III 230/138kV; SE Jorge Teixeira 230/138kV; SE Mutirão 138/13,8kV; SE Compensa 138/13,8kV; SE Cachoeira Grande 138/13,8kV; LT 230kV CD Mauá III-Jorge Teixeira; LT 138kV CD Jorge Teixeira-Mutirão; LT 138kV CD Mutirão-Cachoeira Grande; e LT 138kV CD Cachoeira Grande-Compensa.

148. Em que pese a importância dessas obras complementares, a equipe de auditoria constatou, em parecer técnico da EPE contendo Estudo de Atendimento à Região Metropolitana de Manaus (peça 71), que a LT 138 kV CD Mutirão-Cachoeira Grande não estaria pronta em dezembro de 2012, como inicialmente havia sido previsto. Segundo a Eletrobras, os atrasos decorreram de dificuldades em se desapropriar residências, agravada pelo fato de 2012 ser ano eleitoral. Assim, há riscos de as obras não serem realizadas a tempo de atender ao cronograma das subestações Mutirão, Cachoeira Grande e Compensa no prazo previsto. Desta forma, a Eletrobras solicitou à EPE estudo que apresente alternativa para suprir a ausência da LT (peça 71, p. 6-7), o que foi atendido (peça 71, p. 18-19).

149. A EPE, no entanto, deixou claro que aquela LT é fundamental para o pleno aproveitamento da já licitada LT 230 kV Lechuga-Jorge Teixeira C3, e para a adequação do sistema com o planejamento estrutural de longo prazo realizado em 2010, sem que seja construída uma nova LT 230 kV no eixo Lechuga-Manaus. Assim, aquela empresa indica a necessidade de se executar emergencialmente as seguintes obras: SE 230/138 kV Manaus – novo pátio de subestação em 138 kV em 2012; três transformadores 230/138 kV Manaus (150 MVA) – dois transformadores em 2012 e um transformador em 2013; e LT 138 kV Manaus – Cachoeira Grande, CD, 2 km em 2012.

150. A equipe de auditoria do TCU realizou diligências para o MME e para a Aneel acerca do risco iminente de não se concluir as obras necessárias para o recebimento da linha de transmissão Tucuruí-Manaus-Macapá (peças 83-95).

151. Das respostas, verifica-se uma contradição, pois enquanto a Amazonas Energia (peça 95, p. 13), após ser demandada acerca do assunto pelo MME, declarou que até maio de 2013 todas as obras seriam concluídas, na resposta da Aneel há o Memorando 284/2012-AIN/Aneel (peça 93, p. 2) no qual consta que as obras estariam executadas até maio de 2013, exceto a já mencionada LT Mutirão-Cachoeira que está prevista para dezembro de 2013.

152. Em sua resposta, o MME, em especial, registra preocupação com a concomitância das obras e a necessidade de concretização em tempo hábil, caso contrário, haverá inviabilização da interligação. Segundo esse ministério “o porte da obra de interligação e o dispêndio realizado não permitem justificar quaisquer atrasos” (peça 93, p. 8).

153. É importante registrar que há um acompanhamento sistemático do MME e da Aneel para as obras questionadas. A Eletrobras, em sua manifestação ao relatório preliminar, assegurou que as obras estariam prontas em maio de 2013 (peça 125, p. 20).

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154. Já no que diz respeito a Macapá, a EPE realizou estudo intitulado “Programa de obras de subtransmissão – Amapá – período 2013-2018”, no qual definiu obras necessárias para o Estado do Amapá, focando nas obras prioritárias a fim de viabilizar a integração desse Estado ao SIN, prevista para maio de 2013. Foram indicadas três obras prioritárias para providências imediatas, já que precisariam operar até maio de 2013 (peça 103, p. 7), quais sejam: LT 69 kV Macapá-Santana, 16,5 km; LT 69 kV Macapá-Macapá II, 6,5 km; e LT 69 kV Macapá-Santa Rita, 11,5 km. O custo estimado dessas três obras é da ordem de R$ 34 milhões (peça 107, p. 1).

155. Segundo informação do Diretor Técnico da Companhia de Eletricidade do Amapá (CEA), a concessionária, até novembro de 2012, apenas contratou os serviços para a elaboração dos projetos. O referido diretor informou que o governador do Estado do Amapá negociou com a empresa Eletricidade de Portugal (EDP) uma cobrança diferenciada de ICMS para que esta empresa realizasse duas das três linhas necessárias. Para as obras faltantes, haveria licitação em dezembro de 2012 com previsão de conclusão para maio de 2013 (peça 106, p. 1 e peça 107, p. 2).

156. A manifestação da Eletrobras (peça 125, p. 13-14) é no sentido de que possui um plano de contingência, caso ocorra algum atraso.

157. Considerando que há um elevado risco de não ser consumada a interligação por falta de obras complementares, propõe-se que seja determinado ao MME com apoio no art. 70, inciso IX, da CF/1988, no art. 43, inciso I, da Lei 8.443/1992, e no art. 250, inciso II, do RITCU, apresente Plano de Ação, no prazo de trinta dias, com indicação de ações/responsáveis/prazos que garantam que a efetiva interligação Tucuruí-Manaus-Macapá se concretize com a segurança que o sistema requer, o que inclui a efetiva realização de obras complementares, para receber essa linha de transmissão, conforme estudos efetuados pela Empresa de Pesquisa Energética.

3.2. QUESTÃO DE AUDITORIA: A REGULAÇÃO E A FISCALIZAÇÃO DA ANEEL TÊM INDUZIDO A TRANSPARÊNCIA E O USO EFICIENTE DOS RECURSOS DA CCC E PRIMAM PELA MODICIDADE TARIFÁRIA?

158. Conforme matriz de planejamento (peça 22, p. 7-13), essa questão de auditoria buscou verificar se a regulação e a fiscalização realizadas pela Aneel na CCC induzem o uso eficiente dos recursos desse encargo, primando pela modicidade tarifária e pela transparência.

3.2.1. Não foi implantada integralmente a coleta digital de dados nas termelétricas

159. A obrigatoriedade da instalação do Sistema de Coleta Digital de Dados (SCD) pelas usinas termelétricas já havia sido estipulada na Resolução Normativa (RN) - Aneel 163/2005. Todavia, tal normativo nunca foi cumprido. Esta resolução foi revogada pela RN - Aneel 427/2011, que trata do tema em seu capítulo IV, em especial no art. 15:

Art. 15. O agente de geração ou de distribuição com empreendimento de geração de qualquer tecnologia (hidrelétrica, termelétrica, eólica, solar etc.) ou com empreendimento de transmissão para importação de energia, localizados nos Sistemas Isolados, fica obrigado a implantar ou adequar, no prazo de um ano após a publicação desta Resolução, o Sistema de Coleta de Dados Operacionais (SCD), destinado a medir, registrar, armazenar e colocar à disposição os dados referentes às grandezas elétricas e ao consumo de combustíveis para fins de ressarcimento da CCC e reconhecimento nas tarifas de energia. (grifo nosso)

160. Portanto, em 11/3/2012, expirou o prazo para a instalação do SCD. Após essa data, nenhuma empresa sem SCD deveria receber reembolso da CCC. É o que dispõe o art. 3º da RN 427/2011:

Art. 3º Os reembolsos de que tratam os art. 2º e 27 serão efetuados pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras – a débito da CCC, em periodicidade mínima mensal, e condicionados à produção ou importação da energia e o consumo de combustíveis efetivamente

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registrados no Sistema de Coleta de Dados Operacionais (SCD), de acordo com critérios estabelecidos nesta Resolução.

161. Esse prazo foi prorrogado pela Diretoria Colegiada da Aneel, por solicitação de algumas empresas. Cabe ressaltar, ainda, que o art. 10 da RN - Aneel 427/2011 estabelece que o custo de implantação do SCD será reembolsado às concessionárias, o que não era previsto pela RN - Aneel 163/2005. Mesmo com esse incentivo, não há efetividade na implantação do sistema.

162. Segundo a Eletrobras (peça 66), as usinas que ainda não instalaram o SCD e que não obtiveram da Aneel algum tipo de prorrogação não estão sendo consideradas no cálculo da CCC, em observação ao art. 3º da RN - Aneel 427/2011. A única exceção é a CEA, que se encontra em situação especial, resguardada por liminar judicial, com reembolso direto para a BR Distribuidora.

163. A equipe de auditoria questionou a Aneel (peça 28) acerca da confiabilidade das grandezas elétricas, uma vez que o SCD não havia sido implantado, o que pode implicar em subsídio da CCC para uma geração que talvez não tenha ocorrido de fato. Em resposta, no Ofício 104/2012-AIN/Aneel (peça 63, p. 3-4), de 13/7/2012, a Aneel informa que, quanto à medição de grandezas elétricas e de consumo de combustível, existem quatro situações:

a) Usinas que tiveram seus SCDs homologados pela Eletrobras: as medições são obtidas por meio do SCD e posteriormente enviadas para a Eletrobras;

b) Usinas que não instalaram o SCD, mas que a Aneel concedeu prorrogação de prazo para instalação do SCD: os agentes coletam manualmente as medições e encaminham essas em planilhas (Acompanhamento de Estoque de Combustível – AEC) para Eletrobras;

c) Usinas que não instalaram o SCD, mas que solicitaram prorrogação de prazo à Aneel: até que a Aneel decida pela prorrogação ou não do prazo haverá aplicação do art. 3º da Resolução Normativa 427/2011;

d) Usinas que não instalaram o SCD: aplicação do art. 3º da Resolução Normativa 427/2011.

164. A manifestação da Aneel (peça 124, p. 3) mostra dados atualizados da implantação do SCD no qual aponta que, em 12/11/2012, 71,45% da potência instalada tem o SCD operando. Já a Eletrobras informa que em Manaus todas as usinas estão com o sistema instalado e apresenta a relação das usinas do interior do AM que ainda não concretizaram a instalação (peça 125, p. 23-24).

165. Observa-se que, após oito anos da primeira norma da Aneel (RN 163/2005), ainda não se sabe o quanto de energia cada usina gera, o que contribuiria para um controle efetivo sobre a CCC de forma a tornar o uso de seus recursos eficiente.

166. Cabe ressaltar ainda que esse tema sobre a implantação do SCD pelas usinas já foi objeto de determinação anterior do Tribunal. O Acórdão 923/2008-TCU-Plenário, em seu subitem 9.1.1, determinou à Aneel que adote “as medidas suficientes e necessárias que visem garantir o cumprimento da Resolução-Aneel 163/2005, informando ao TCU, no prazo de 30 (trinta) dias, os resultados alcançados”. Tal determinação foi ratificada no Acórdão 1.906/2010-TCU-Plenário que, em seu item 9.1.1, determina à agência que “adote medidas mais eficazes para que se faça cumprir a Resolução Normativa - Aneel 163/2005, tendo em vista que as multas aplicadas não foram suficientes, incluindo, se necessário, o uso da revogação da autorização, conforme o art. 11, da Resolução Normativa - Aneel 63/2004”.

167. É imprescindível que as geradoras do sistema isolado mostrem: a) medição das principais grandezas elétricas, tais como potência ativa (kVA), potência reativa (kVAr), tensão (V), corrente (A) e energia (MWh); e b) cálculo do consumo de combustível (a partir da medição

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do fluxo líquido e da energia gerada). Assim, entende-se pertinente que a Aneel adote mecanismos que garantam a efetiva implantação do SCD pelas empresas geradoras.

168. A própria Aneel registrou, na Nota Técnica 14/2012-SFG/Aneel (peça 91, p. 40), que:Importante destacar que o registro de geração de energia elétrica de grande parte das plantas situadas no sistema isolado não conta com medição eletrônica – as exceções ficam por conta das usinas de Manaus e das usinas da Eletronorte. A medição, realizada pelo operador, anotada à mão em planilha das empresas, pode dar margem a todo tipo de fraudes, tais como, i) anotar uma geração superior à efetivamente realizada; ii) desligar máquinas (provocar apagão) com registro de energia gerada; iii) fraudar o consumo específico, reduzindo artificialmente a eficiência da máquina para evitar a glosa, porém dentro dos limites legais. Qualquer desses métodos, se utilizados, poderia suprimir combustível dos estoques que não seria detectado pela fiscalização ou pelo PMO.

169. Considerando o risco iminente de que possa haver fraude no uso do combustível fóssil subsidiado pela CCC, bem como a necessidade da geração por todas as termelétricas e o resguardo da sustentabilidade dessas unidades geradoras, cabe determinar à Aneel que informe ao TCU, no prazo de trinta dias, as medidas que adotará, além daquelas porventura já adotadas em cumprimento ao item 9.1.1 do Acórdão 923/2008-TCU-Plenário e ao item 9.1.1 do Acórdão 1.906/2010-TCU-Plenário, para garantir a pronta e integral implantação da coleta digital de dados, em atendimento ao art. 15 da Resolução Normativa - Aneel 427/2011 .

3.2.2. As fiscalizações realizadas pela Aneel reduziram falhas no reembolso da CCC

170. A Aneel, mediante três grandes fiscalizações envolvendo todas as usinas de geração de energia dos Sistemas Isolados, constatou que, de 1999 a 2011, houve consumo específico acima do permitido pelas normas regulatórias e que o estoque de combustível não era compatível com a geração. Em consequência, a agência identificou a necessidade de que houvesse reposição dos combustíveis devidos à CCC, conforme Nota Técnica 062/2012-SRG/Aneel (peça 91, p. 48-55). Segundo a Aneel, as concessionárias discriminadas na peça 91 (p. 48-55) devem à CCC 220 milhões de litros de óleo diesel e 36 milhões de kg de óleo do tipo OC1A, referentes ao período de 1999 a 2011.

171. Visando viabilizar a reposição desses combustíveis, a agência reguladora instituiu a Audiência Pública 69/2012, que se encontra na fase final de análise das contribuições, para posterior envio à deliberação da Diretoria da Aneel (peça 124, p. 3).

172. Verifica-se, assim, que as fiscalizações da Aneel têm contribuído muito na tentativa de coibir desvios de combustíveis. Resta, então, determinar a Aneel que, no prazo de 180 dias, informe ao TCU a deliberação oriunda da Audiência Pública 69/2012, que versou sobre proposta de reposição à Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC) dos valores correspondentes aos combustíveis consumidos acima dos limites estabelecidos pelo Grupo Técnico Operacional da Região Norte (GTON/Eletrobras), e aprovados pela Aneel, ou extraviados dos estoques das concessionárias.

173. Enquanto todo o sistema isolado não estiver informatizado com a coleta digital de dados, o risco de novos desvios é iminente.

3.3. Questão de auditoria: Há controles adequados e transparentes para gerir a CCC?

174. O propósito dessa questão de auditoria, conforme matriz de planejamento (peça 22, p. 7-13), é analisar as informações de gestão divulgadas pela Eletrobras com o objetivo de verificar o nível de transparência da gestão da CCC e a consistência dos controles financeiros frente aos requisitos regulatórios.

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175. Constatou-se que a gestão da CCC por parte da Eletrobras não prima pela transparência, visto que ainda não foi cumprido o art. 54 da Resolução - Aneel 427/2011. Não obstante, foi observado que os controles relativos à gestão dos recursos da CCC passam por homologação da Aneel antes de qualquer reembolso, o que garante uma maior segurança.

3.3.1. Divulgação incompleta, por parte da Eletrobras, de informações relativas à CCC

176. O art. 54 da Resolução Normativa - Aneel 427/2011 estabelece que:Art. 54. A Eletrobras deverá divulgar em seu sítio na Internet, até o mês subsequente ao da ocorrência, todas as informações a respeito da CCC, em forma de banco de dados e com a possibilidade da aplicação de filtros por período, agente beneficiário e empreendimento, com apresentação das parcelas de custo descritas no art. 5º (combustíveis, impostos, geração própria, contratação de potência e energia e ainda sub-rogação) e do valor efetivamente reembolsado, bem como as informações do SCD e o atendimento aos requisitos de limites de consumo específico e preço de combustíveis estabelecidos nesta Resolução, de forma que a Aneel e a sociedade possam auditar com facilidade os valores declarados.

Parágrafo único. Incluem-se no rol das informações a serem disponibilizadas ao público o saldo e a movimentação financeira da CCC, com discriminação da origem dos valores recebidos e da destinação dos valores gastos.

177. Apesar do normativo legal, consulta ao site da Eletrobras em 30/9/2013 demonstrou que grande parte dos dados sobre a CCC não estavam disponíveis. Informações que já vinham sendo publicadas desde antes da RN - Aneel 427/2011, como as quotas mensais recebidas por cada uma das beneficiárias, decompostas em geração, consumo, preço do produto e custo do combustível, não são disponibilizadas desde abril/2011.

178. Em resposta ao Ofício de Requisição 1793/03 (peça 67), a Eletrobras informou que, em razão de a CCC ter passado a abranger o custo total de geração e não mais somente o custo com combustíveis, foi preciso fazer uma reformulação em todo o processo de reembolso, inclusive na disponibilização das informações no site. Segundo a empresa:

Para uma gestão eficiente, transparente e moderna dessa nova atribuição do Fundo Setorial CCC, a Eletrobras, sua gestora por determinação do Ministério de Minas e Energia, vem promovendo diversas ações de investimento, notadamente com a contratação de um Sistema de Gestão Integrada – SGI, que deverá abranger todas as fases do processo de reembolso, desde a captação das informações da Aneel, do GTON e dos beneficiários, ao processamento e finalização do reembolso, que deverá ser integrado ao sistema de pagamentos da Eletrobras, finalizando com a publicação do sítio da Eletrobras das informações definidas pelo órgão regulador e fiscalizador.

179. Segundo a própria Eletrobras, estaria prevista ainda para 2012 a disponibilização de um primeiro módulo do SGI.

180. Algumas das informações definidas pela RN-Aneel 427/2011, no entanto, já se encontram publicadas no sítio da Eletrobras. É o caso dos dados relativos aos reembolsos praticados por beneficiário (mas sem decomposição por componentes do Custo Total da Geração), aos empreendimentos sub-rogados e ao saldo e movimentação financeira da CCC. No entanto, mesmo estas informações são disponibilizadas em arquivos PDF e não em banco de dados como determina a RN-Aneel 427/2011.

181. Em que pese a dificuldade de consolidação e divulgação dos dados em função da nova sistemática estabelecida pela RN-Aneel 427/2011, a não publicação prejudica a transparência na gestão da CCC por parte da Eletrobras.

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182. Dado o exposto, entende-se pertinente que seja determinado à Eletrobras que adote providências para o exato cumprimento do art. 54 da Resolução Normativa - Aneel 427/2011, de modo que, no prazo de trinta dias, todas as informações sobre a CCC estejam organizadas em banco de dados disponível em seu sítio na internet.

3.3.2. Gestão dos recursos da CCC pela Eletrobras é homologada pela Aneel

183. Em observância à Lei 12.111/2009, a CCC passou a cobrir a integralidade dos componentes do custo total da geração, que pode ser resumido como o somatório dos elementos detalhados na Tabela 7, os quais são apurados, criticados e validados, de forma a atender aos limites e às determinações impostas pela Aneel na sua Resolução Normativa 427/2011.

Tabela 7- Componentes do custo total de geração

Combustíveis Custo da Geração PrópriaContratação de Potência e

Energia Elétricaproduto, tributos e impostos recuperáveis/não recuperáveis;transporte de combustíveis; reserva de capacidade de transporte dutoviário (ship-or-pay); reserva de consumo mínimo (take-or-pay).

pagamento da Quota da RGR;pagamento da CFURH;pagamento da TFSEE; contratos de aluguel com O&M; contratos de aluguel sem O&M; O&M de equipamento próprio.

contratação de potência e energia elétrica; reserva de capacidade; importação de energia;contratação de serviço em regiões remotas.

184. A movimentação dos recursos da CCC, a partir da Lei 12.111/2009, por solicitação da Aneel, passou a ser realizada por meio de três contas correntes no Banco do Brasil e não mais em apenas uma conta. É que houve necessidade de separar a conta de movimentação dos valores referentes aos reembolsos ordinários aos beneficiários dos Sisol, da conta para esses mesmos beneficiários, porém para reembolso futuro referente ao período julho de 2009 até abril de 2011, chamado de passivo da CCC, e a terceira conta destinada a operar valores residuais quando há recuperação de algum ativo da CCC interligado.

185. Destaca-se a materialidade dos valores movimentados nessas contas, uma vez que somente com rendimentos em aplicação financeira, em termos nominais no período de 2008-2011, perfizeram R$ 304 milhões. Esses valores compõem o saldo da CCC e são aplicados na modalidade extramercado do Banco do Brasil.

186. No final de 2011, o saldo da CCC alcançou R$ 2 bilhões. A equipe de auditoria questionou a Eletrobras acerca da existência de valor tão elevado. A empresa informou que tal saldo foi formado ao longo do tempo, em função de reembolsos inferiores à arrecadação e de um expressivo aporte ao final de dezembro de 2011, decorrente de negociação com a Companhia Energética de Goiás (Celg) referente a débitos anteriores (R$ 430 milhões).

187. Em maio de 2012 o saldo era da ordem de R$ 3 bilhões, devidamente aplicados, revertendo o ganho financeiro inteiramente para a CCC.

188. Periodicamente esses saldos são avaliados. Cabe à Aneel autorizar sua utilização no exercício em vigor ou em exercício seguinte. Assim, no que tange aos reembolsos para as concessionárias, entende-se que os controles são efetivos e todos ratificados pela Aneel antes de serem realizados.

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189. Repisa-se que, conforme comentado, com a edição da Lei 12.783/2013, não haverá mais recolhimento de cotas específicas para a CCC a partir de 2013. A CCC será custeada pelo encargo Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).

3.4. Questão de auditoria: Qual o impacto das perdas elétricas registradas nos Sisol e repassados para as tarifas de energia de todo o país?

190. O propósito dessa questão de auditoria é: mostrar a evolução das perdas elétricas nas tarifas de energia elétrica do Brasil e nas tarifas dos Sisol; identificar quanto destas perdas é arcado pela CCC; e aferir se as ações oriundas do Acórdão 1.096/2010-TCU-Plenário foram cumpridas.

191. Constatou-se que no Brasil as perdas técnicas alcançaram, em 2010, 33 TWh, enquanto as não técnicas chegaram a 25 TWh. O impacto na tarifa dessas perdas é da ordem de 5,6%.

192. No que se refere aos Sisol, a Amazonas Energia, concessionária que atende o Estado do Amazonas, possui um dos maiores índices de perdas do país. Em 2011, essa concessionária teve geração de 8,7 TWh, dos quais 3,6 TWh foram perdas totais, percentual superior a 41%. Somente no Sistema Manaus, nesse mesmo ano, foi registrada uma perda real de 2,9 TWh.

3.4.1. Perdas Elétricas no Brasil

193. As perdas de energia são classificadas em técnicas e não técnicas. As perdas técnicas ocorrem ao longo da cadeia produção-transporte-consumo de energia elétrica. Já as perdas não técnicas resultam de furtos ou falta de medição.

194. Para fins de clareza, do ponto de vista das perdas, o ciclo da geração ao consumo pode ser assim sintetizado: desde a geração, ocorrem perdas técnicas. Quanto mais elevado o nível de perdas nessa fase, mais energia precisa ser gerada para atender o mercado. A “energia requerida” é a energia que a distribuidora compra para suprir o seu mercado cativo. Ela é enviada para a distribuidora pelas linhas de transmissão do SIN (rede básica), onde ocorre a “perda na rede básica” (que é uma perda técnica). A energia que chega efetivamente para a distribuidora é a que se convencionou chamar de “energia injetada”. A energia injetada, por sua vez, também se sujeita a perdas técnicas ainda na rede de distribuição. Da energia que chega aos clientes, uma parte é roubada ou não faturada (perda não técnica) e a outra parte é efetivamente faturada, gerando a receita da distribuidora. Assim, as perdas reais correspondem ao somatório das perdas técnicas e não técnicas.

195. Ressalte-se que essa auditoria se restringiu às perdas nas distribuidoras, pois a Aneel não conseguiu disponibilizar dados sobre perdas na rede básica para a equipe de auditoria. Contudo, é um dado importante, pois mede o que foi gerado e quanto dessa geração chega às distribuidoras. Além disso, os dados de perdas nas concessionárias de distribuição estão disponíveis no sítio da Aneel na internet somente no âmbito da documentação que subsidia as revisões tarifárias, ou seja, não estão consolidados de forma a permitir uma análise sistemática e transparente das perdas no sistema elétrico brasileiro.

196. As perdas de energia influem na quantidade de energia comprada, que compõe a Parcela A (custos não gerenciáveis) da tarifa de energia elétrica. Logo, quanto menores forem as perdas, maior será a eficiência do sistema, podendo parte dessa eficiência ser refletida em favor da modicidade tarifária.

197. A despeito de serem intrínsecas aos sistemas elétricos de potência, as perdas técnicas podem ser ampliadas ou minoradas em função, entre outros fatores, do dimensionamento do sistema, da distribuição das cargas e da eficiência dos equipamentos elétricos de potência da distribuidora.

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198. O nível de perdas não técnicas depende diretamente da ação ou da negligência das distribuidoras em combater furtos, regularizar “gatos”, entre outros.

199. Com o intuito de forçar o distribuidor de energia elétrica a reduzir suas perdas, a Aneel, na qualidade de reguladora do setor, permite que apenas uma parcela das perdas técnicas e não técnicas seja admitida na formação da tarifa de energia, ao que se denomina “perdas regulatórias”. Via de regra, as perdas regulatórias são menores que as perdas reais, como forma de induzir uma trajetória descendente das perdas reais.

200. A diferença entre as perdas reais e as perdas regulatórias é assumida pela distribuidora. Excetuam-se, no entanto, os sistemas de distribuição isolados (presentes, em sua maioria, na Região Norte), em que, desde as mudanças introduzidas pela Lei 12.111/2011, a diferença entre as perdas reais e as regulatórias é reembolsada a esses distribuidores de energia pela CCC, precificada pela diferença entre o custo real e o ambiente de contratação regulado (ACR) médio dos leilões do SIN. Portanto, nos Sisol, as perdas regulatórias integram as faturas de energia elétrica, e o restante das perdas é pago pela CCC.

201. Com a edição da Lei 12.783/2013, no entanto, esse quadro se alterou já que a cobertura da CCC deverá se restringir ao nível eficiente de perdas, conforme regulação a ser definida pela Aneel.

202. Ressalta-se que, com a nova regra, as concessionárias arcarão com a integralidade dos custos das perdas reais que excederem as perdas regulatórias. Embora essa mudança seja um importante incentivo para a diminuição das perdas, vale observar que haverá diminuição das receitas dessas concessionárias, até que consigam atender os padrões exigidos pela agência.

203. No presente trabalho, foram avaliadas as perdas técnicas e não técnicas, reais e regulatórias, de 61 concessionárias de distribuição de energia elétrica no período de cinco anos (2006 a 2010), cujos dados de perdas encontravam-se disponíveis nos bancos de dados da Aneel. A definição desse período resultou da exclusão dos anos de 2003 a 2005 e de 2011 a 2012, devido às variações de metodologia de cálculo ocorridas durante o primeiro ciclo de revisão tarifária (2003 a 2005), e ao fato de a Aneel ainda não haver homologado os dados de perdas de 2011 de 2012.

204. A Tabela 8 quantifica as perdas técnicas e não técnicas no Brasil, mostrando a evolução das perdas no período de 2006 a 2010 e o quanto essas perdas representaram nos valores pagos pelos consumidores de energia do Brasil (receita total das distribuidoras de energia). Verifica-se que, ao longo dos anos considerados, cerca de 5% dos valores pagos pelos consumidores foi correspondente a perdas elétricas.

Tabela 8 - Nível de perdas no Brasil - 2006-2010

AnoEnergia

Injetada MWh (A)

Perda Técnica

MWh (B)

% Perdas Técnicas (B)/(A)

Perda Não Técnica

MWh ( C )

% Perdas não Técnicas ( C ) / ( A )

% Receita das concessionárias

para cobrir perdas

2006 375.500.355 30.005.423 8,0% 24.150.932 6,4% 4,6%2007 394.113.135 30.822.562 7,8% 24.558.663 6,2% 5,0%2008 396.357.624 30.616.269 7,7% 23.135.733 5,8% 6,0%2009 431.780.107 32.829.957 7,6% 26.444.164 6,1% 5,9%2010 451.996.214 33.857.791 7,5% 25.801.481 5,7% 5,6%

Fonte: planilhas eletrônicas enviadas pela Aneel

205. Os dados analisados mostraram que, em 2010, a perda total no país foi de 59,7 TWh, o que corresponde a cerca de 13,2% da energia injetada (452 TWh). Desse montante, a perda técnica alcançou 33,9 TWh, ou seja 7,5% da energia injetada, e a perda não técnica,

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25,8 TWh, atingiu 5,7% da energia injetada. Dizendo de outro modo, é preciso contextualizar que o parque hidrelétrico brasileiro é capaz de armazenar cerca de 200 TWh em seus reservatórios, considerando que 59,7 TWh é de perda, significa dizer que cerca de 30% dessa capacidade é desperdiçada.

206. Considerando que a equipe não obteve junto a Aneel dados referente às perdas na rede básica e que tampouco os dados de perdas estão disponíveis no sítio da Aneel na internet de forma consolidada, entende-se pertinente determinar que a reguladora disponibilize, no prazo de noventa dias, em seu sítio na internet dados anuais relativos às perdas globais, por concessionária de distribuição, de modo a explicitar o montante de energia gerada, as perdas na rede básica, a energia injetada na distribuição, as perdas técnicas e não técnicas (reais e regulatórias), e o custo dessas perdas.

3.4.2. Perdas na Amazonas Energia

207. No presente trabalho, não foi possível avaliar as perdas nos sistemas isolados, devido a esses dados não estarem segregados nas informações fornecidas pela Aneel, que estão sistematizadas por concessionária de distribuição, independentemente de parte, em uma mesma concessionária, estar isolada e parte estar interligada. Por esse motivo, avaliaram-se, a título exemplificativo, as perdas no Estado do Amazonas, tendo em vista o sistema elétrico naquele estado ser integralmente isolado, e pelo fato de o Amazonas representar cerca de 56% dos dispêndios da CCC. Os dados relativos à Amazonas Energia foram disponibilizados pela Eletrobras.

208. A parte mais significante da área de atendimento da Amazonas Energia é o Sistema Manaus, onde são gerados cerca de 86% da energia total distribuída pela concessionária. O Sistema Manaus consiste no complexo de geração de energia elétrica (UTEs, PIEs e UHE), abrangendo a capital e os municípios de Iranduba e Presidente Figueiredo. Em Manaus eram atendidos 457.682 consumidores, de acordo com dados de dezembro de 2011 constantes do sítio da Amazonas Energia.

209. O parque gerador próprio do Sistema Manaus é composto pela UTE Aparecida (172 MW), UTE Mauá (436,5 MW), UTE Cidade Nova (15,4 MW), UTE São José (36,4 MW), UTE Flores (69 MW) e UHE Balbina (250 MW), localizada no rio Uatumã. Há ainda a geração da usina flutuante Electron, de propriedade da Amazonas Energia, com capacidade instalada de 120 MW. Isto resulta em uma potência total de 1.099,3 MW. Para completar a demanda do mercado, há compra de energia dos Produtores Independentes: Breitener Tambaqui (60 MW); Breitener Jaraqui (60 MW); Manauara (60 MW), Rio Amazonas (65 MW) e GERA (60 MW), totalizando 305 MW.

210. No ano de 2011, o Sistema Manaus gerou 7.522.813 MWh. Desse montante, 39% referem-se a perdas elétricas (técnicas e não técnicas).

211. A Amazonas Energia justifica o alto índice de perdas devido às dificuldades sociais e econômicas da região. De fato, essas variáveis influenciam no índice de perdas, no entanto, na documentação enviada pela concessionária (peças 78 e 80) é possível observar que o setor industrial é responsável por cerca de 87% das perdas comerciais detectadas. Dessa forma, o maior índice de perdas está associado a setor que não apresenta “complexidade social”, como ocorre, por exemplo, nas áreas de favelização. Uma ação efetiva nesses segmentos poderia contribuir para a redução das perdas comerciais. A concessionária de distribuição também argumentou que está realizando ações de ampliação e de melhoria da rede de média e baixa tensão (peça 125, p. 27).

212. Considerando outras auditorias realizadas pelo Tribunal sobre o tema, é possível afirmar que as ações não foram efetivas, pois, em 2007, ocasião em que esta Unidade Técnica auditou a

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empresa (conforme registro nos autos do TC 025.619/2007-2), foi apresentado plano de ação da então Manaus Energia (sucedida pela Amazonas Energia, em 2009) para a blindagem de todas as unidades dos clientes do Grupo A (indústrias). Naquela ocasião havia o indicativo de se instalar 2.000 conjuntos de medição externa, o que produziria uma blindagem dessas unidades. Caso tivessem sido realizadas, o percentual de perdas provavelmente não estaria no patamar ora apresentado pela Eletrobras (peça 125, p. 26).

213. Assim, a junção da inércia da concessionária com as prerrogativas da Lei 12.111/2011 culminou com o consumidor brasileiro arcando com a diferença entre o que a Aneel aceitava repassar para tarifa como perda regulatória e a perda real, precificada pela diferença entre o custo real e o ACR médio dos leilões do SIN. Em 2011, a perda global da Amazonas Energia foi superior a 41% enquanto a perda regulatória foi de 21%. A título de exemplo, a equipe simulou o quanto, aproximadamente, representou a perda de 2011 paga pela CCC. Considerando que em 2011 a geração da Amazonas Energia foi de 8,7 TWh e que as perdas reais alcançaram 3,6 TWh, a diferença entre as perdas reais e regulatórias alcançaram R$ 659 milhões.

Tabela 9 - Parcela das Perdas Elétricas coberta pela CCC referente a Amazonas Energia, em 2011

Descrição Perdas Elétricas/CCCGeração Amazonas MWh ( A ) 8.743.496 Custo médio geração ( B ) R$ 527,06ACR ( C ) R$ 156,98Perda Real MWh ( D ) = 41,3% x ( A ) 3.617.998Perda Regulatória MWh ( E ) = 21% x ( A ) 1.836.134Perda coberta CCC ( F ) = ( D - E ) x ( B - C) R$ 659.432.357

Fonte: Simulação elaborada pela equipe de auditoria

214. De toda sorte, a partir de 2013, com as mudanças ocasionadas pela Lei 12.783/2013, a regulação da Aneel não mais permitirá o repasse integral dessas perdas, pois, como se observa na Nota Técnica - Aneel 409/2012-SRE, de 26/11/2012, que já contemplava esse mecanismo previsto na MP 579/2012, a reguladora reduziu R$ 844 milhões do valor a ser reembolsado das distribuidoras em razão do limitador de perdas de energia (peça 128, p. 11).

3.4.3. Plano de Ação enviado pela Eletrobras em 2010 e a situação atual

215. Na sessão plenária de 4/8/2010, foi proferido o Acórdão 1.906/2010-TCU-Plenário (TC-003.984/2009-7) que, em seu item 9.2, apresenta determinações à Eletrobras, quais sejam: realize, no prazo de noventa dias, licitação para a aquisição de combustíveis (subsidiados pela CCC), para abastecer as usinas dos Sisol; e apresente plano de ação, mostrando o que foi feito para revitalizar seu parque térmico, reduzir as perdas elétricas, e implementar o SCD.

216. O plano de ação foi encaminhado ao TCU (peça 82) em 16/11/2010. Nessa auditoria, buscou-se confrontá-lo com a situação de 2012.

217. Quanto ao processo licitatório, a Eletrobras informou que o extrato da licitação na modalidade pregão eletrônico chegou a ser publicado em 17/8/2012 (peça 87), com o objetivo de adquirir combustível líquido e óleo lubrificante para atender a demanda das usinas termelétricas localizadas nos Estados do Acre, de Rondônia, de Roraima e do Amazonas, para o período de 2010 a 2015. Entretanto, a licitação foi adiada para 15/10/2012 e a aquisição de combustível continua sendo efetuada diretamente pela BR Distribuidora. Faz-se necessário, portanto, determinar à Eletrobras que informe, no prazo de sessenta dias, o resultado do leilão para adquirir o combustível.

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218. Quanto à revitalização do parque térmico, a Eletrobras Distribuição informou que solicitaria a desativação das UTEs Rio Acre, Rio Branco I e II, Rio Madeira e Santana. Todavia, tais usinas permanecem acionadas em razão da interligação Acre-Rondônia não ter sido efetivada, conforme já relatado anteriormente. Além disso, a Eletrobras Distribuição afirmou que instalou 87 novos grupos geradores no interior de Estado do Amazonas, de modo a atender o consumo específico exigido pela Aneel, o que contribuiu para a diminuição do custo operacional das usinas. Conclui-se, então, também não serem necessárias, por ora, determinações ou recomendações a esse respeito, sem prejuízo do tratamento do tema em futuras auditorias ou processos de contas.

219. Quanto às perdas elétricas (peça 77), a Eletrobras afirma ter reduzido de 42,68%, em dezembro/2009, para 39,98%, em junho/2012. Em que pese essa redução, conforme tratado anteriormente, a Amazonas Energia não blindou a sua rede, como havia se comprometido a fazer.

220. No que concerne ao SCD, até o momento a Eletrobras não foi efetiva em implementar na totalidade de suas usinas o sistema de medição das grandezas elétricas. Conclui-se, então, ser pertinente propor determinação à Eletrobras para que apresente, no prazo de trinta dias, novo plano de ação, contemplando as medidas que, em complementação àquelas por ventura já adotadas em cumprimento ao item 9.2.2.2. do Acórdão 1.906/2010-TCU-Plenário, promovam adicional e efetiva redução das perdas elétricas nas empresas da holding Eletrobras, em especial das que atuam nos sistemas isolados.

4. CONCLUSÃO

221. A presente auditoria operacional tratou do encargo tarifário Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC) e perdas elétricas.

222. A CCC, encargo instituído em 1973, tinha por objetivo inicial subsidiar a geração de energia com combustíveis fósseis para os sistemas isolados (Sisol) da região Norte. A partir de 2009, no entanto, a CCC subsidia não só o combustível como todo o custo da geração de energia nos Sisol. Ainda que, primordialmente, o modelo adotado no Brasil seja o de regulação por incentivos, no caso da CCC essa regulação tem efeito limitado.

223. Há diversas políticas públicas voltadas para os sistemas isolados que deveriam contribuir para a diminuição desse encargo, como interligação de parte dos Sisol com implantação de linhas de transmissão e do gasoduto Urucu-Manaus, que permitiria a redução do dispêndio da CCC nos sistemas elétricos isolados. No entanto, verificou-se uma série de ineficiências na operacionalização das políticas.

224. Constatou-se que a contratação para o fornecimento de gás natural firmada entre a Manaus Energia (atual Amazonas Energia) e a Cigás, Contrato de Compra e Venda de Gás Natural OC 1902/2006, foi realizada sem a prévia estipulação do preço certo e definido, na modalidade open book, o que permitiu o repasse integral do custo de construção do gasoduto ao preço do transporte do combustível, implicando a elevação do custo da energia gerada com o gás natural. Desta feita, propôs-se a constituição de processos apartados para apurar a responsabilidade dos gestores da Amazonas Energia e da Centrais Elétricas Brasileiras.

225. Além do alto preço do gás, foram detectadas ineficiências face o descasamento entre a disponibilização do gás natural e a conversão das usinas, de óleo diesel e óleo combustível para gás. O gasoduto Urucu-Manaus foi entregue em novembro de 2009 e os ramais termelétricos ficaram prontos em dezembro de 2010, ao passo que apenas parte das usinas que abastecem Manaus foram convertidas para receber o gás.

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226. Está prevista para 2014 a totalidade da conversão das usinas. Enquanto isso, em 2012 foram disponibilizados 3,6 milhões m3/dia, com aumento gradativo da vazão até atingir 5,5 milhões m3/dia de gás em 2014, e apenas 2,3 milhões m3/dia são efetivamente usados. Em que pese o gás disponível, o sistema Manaus ainda mantém metade de sua geração a óleo. De forma semelhante, também foi proposta a constituição de processos apartados para apurar a responsabilidade dos gestores da Amazonas Energia e da Centrais Elétricas Brasileiras.

227. No que tange à regulação, detectou-se lacuna no que diz respeito à fixação de preço regulatório do gás para fins de reembolso da CCC, bem como medidas que desestimulem novos atrasos nas conversões das térmicas. Em decorrência, foi proposta determinação para que a Aneel, articuladamente com a ANP, fixe aquele preço regulatório. Também se entendeu pertinente a proposição de recomendação para que a reguladora do setor elétrico crie mecanismos que desestimulem novos atrasos na conversão das usinas.

228. Quanto à integração do sistema Acre-Rondônia ao Sistema Interligado Nacional, que deveria estar concluída desde 2008, foi adiada para dezembro de 2012, pois parte da linha de transmissão Vilhena-Samuel não obteve licença ambiental do Estado de Rondônia. Tal atraso obrigou que térmicas movidas a combustível fóssil fossem ativadas, o que resultou em acréscimo do Encargo Serviço do Sistema (ESS) na ordem de R$ 2 bilhões no período de novembro de 2009 a junho de 2012. Além disso, o escoamento da energia produzida na UHE Santo Antônio para a região Norte ocorre com restrição, em razão de atrasos na linha de transmissão Vilhena-Samuel. Nesse sentido, entendeu-se relevante enviar cópia do acórdão que vier a ser proferido para a Procuradoria Geral da República para as providências pertinentes quanto à conduta dos gestores do Estado de Rondônia envolvidos.

229. Outra ineficiência apontada são os atrasos na execução das obras elencadas pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) como necessárias para receber a linha de transmissão Tucuruí-Manaus-Macapá. Desta forma, entendeu-se como necessário determinar ao MME que apresente Plano de Ação, com a indicação de ações/responsáveis/prazos que garantam que a efetiva interligação Tucuruí-Manaus-Macapá se concretize com a segurança que o sistema requer.

230. Observou-se que os sistemas isolados ainda não concluíram a implantação do Sistema Digital de Coleta de Dados (SCD), sem isso sequer as grandezas elétricas podem ser aferidas. Isso significa que há operadoras que fazem anotação manual, o que dá margem a irregularidades, tais como: a) anotar uma geração superior à efetivamente realizada; b) desligar máquinas com registro de energia gerada; c) fraudar o consumo específico, reduzindo artificialmente a eficiência da máquina para evitar a glosa, porém dentro dos limites legais. Qualquer desses métodos, se utilizados, poderia suprimir combustível dos estoques que não seria detectado pela fiscalização da Aneel. Assim, sugeriu-se que a Aneel informe as ações adotadas com vistas a integral implantação desse sistema.

231. Detectou-se que as informações da CCC não estão disponibilizadas em sua integralidade no sítio da Eletrobras na internet. Assim, foi proposta determinação visando sua divulgação.

232. Quanto às perdas elétricas, os dados analisados mostram que em 2010, a perda total no país foi de 13,2% da energia injetada (452 TWh), isso representou 59,7 TWh (sendo 33,9 TWh de perda técnica e 25,8 TWh de não técnica). Como o parque hidrelétrico brasileiro é capaz de armazenar cerca de 200 TWh em seus reservatórios, considerando que 59,7 TWh é de perda, significa dizer que cerca de 30% dessa capacidade é desperdiçada.

233. Dada a necessidade de dar transparência a esses dados, entende-se pertinente determinar que a Aneel divulgue em seu sítio na internet, de forma sistematizada, os dados de perdas de

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todas as concessionárias. Além disso, foi proposta determinação para que a Eletrobras apresente plano de ação visando a efetiva redução das perdas elétricas, em cumprimento ao Acórdão 1.906/2010-TCU-Plenário.

234. Por fim, registra-se que os benefícios das ações de controle decorrentes desse trabalho são considerados qualitativos e coadunam-se com os itens 56.5 (melhorar a qualidade dos serviços públicos prestados), 56.8 (aumentar a eficiência na estrutura, em procedimentos ou no exercício de competências e atribuições) e 56.9 (melhorar a gestão administrativa/melhorias na organização, na forma de atuação) do anexo da Portaria - Segecex 10/2012.

5. PROPOSTAS DE ENCAMINHAMENTO

235. Assim, submetem-se os autos à consideração superior, com as propostas que seguem:

a) que sejam constituídos processos apartados para apurar a responsabilidade dos gestores da Amazonas Energia e da Centrais Elétricas Brasileiras acerca de:

a.1) infração ao art. 55, inciso III, da Lei 8.666/1993 face a assinatura, em 1º/6/2006, do Contrato de Compra e Venda de Gás Natural OC 1902/2006 sem prévia estipulação do preço certo e definido a ser pago à Cigás relativo ao fornecimento de gás (open book), permitindo, assim, o repasse integral do custo de construção do gasoduto ao preço do transporte do combustível, o que acarretou a elevação do custo da energia gerada com o gás. O custo de implantação do gasoduto passou de R$ 2,49 bilhões, valor estimado em contrato, para R$ 4,46 bilhões, elevando, por consequência, o preço da parcela de transporte em 77%, passando de R$ 9,20/milhão BTU para R$ 16,24/milhão BTU. Já os dutos de distribuição, orçados em R$ 74,9 milhões, custaram, ao final, R$ 176,7 milhões, elevando o preço da margem de distribuição - ramais termelétricos, em 60%, passando de R$ 0,69/milhão BTU para R$ 1,11/milhão BTU (itens 30 a 42 deste relatório);

a.2) ferir os princípios da eficiência (art. 37, caput, CF/88) e da modicidade tarifária (art. 6º, § 1º, da Lei 8.987/1995) ao não adotar as tempestivas e devidas providências para a oportuna conversão das usinas térmicas da Amazonas Energia, com vistas ao melhor aproveitamento do combustível associado ao Contrato de Compra e Venda de Gás Natural OC 1902/2006 (itens 95 a 128 deste relatório), vez que:

a.2.1) o gasoduto Urucu-Manaus foi entregue em novembro de 2009 e os ramais termelétricos ficaram prontos em dezembro de 2010, ao passo que, conforme previsão atual, as usinas somente serão totalmente convertidas para gás natural em 2014, enquanto isso: foram disponibilizados em 2012 3,64 milhões m3/dia para consumo, em observação ao terceiro termo aditivo ao Contrato OC 1902/2006, de 20/8/2011, que estabeleceu a “rampa” de tomada de gás natural, e apenas 2,3 milhões m3/dia foram efetivamente usados; e o sistema Manaus, em que pese o gás disponível, ainda mantém metade de sua geração a óleo; e

a.2.2) o atraso na conversão das usinas implica onerar o conjunto dos consumidores do país, via reembolsos pela CCC: com elevados custos de geração a óleo, que seriam evitados caso as usinas já estivessem completamente convertidas para uso do gás; e com o desperdício de valores correspondentes a subutilização de custos de reserva de capacidade de transporte dutoviário (ship or pay) e de reserva de consumo mínima (take or pay) do gás, que totalizaram R$ 1 bilhão, de dezembro de 2010 a dezembro de 2012.

b) com apoio no art. 70, inciso IX, da CF/1988, no art. 43, inciso I, da Lei 8.443/1992, e no art. 250, inciso II, do Regimento Interno do TCU, seja determinado à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) que:

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b.1) no prazo de noventa dias, adote, articuladamente com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), providências para que seja fixado o preço regulatório do combustível gás natural associado ao Contrato de Compra e Venda de Gás Natural OC 1902/2006 para fins de reembolso pela CCC, em cumprimento ao art. 3º, inciso VII, da Lei 9.427/1996 (itens 45 a 48, 71 a 94 e 95 a 108 deste relatório);

b.2) no prazo de trinta dias, informe ao TCU as medidas que adotará, além daquelas porventura já adotadas em cumprimento ao item 9.1.1 do Acórdão 923/2008 e ao item 9.1.1 do Acórdão 1.906/2010-TCU-Plenário, para garantir a pronta e integral implantação da coleta digital de dados, em atendimento ao art. 15 da Resolução Normativa – Aneel 427/2011 (itens 159 a 169 deste relatório);

b.3) no prazo de cento de oitenta dias, informe ao TCU a deliberação adotada pela Diretoria da Aneel acerca da proposta de regulamento submetida à Audiência Pública 69/2012, que versou sobre proposta de reposição à Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC) dos valores correspondentes aos combustíveis consumidos acima dos limites estabelecidos pelo Grupo Técnico Operacional da Região Norte (GTON/Eletrobras), e aprovados pela Aneel, ou extraviados dos estoques das concessionárias, uma vez que a reguladora detectou que as concessionárias devem à CCC 220 milhões de litros de óleo diesel e 36 milhões de kg de óleo do tipo OC1A, referente ao período de 1999 a 2011 (itens 170 a 172 deste relatório);

b.4) no prazo de noventa dias, disponibilize em seu sítio na internet dados anuais relativos às perdas globais, por concessionária de distribuição, de modo a explicitar o montante de energia gerada, as perdas na rede básica, a energia injetada na distribuição, as perdas técnicas e não técnicas (reais e regulatórias), e o custo dessas perdas, face a necessidade de dar transparência à volumosa quantidade de energia perdida, que alcança 59,7 TWh (perda técnica e não técnica), uma vez que essa perda representa 30% de toda a capacidade de armazenamento dos reservatórios do parque hidrelétrico brasileiro que é de 200 TWh (itens 193 a 214 deste relatório);

c) com apoio no art. 70, inciso IX, da CF/1988, no art. 43, inciso I, da Lei 8.443/1992, e no art. 250, inciso II, do RI/TCU, seja determinado ao Ministério de Minas e Energia (MME), que apresente Plano de Ação, no prazo de trinta dias, com indicação de ações/responsáveis/prazos que garantam que a efetiva interligação Tucuruí-Manaus-Macapá se concretize com a segurança que o sistema requer, o que inclui a efetiva realização de obras complementares, para receber essa linha de transmissão, conforme estudos efetuados pela Empresa de Pesquisa Energética (itens 143 a 157 deste relatório);

d) com apoio no art. 70, inciso IX, da CF/1988, no art. 43, inciso I, da Lei 8.443/1992, e no art. 250, inciso II, do RI/TCU, seja determinado a Centrais Elétricas Brasileiras (Eletrobras) que:

d.1) no prazo de trinta dias, adote providências para o exato cumprimento do art. 54 da Resolução Normativa Aneel 427/2011, de modo que todas as informações sobre a CCC estejam organizadas em banco de dados disponível em seu sítio na internet (itens 176 a 182 deste relatório);

d.2) no prazo de sessenta dias, apresente o resultado do leilão para adquirir combustível líquido e óleo lubrificante para atender a demanda das usinas termelétricas localizadas nos Estados do Acre, de Rondônia, de Roraima e do Amazonas;

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d.3) no prazo de trinta dias, apresente novo plano de ação, contemplando as medidas que, em complementação àquelas porventura já adotadas em cumprimento ao item 9.2.2.2. do Acórdão 1.906/2010-TCU-Plenário, promovam adicional e efetiva redução das perdas elétricas nas empresas da holding Eletrobras, em especial das que atuam nos sistemas isolados (itens 215 a 220 deste relatório);

e) com apoio no art. 70, inciso IX, da CF/1988 e no art. 250, inciso III, do RI/TCU, seja recomendado à Aneel que adote as tempestivas providências para que sejam criados mecanismos que desestimulem novos atrasos na conversão das usinas, a exemplo da medida preconizada no art. 3º, §2º, da Resolução Autorizativa Aneel 3.999/2013 (itens 95 a 119 deste relatório);

f) com apoio no art. 1º, inciso VIII, da Lei 8.443/1992, sejam enviadas cópias da deliberação que vier a ser adotada neste processo, acompanhada do relatório e voto que a fundamentarem, bem como das peças 41, 49, 60, 61, 62 e 95 dos presentes autos para a 3ª Câmara de Coordenação e Revisão de Energia e Combustíveis da Procuradoria Geral da República, para que aprecie a pertinência de apurar a atuação de gestores estaduais de Rondônia, tendo em vista os prejuízos ao sistema elétrico brasileiro em razão da demora no licenciamento ambiental que permitiria a construção do segundo circuito de linha de transmissão (itens 129 a 142 deste relatório);

g) encaminhar cópia do acórdão que vier a ser proferido, bem como do relatório e do voto que o fundamentarem, à Casa Civil da Presidência da República, ao Senado Federal –Comissão de Serviços de Infraestrutura (CI) –, à Câmara dos Deputados – Comissão de Minas e Energia (CME) e à Comissão de Defesa do Consumidor (CDC) –, à Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica (Abrage), à Associação Brasileira das Grandes Empresas de Transmissão de Energia Elétrica (Abrate), Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), à Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace), ao Instituto Ilumina, à Associação Brasileira de Defesa do Consumidor (Proteste), ao Instituto Brasileiro de Defesa do Consumidor (Idec), ao Ministério de Minas e Energia e à 3ª Câmara de Coordenação e Revisão do Ministério Público Federal (Consumidor e Ordem Econômica);

h) autorizar a realização de monitoramento das deliberações resultantes do acórdão que vier a ser proferido;

i) arquivar os presentes autos, com fundamento no art. 169, inciso V, do Regimento Interno do TCU.”

É o relatório.

VOTO

A presente auditoria operacional aborda os impactos, nas tarifas de energia elétrica, das políticas adotadas pelo Governo Federal em relação aos Sistemas Isolados (Sisol), com destaque para o encargo tarifário Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC) e para as perdas elétricas nesses sistemas que são repassadas para as tarifas de energia de todos os consumidores brasileiros.

2. Este Tribunal tem acompanhado as revisões tarifárias periódicas realizadas pela Aneel e os leilões de transmissão e de geração de energia. Realizou auditorias em encargos do setor elétrico, tais como a Reserva Global de Reversão - RGR (Acórdão nº 1931/2012-Plenário) e a Conta de Desenvolvimento Energético - CDE (Acórdão nº 1392/2011-Plenário). A Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC) foi objeto de auditorias e monitoramentos (Acórdãos nº 556/2005,

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923/2008 e 1906/2010, todos do Plenário), e as perdas elétricas no sistema elétrico brasileiro também foram avaliadas anteriormente (Acórdão nº 2211/2008-TCU-Plenário).

3. No que se refere à energia elétrica, as empresas integrantes do Sistema Interligado Nacional (SIN) atendem as Regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da Região Norte, enquanto que os Sistemas Isolados (Sisol) são compostos, principalmente, por centrais elétricas situadas na Região Norte. Os Sisol abrangem aproximadamente de 50% do território nacional, onde é consumida cerca de 3% da energia elétrica utilizada no País. Parte das capitais da Região Norte está em processo de interligação ao SIN. Nos sistemas de Manaus, Porto Velho e Rio Branco, a geração de eletricidade é hidrotérmica. Em Boa Vista e em parte do interior do Estado de Roraima, a energia é importada da Venezuela. A maioria dos sistemas do interior dos Estados do Amazonas, Acre, Rondônia e parte do Pará é suprida por unidades geradoras movidas a combustível fóssil (óleo diesel, óleo combustível e gás natural).

4. A Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC) foi instituída pela Lei nº 5.899/1973 com o objetivo de subsidiar a compra de combustíveis fósseis para geração de energia, evitando onerar em demasia as tarifas estabelecidas para o consumidor dessa energia térmica. A partir de 1993 a cobertura se restringiu aos Sisol e, a partir de 2009, a CCC passou a subsidiar não só o combustível, como também todo o custo da geração de energia nesses sistemas. Sua receita provinha do recolhimento, de todos os consumidores brasileiros, de cotas na proporção e em valores determinados pelo Poder Público.

5. Destaco que, desde a edição da Lei nº 12.783/2013, que “Dispõe sobre as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais e sobre a modicidade tarifária, dentre outras providências”, não há mais o recolhimento, dos consumidores de energia elétrica, de cotas específicas para a CCC, que passou a ser custeada pela Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), que recebe aportes do Tesouro Nacional.

6. Extraio dos autos que a implementação de diversas políticas públicas anunciadas pelo Governo Federal nos últimos anos permitiriam a redução do dispêndio da CCC nos sistemas elétricos isolados. Dentre essas medidas, destaco a interligação de parte dos Sistemas Isolados ao Sistema Interligado Nacional, com implantação de linhas de transmissão e do gasoduto Urucu-Coari-Manaus, bem como a conversão das usinas de óleo diesel e óleo combustível para gás natural. No entanto, a equipe de auditoria apontou uma série de ineficiências na operacionalização das políticas.

7. Nesse sentido, cito à integração do Sistema Acre-Rondônia ao Sistema Interligado Nacional, que deveria estar concluída desde 2008, mas foi adiada para dezembro de 2012 em razão de problemas no licenciamento ambiental da respectiva linha de transmissão. Como consequência, usinas térmicas movidas a combustível fóssil foram acionadas, redundando em acréscimo do Encargo Serviço do Sistema (ESS) na ordem de R$ 2 bilhões (novembro/2009 a junho/2012). Além disso, o escoamento para a Região Norte da energia produzida na usina hidrelétrica Santo Antônio ocorre com restrição, em razão de atrasos na implantação da linha de transmissão Vilhena-Samuel. Também há atrasos na execução de obras que precisariam estar finalizadas antes da chegada da linha de transmissão Tucuruí-Manaus-Macapá.

8. A construção do gasoduto Urucu-Coari-Manaus, efetuada pela Petrobras entre 2006 e 2009, foi objeto de exame por este Tribunal ainda em 2006, quando da realização de uma auditoria operacional específica para analisar o empreendimento (TC 008.725/2006-3, Acórdão nº 2354/2006-3). Posteriormente, as obras do referido gasoduto foram incluídas no escopo do Fiscobras 2007 (TC 014.906/2007-2) e do Fiscobras 2008 (TC 007.353/2008-5), fiscalizações que resultaram nos Acórdãos nº 693/2010, 3390/2010, 714/2012, 1461/2012 e 2667/2013, todos do Plenário. No entanto, nos mencionados processos, as questões relativas ao Contrato de Compra e Venda de Gás Natural OC 1902/2006, que precederam a construção do gasoduto, foram abordadas de maneira acessória, o que

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justifica, a meu ver, a proposta da unidade técnica, cujo objetivo é analisar, especificamente, o citado contrato.

9. Outro exemplo de ineficiência das políticas públicas voltadas para o setor é o descasamento entre a disponibilização do gás natural e a conversão das usinas de óleo diesel e óleo combustível para esse tipo de combustível. Apesar de o gasoduto Urucu-Coari-Manaus ter sido entregue em novembro de 2009 e os ramais termelétricos associados em dezembro de 2010, apenas parte das usinas que abastecem Manaus foram convertidas para receber o gás natural (a conversão total da usinas está prevista para 2014). Assim, em que pese o gás estar disponível, o Sistema Manaus ainda mantém cerca de metade de sua geração a óleo.

10. O atraso na conversão das usinas térmicas da Amazonas Energia para operarem com gás natural, com vistas ao melhor aproveitamento do combustível associado ao Contrato de Compra e Venda de Gás Natural OC 1902/2006, de fato fere o princípio constitucional da eficiência e o princípio legal da modicidade tarifária. Nesse sentido, o art. 3º, § 2º, da Resolução Autorizativa Aneel nº 3.999/2013, que “Autoriza o enquadramento da Eletrobras Distribuição Acre, na sub-rogação dos benefícios do rateio da Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC, referente ao projeto de interligação do município de Assis Brasil (AC), ao Sistema Interligado Nacional - SIN”, constitui-se em uma medida eficaz, à disposição da Agência, para desestimular atrasos na conclusão de empreendimentos beneficiados com recursos da CCC. Assim, entendo pertinente a proposta da unidade técnica para que seja apurado as responsabilidades dos gestores pelo atraso incorrido, bem como de efetuar recomendação à Aneel sobre a matéria.

11. Quanto às perdas de energia elétrica, estas são classificadas em técnicas e não técnicas. As perdas técnicas ocorrem ao longo da cadeia produção-transporte-consumo de energia elétrica. Já as perdas não técnicas resultam de furtos ou falta de medição. Os dados analisados mostraram que, em 2010, a perda total no país foi de 13,2% da energia injetada, sendo que 7,5% correspondiam a perdas técnicas e 5,7% a perdas não técnicas. Quanto ao impacto nas tarifas, as perdas elétricas representaram, em 2011, 6,5% do valor da tarifa média, dos quais 3,8% equivaliam a perdas técnicas e 2,7% a perdas não técnicas.

12. É de se destacar o alto grau de perdas elétricas registradas no Sistema Manaus, da ordem de 39% em 2011, o que indica a baixa efetividade das ações de ampliação e de melhoria da rede de média e baixa tensão que a concessionária de distribuição afirma estar realizando. Da documentação enviada pela Amazonas Energia, observa-se que o setor industrial é responsável por cerca de 87% das perdas comerciais detectadas. Em outras palavras, o maior índice de perdas está associado a um setor que não apresenta “complexidade social”, como áreas de favelização, por exemplo. Portanto, uma ação efetiva no segmento industrial reduzirá significativamente as perdas elétricas comerciais.

13. Ainda em 2007, a então Manaus Energia (sucedida pela Amazonas Energia, em 2009), por ocasião de uma auditoria deste Tribunal (TC 025.619/2007-2), apresentou um plano de ação para a blindagem de todas as unidades dos clientes do Grupo A (indústrias), com a instalação de 2.000 conjuntos de medição externa, o que, sete anos depois, ainda não se concretizou. Em 2010, este Tribunal determinou à Eletrobras que encaminhasse um plano de ação contemplando “as medidas adotadas para a efetiva redução das perdas elétricas nas empresas da holding Eletrobras, detalhando os índices de perdas, os prazos e os valores destinados a essa finalidade, discriminando as ações a serem realizadas com recursos da Eletrobras e com os recursos obtidos junto ao Banco Mundial” (item 9.2.2.2 do Acórdão nº 1906/2010-TCU-Plenário). Diante do tempo decorrido, e considerando que os percentuais de perdas elétricas situam-se em patamares ainda elevados, entendo pertinente que a Eletrobras apresente a este Tribunal um novo plano de ação nesse sentido, dando especial atenção às empresas que atuam nos Sistemas Isolados, como o Sistema Manaus.

14. Registro, também, que os Sistemas Isolados ainda não concluíram a implantação do Sistema Digital de Coleta de Dados (SCD), o que contribuiria para a redução do percentual de perdas

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não técnicas. Ainda há operadoras que fazem anotações de geração e consumo de forma manual, o que daria margem a irregularidades. A obrigatoriedade da instalação do SCD pelas usinas termelétricas já havia sido determinada pela Resolução Normativa Aneel nº 163/2005 e foi objeto de determinações deste Tribunal (9.1.1 do Acórdão nº 923/2008-TCU-Plenário e item 9.1.1 do Acórdão nº 1906/2010-TCU-Plenário). Apesar desse dispositivo regulamentar ter sido revogado pela Resolução Normativa Aneel nº 427, de 11/3/2011, o seu art. 15 do novo regulamento dispõe que o agente de geração ou de distribuição “fica obrigado a implantar ou adequar, no prazo de um ano após a publicação desta Resolução, o Sistema de Coleta de Dados Operacionais (SCD)”.

15. Portanto, em 11/3/2012, expirou o prazo para a instalação do SCD. Menciono que, expirado esse prazo, nenhuma empresa sem o referido sistema deveria receber reembolso da CCC, nos termos do art. 3º da citada Resolução Normativa Aneel nº 427/2011. Diante da importância do SCD para a redução das perdas elétricas não técnicas, e considerando o tempo decorrido desde o término do prazo fixado para que esse sistema fosse implantado por todos os agentes de geração ou de distribuição, o que ainda não ocorreu, entendo que medidas duras devam ser adotadas. Assim, proponho determinação à Eletrobras para que suspenda todos os reembolsos referentes à CCC para as empresas que ainda não implantaram o SCD, informando a este Tribunal quais são as operadoras que se enquadram nesse comando.

16. Por fim, ressalto que a versão preliminar do relatório de auditoria foi enviada ao Ministério de Minas e Energia (MME), à Centrais Elétricas Brasileiras S.A (Eletrobras) e à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para comentário dos gestores, caso quisessem. A Aneel e a Eletrobras manifestaram-se por meio das peças 124 e 125, respectivamente. Seus comentários foram inseridos ao longo da versão final dos trabalhos, transcrita no relatório precedente. O MME não se manifestou.

Ante o exposto, Voto por que o Tribunal adote a deliberação que ora submeto à consideração deste Colegiado.

TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 19 de fevereiro de 2014.

RAIMUNDO CARREIRO Relator

ACÓRDÃO Nº 336/2014 – TCU – Plenário

1. Processo nº TC 003.626/2012-1 1.1. Apensos: 022.548/2013-0; 007.004/2013-3; 045.942/2012-9; 010.539/2013-1; 046.030/2012-3; 031.071/2012-02. Grupo II - Classe de Assunto: V - Auditoria Operacional3. Responsáveis: Edison Lobão (Ministro de Minas e Energia), Márcio Pereira Zimmermann (Secretário-Executivo do Ministério de Minas e Energia), Nelson José Hübner (Diretor-Geral da

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Aneel) e José da Costa Carvalho Neto (Presidente da Eletrobras)4. Órgãos/Entidades: Ministério de Minas e Energia (MME), Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras)5. Relator: Ministro Raimundo Carreiro6. Representante do Ministério Público: não atuou7. Unidade Técnica: SefidEnerg8. Advogado constituído nos autos: não há

9. Acórdão:VISTOS, relatados e discutidos estes autos de auditoria operacional que tem por objetivo

identificar os impactos sobre as tarifas de energia elétrica no Brasil em decorrência de políticas aplicáveis aos Sistemas Isolados, com enfoque na Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC) e nas perdas elétricas.

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

9.1. constituir processos apartados para apurar a responsabilidade dos gestores da Amazonas Energia e da Centrais Elétricas Brasileiras por:

9.1.1. celebrar, em 1º/6/2006, o Contrato de Compra e Venda de Gás Natural OC 1902/2006 sem prévia estipulação do preço certo e definido, relativo ao fornecimento de gás a ser pago à Cigás, infringindo o disposto no art. 55, inciso III, da Lei nº 8.666/1993;

9.1.2. não adotar as tempestivas e devidas providências para a oportuna conversão das usinas térmicas da Amazonas Energia, com vistas ao melhor aproveitamento do combustível associado ao Contrato de Compra e Venda de Gás Natural OC 1902/2006, contrariando os princípios da eficiência (art. 37, caput, da Constituição Federal) e da modicidade tarifária (art. 6º, § 1º, da Lei nº 8.987/1995);

9.2. com fundamento no art. 43, inciso I, da Lei nº 8.443/1992, e no art. 250, inciso II, do Regimento Interno, determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) que:

9.2.1. adote, no prazo de 90 (noventa) dias, articuladamente com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), providências para que seja fixado o preço regulatório do combustível gás natural associado ao Contrato de Compra e Venda de Gás Natural OC 1902/2006 para fins de reembolso pela Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC), em cumprimento ao art. 3º, inciso VII, da Lei nº 9.427/1996;

9.2.2. informe a este Tribunal, no prazo de 180 (cento de oitenta) dias, a deliberação adotada pela Diretoria da Aneel acerca da proposta de regulamento submetida à Audiência Pública 69/2012, que versou sobre proposta de reposição à Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC) dos valores correspondentes aos combustíveis consumidos acima dos limites estabelecidos pelo Grupo Técnico Operacional da Região Norte (GTON/Eletrobras), e aprovados pela Aneel, ou extraviados dos estoques das concessionárias;

9.2.3. disponibilize em seu sítio na internet, no prazo de 90 (noventa) dias, dados anuais relativos às perdas globais, por concessionária de distribuição, de modo a explicitar o montante de energia gerada, as perdas na rede básica, a energia injetada na distribuição, as perdas técnicas e não técnicas (reais e regulatórias), e o custo dessas perdas, face a necessidade de dar transparência à volumosa quantidade de energia perdida;

9.3. com fundamento no art. 43, inciso I, da Lei nº 8.443/1992, e no art. 250, inciso II, do Regimento Interno, determinar ao Ministério de Minas e Energia (MME), que apresente Plano de Ação, no prazo de 30 (trinta) dias, com indicação de ações/responsáveis/prazos que garantam que a efetiva interligação Tucuruí-Manaus-Macapá se concretize com a segurança que o sistema requer, o que inclui a efetiva realização de obras complementares, para receber essa linha de transmissão, conforme estudos efetuados pela Empresa de Pesquisa Energética;

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9.4. com fundamento no art. 43, inciso I, da Lei nº 8.443/1992, e no art. 250, inciso II, do Regimento Interno, determinar a Centrais Elétricas Brasileiras (Eletrobras) que:

9.4.1. suspenda todos os reembolsos referentes à Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC), previsto no art. 3º da Resolução Normativa Aneel nº 427/2011, para os agentes de geração ou de distribuição que ainda não implantaram o Sistema de Coleta de Dados Operacionais (SCD), informando a este Tribunal, no prazo de 15 (quinze) dias, quais são os agentes de geração ou de distribuição que se enquadram nesse comando;

9.4.2. no prazo de 30 (trinta) dias, adote providências para o exato cumprimento do art. 54 da Resolução Normativa Aneel nº 427/2011, de modo que todas as informações sobre a Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC) estejam organizadas em banco de dados disponível em seu sítio na internet;

9.4.3. no prazo de 60 (sessenta) dias, apresente o resultado do leilão para adquirir combustível líquido e óleo lubrificante para atender a demanda das usinas termelétricas localizadas nos Estados do Acre, de Rondônia, de Roraima e do Amazonas;

9.4.4. no prazo de 30 (trinta) dias, apresente novo plano de ação, incluindo também as medidas determinadas pelo item 9.2.2.2. do Acórdão nº 1906/2010-TCU-Plenário, que promovam adicional e efetiva redução das perdas elétricas nas empresas da holding Eletrobras, detalhando os índices de perdas, os prazos e os valores destinados a essa finalidade, discriminando as ações a serem realizadas, em especial daquelas empresas que atuam nos Sistemas Isolados;

9.5. com fundamento no art. 250, inciso III, do Regimento Interno, recomendar à Aneel que adote as tempestivas providências para que sejam criados mecanismos que desestimulem novos atrasos na conversão das usinas, a exemplo da medida preconizada no art. 3º, § 2º, da Resolução Autorizativa Aneel nº 3.999/2013;

9.6. com fundamento no art. 1º, inciso VIII, da Lei nº 8.443/1992, enviar cópia do presente acórdão, acompanhado do relatório e voto que o fundamentam, bem como das peças 41, 49, 60, 61, 62 e 95 dos presentes autos, para a 3ª Câmara de Coordenação e Revisão de Energia e Combustíveis da Procuradoria Geral da República, para que aprecie a pertinência de apurar a atuação de gestores estaduais de Rondônia, tendo em vista os prejuízos ao sistema elétrico brasileiro em razão da demora no licenciamento ambiental que permitiria a construção do segundo circuito da linha de transmissão Vilhena-Samuel;

9.7. dar ciência desta deliberação à Casa Civil da Presidência da República, à Comissão de Serviços de Infraestrutura do Senado Federal, à Comissão de Minas e Energia e à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, ao Ministério de Minas e Energia, à Centrais Elétricas Brasileiras S.A (Eletrobras) e à Aneel;

9.8. determinar o monitoramento das deliberações acima exaradas;9.9. arquivar os autos.

10. Ata n° 5/2014 – Plenário.11. Data da Sessão: 19/2/2014 – Ordinária.12. Código eletrônico para localização na página do TCU na Internet: AC-0336-05/14-P.13. Especificação do quorum: 13.1. Ministros presentes: Aroldo Cedraz (na Presidência), Valmir Campelo, Walton Alencar Rodrigues, Benjamin Zymler, Raimundo Carreiro (Relator), José Jorge e José Múcio Monteiro.13.2. Ministro-Substituto convocado: Weder de Oliveira.13.3. Ministros-Substitutos presentes: Augusto Sherman Cavalcanti e André Luís de Carvalho.

(Assinado Eletronicamente)AROLDO CEDRAZ

(Assinado Eletronicamente)RAIMUNDO CARREIRO

na Presidência Relator

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Fui presente:

(Assinado Eletronicamente)PAULO SOARES BUGARIN

Procurador-Geral

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3.4. Questão de auditoria: Qual o impacto das perdas