Sindicato da Construção, Geração, Transmissão e Distribuição
de Energia Elétrica e Gás no Estado de Mato Grosso
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Um conjunto de grandes empresas tenta aproveitar a tramitação da medida provisória que permite a prorrogação das concessões de energia, no Congresso Nacional, para resolver um dos impasses mais antigos do setor: a situação de 11 usinas hidrelétricas licitadas pelo governo há dez anos ou mais, sem licença ambiental prévia e com regras anteriores ao modelo vigente desde 2004, que jamais conseguiram sair do papel.
As empresas vêem chances reais de desengavetar pelo menos sete ou oito projetos, com potência de quase 2 mil megawatts (MW) e investimentos estimados em R$ 10 bilhões, mas pedem mudanças que esbarram na burocracia do Ministério de Minas e Energia e da Secretaria do Tesouro Nacional.
Agora, uma série de emendas parlamentares à MP 579 pode viabilizar essas hidrelétricas, que chegaram a um momento decisivo. A lista engloba empreendimentos, como Santa Isabel, no rio Araguaia (Pará/Tocantins), que é tocada por um consórcio de cinco pesos-pesados da indústria eletrointensiva - Alcoa, BHP Billiton, Camargo Corrêa, Vale e Votorantim. Outros exemplos são as usinas de São João e Cachoeirinha (no Paraná), cujas concessões são da Gerdau, e a de Itaocara (no Rio de Janeiro), da Light.
A primeira mudança pedida pelos empreendedores se refere ao novo prazo de concessão das usinas. Eles ganharam o direito de exploração comercial por 35 anos, mas já gastaram pelo menos uma década em tentativas fracassadas de avançar no licenciamento ambiental. Isso porque as hidrelétricas eram leiloadas, antes de 2004, sem a exigência de licença prévia. Agora, as empresas querem que o período de concessão seja zerado e contado apenas a partir da emissão do sinal verde dos órgãos ambientais, a fim de terem tempo suficiente para recuperar o investimento.
Outra alteração diz respeito ao pagamento pelo uso do bem público (UBP). No modelo anterior, ganhava os leilões de novas usinas quem oferecesse o maior valor de outorga - hoje, o critério de disputa é a menor tarifa. Após sucessivos adiamentos, a cobrança da UBP passou a ser feita em junho de 2012, mesmo para hidrelétricas que ainda não geram um único megawatt de energia.
Trata-se de uma conta salgada: só 8 das 11 usinas, que representam 90% dos 2.117 MW que podem ser acrescentados ao parque gerador, devem pagar uma taxa de R$ 18,5 milhões por mês.
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) já decidiu a favor das empresas, tanto no que se refere ao prazo de concessão por mais 34 anos (um a menos do pleito original) quanto sobre o adiamento da cobrança de UBP, mas nada disso tem efeito prático. Para mudar a situação das hidrelétricas, o Ministério de Minas e Energia e o Tesouro precisam mexer nos dois assuntos, porque a decisão da agência tem caráter apenas de "recomendação". As usinas só escaparam do pagamento da taxa, até agora, graças a liminar obtida na Justiça Federal de Brasília.
Emendas apresentadas pelo senador Francisco Dornelles (PP-RJ) e pelo deputado Eduardo Sciarra (PSD-PR) tentam superar o impasse. A esperança das empresas é que elas sejam incorporadas ao relatório final da medida provisória, para votação no Congresso, e não recebam vetos do governo.
"Temos grande interesse em que essas emendas progridam. É a oportunidade de resolver essas questões", diz o presidente da Associação dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (Apine), Luiz Fernando Vianna. "Os nossos associados querem manter as concessões."
Depois de muitas tentativas frustradas, com pedidos de licenciamento negados e reformulação dos estudos ambientais, boa parte das usinas tem chances de finalmente sair do papel. "Se o governo der o sinal correto, muitas delas terão obras iniciadas no ano que vem", afirma o presidente da Votorantim Energia, Otávio Rezende. A empresa é uma das investidoras na hidrelétrica Santa Isabel. Toda a energia produzida pelo projeto será consumida pelos seus próprios acionistas.
O novo licenciamento está em curso e Rezende espera sua aprovação nos próximos meses. "Dez anos em um processo ambiental não é algo normal, mas agora todos os empecilhos foram removidos e temos expectativa de a razão prevalecer. O Brasil não pode abrir mão de um fator de competitividade como a energia hidrelétrica", argumenta o executivo.
Apesar de avanços recentes no licenciamento, a incerteza sobre o futuro dessas usinas fez com que a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) afastasse os projetos de seu planejamento setorial, no plano 2012-2021. Até o ano passado, cinco hidrelétricas tinham previsão de entrada em operação: São João (2018), Cachoeirinha (2018), Couto Magalhães (2018), Pai Querê (2020) e Baú I (2020). Na minuta do novo plano, divulgado na semana passada, a postura foi mais cautelosa.
Esses empreendimentos não foram considerados, segundo a estatal de planejamento, porque "apresentam problemas específicos a serem resolvidos para andamento da obra". "Contudo, permanecem sendo fiscalizados pela Aneel e acompanhados pelo planejador, podendo compor a configuração dos futuros planos, à medida que sejam equacionados seus problemas", diz a EPE.
Duas usinas - Couto Magalhães (150 MW) e Baú I (110 MW) - têm pedidos de devolução pelas empresas que arremataram as concessões. A Brookfield Energia Renovável desistiu do projeto de Baú I por causa de leis municipais que impediam o licenciamento ambiental da usina. Entre o pedido de devolução e a concordância da Aneel em retomar a concessão, foram 18 meses de trocas de documentos, mas a Brookfield espera uma posição final do ministério sobre o assunto. As emendas parlamentares à MP 579 prevêem a possibilidade de devolução dos projetos por esses empreendedores.
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