A Operação Lava Jato investiga um suposto esquema de corrupção na compra de termoelétricas pela Petrobras, no período de 1999 a 2001, durante o governo de Fernando Henrique Cardoso (PSDB). A Polícia Federal abriu inquérito para apurar a aquisição envolvendo as empresas Alsotm/GE e NRG. A investigação parte da delação do ex-diretor da área Internacional da Petrobras Nestor Cerveró, que, na década de 1990, era gerente de energia do Departamento Industrial da estatal petrolífera.

O delator narrou que, em 1997, "se vislumbrou a possibilidade de uma crise energética no Brasil" e que a Petrobras começou a negociar o desenvolvimento de térmicas. Ele apontou o ex-senador e ex-líder do Governo Dilma no Senado Delcídio do Amaral (ex-PT/MS), que, na época, exercia a função de diretor da Petrobrás.

"Em 1999, Delcídio do Amaral assumiu uma das Diretorias da Petrobras, denominada provisoriamente Diretoria de Participações; que Delcídio do Amaral chamou o declarante para trabalhar com ele na Diretoria de Gás e Energia da Petrobras; que, em fevereiro de 2000, o presidente da República Fernando Henrique Cardoso criou um programa prioritário de termoelétricas (PPT), para geração de energia por meio de termo elétricas para enfrentar a crise conhecida como 'apagão'", diz o relato de Cerveró.

O ex-diretor afirmou que a primeira empresa a fornecer turbinas para a Petrobras para construção e exploração de termoelétricas foi a ABB, em 1999, posteriormente adquirida pela Alstom, depois adquirida pela GE.

"Nessa primeira aquisição de turbinas já houve o pagamento de propina", que "foi negociada com o representante da ABB no Rio de Janeiro", afirmou Cerveró.

"Se acertou o pagamento de uma propina de US$ 600 mil a US$ 700 mil para o próprio declarante e um valor um pouco menor, do qual o declarante não tem conhecimento, aos funcionários que trabalhavam com o declarante na Petrobras", diz o relato. Cerveró também afirmou que "nessa época abriu uma conta na Suíça para receber propina".

Defesas

Por meio de sua assessoria de imprensa, o ex-presidente Fernando Henrique Cardoso informou que "não tem informações sobre este inquérito, mas sempre é favorável que denúncias sejam apuradas."

Também por meio de assessoria, a GE informou que "não foi notificada sobre esse inquérito. A empresa não vai comentar, já que não comenta nenhum tipo de especulação".

Ao contrário dos últimos anos, as usinas térmicas mais caras do Nordeste não precisarão ser religadas de maneira contínua, informou nesta segunda-feira, 18, o Ministério de Minas e Energia (MME). Embora a escassez de chuva continue afetando o nível dos reservatórios das hidrelétricas na região, as termelétricas com custo de operação (CVU) superior a R$ 600 por megawatt/hora só serão utilizadas nos horários de pico, para substituir usinas em manutenção ou em emergências.

No fim de agosto do ano passado, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) decidiu desligar todas as térmicas com CVU superior a R$ 600 MW/h. Isso possibilitou à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) reduzir o preço da bandeira vermelha de R$ 5,50 para R$ 4,50 a cada 100 kW/h consumidos desde setembro, mas não foi suficiente para baixar a bandeira para o patamar amarelo.

De acordo com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), como as térmicas do Nordeste não serão religadas em tempo integral, o seu uso eventual não entra no cálculo das bandeiras tarifárias. Portanto, estaria descartado o retorno da bandeira vermelha para o preço anterior de R$ 5,50 por 100 kW/h consumidos. Só impactam a conta das bandeiras as térmicas escaladas no Programa Mensal de Operação (PMO), enquanto as usinas mais caras entrarão - quando necessário - apenas na Programação Diária da Operação Eletroenergética.

Segundo o MME, mesmo que o uso eventual dessas térmicas por algumas horas do dia fizesse parte do cálculo das bandeiras, não teria peso suficiente para alterá-las, por se tratar de uma pequena quantidade de energia. Segundo o ONS, o grupo de térmicas mais caras do Nordeste foi responsável por apenas 1,97% de toda a geração de energia do País entre os dias 3 e 13 de janeiro. Essas usinas geraram apenas 2.643 MW médios, enquanto todo o parque térmico brasileiro gerou 125.186 MW médios no mesmo período.

De acordo com a avaliação do CMSE, que se reuniu na última quarta-feira (13), essa situação de segurança do sistema pode ainda melhorar ao longo do ano. Um das razões é a perspectiva de aumento do nível dos reservatórios da Região Norte, o que possibilitará a exportação de energia hídrica para o Nordeste no decorrer de 2016.

"O abastecimento da região continuará sendo feito sem sobressaltos com a geração, mesmo reduzida, das usinas do Rio São Francisco; com os parques eólicos da região, que continuam em expansão; com a importação de energia do Norte e do Centro-Sul; e com as térmicas de base da região", completou o MME.

O ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, anunciou, nesta terça-feira (20), uma série de medidas para adicionar ao sistema 1,5 mil megawatts (MW). Braga disse que as ações preparadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) têm como principal objetivo reforçar a energia na Região Sudeste. O ministro destacou que o sistema está preparado para atender a picos de demanda de energia em todas as regiões do País.

Entre as medidas anunciadas está o reforço na produção e transferência de 300 MW de energia da usina de Itaipu para o sistema. Braga disse ainda que a abertura da ligação entre as regiões Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste vai adicionar 400 MW ao sistema. A ressincronização da usina de Angra 1 vai proporcionar um adicional entre 100 MW e 200 MW.

Braga já havia dito que uma parte do parque de usinas térmicas da Petrobras vai voltar a produzir energia após um período de manutenção preventiva. Essas usinas começam a retomar a produção a partir de 20 de janeiro até 18 de fevereiro e vão adicionar 867 MW ao sistema.

O ministro reiterou que o sistema elétrico brasileiro é robusto e seguro, mas está sujeito a "intercorrências". "Somadas todas essas medidas, vamos adicionar 1,5 mil MW para fortalecer o sistema, para que intercorrências como as de ontem tenham um nível de segurança ainda maior", completou.

Apesar da autorização do Conselho de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) de acionamento das térmicas no Nordeste, até o momento não foi necessário ligar nenhuma delas. Segundo uma fonte graduada do governo, a autorização para despachar cerca de mil megawatts (MW) das térmicas foi "preventiva". Com isso, os técnicos não precisam se reunir novamente - basta acioná-las, caso preciso.

Assim, os gastos do governo para arcar com os custos das termoelétricas não serão elevados, como inicialmente se supôs. A decisão do CMSE tinha como objetivo aliviar a transmissão ao Nordeste vinda de outras regiões, depois que a queda de duas linhas causou um apagão que atingiu todo o Nordeste no fim de agosto.

O objetivo era diminuir os riscos de novos blecautes enquanto a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) analisa a situação das linhas que interligam os Estados nordestinos com as demais regiões.

A ideia do governo era acionar as térmicas nordestinas por 15 dias, o que poderia elevar em R$ 50 milhões os gastos com o setor. Mas, de acordo com a fonte, isso ainda não foi preciso. As despesas com as usinas poderiam ser mitigadas, a depender do mix de combustíveis que são utilizados para gerar energia. As térmicas podem gerar eletricidade com carvão, gás e óleo. As informações são do jornal O Estado de S. Paulo.

O governo terá de desembolsar mais R$ 1,2 bilhão da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) para o pagamento das usinas térmicas e pela exposição das distribuidoras de energia elétrica ao mercado de curto prazo. O depósito será feito até 10 de agosto, referente apenas às despesas de maio e junho.

O gasto agrava ainda mais a situação da CDE, um dos fundos do setor elétrico. O governo não divulga os dados atualizados da movimentação financeira da CDE. O saldo do fundo era de R$ 223,3 milhões em maio, volume já insuficiente para bancar uma média mensal de gastos de R$ 300 milhões.

Em maio, o governo transferiu R$ 2,5 bilhões para a CDE de outro fundo setorial - a Reserva Global de Reversão (RGR). A RGR tem como finalidade principal indenizar as empresas que aderiram ao pacote de renovação antecipada das concessões, que possibilitou o desconto médio de 20% na conta de luz dos consumidores residenciais. Essa transferência, no entanto, não resolveu o problema da CDE e agravou o da RGR.

Com saldo insuficiente, caberá ao Tesouro Nacional e, em última instância, ao contribuinte, desembolsar pelo menos R$ 6,7 bilhões nos próximos quatro anos para reembolsar as companhias pelas indenizações a que têm direito. A despesa será atualizada pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), acrescida de remuneração de 5,59% ao ano. Como a RGR foi praticamente extinta, a entrada de recursos no fundo é insuficiente para pagar essa conta.

A transferência de R$ 2,5 bilhões da RGR para a CDE foi incapaz de bancar as despesas da CDE. Pelo menos duas transferências bilionárias foram feitas em maio para concessionárias de distribuição de energia, que totalizam R$ 4,8 bilhões. Foram R$ 2 bilhões para bancar uso das térmicas em fevereiro e março e outros R$ 2,8 bilhões para subsídios cruzados de junho a dezembro deste ano. Não se sabe de onde o governo retirou recursos para bancar essa conta e a equipe econômica não fornece a informação.

Os gastos com as termoelétricas eram integralmente repassados ao consumidor, na época do reajuste de cada distribuidora. O impacto seria de 11% nas tarifas, conforme estimativa da Associação Brasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica (Abradee). Em março, para evitar que parte do desconto de 20% fosse comprometido, o governo anunciou que esse custo seria bancado pela CDE.

Repasse

Já os subsídios de junho a dezembro tiveram de ser repassados de uma só vez porque o Congresso deixou a Medida Provisória 605 caducar. Essa MP foi publicada porque Cesp, Cemig e Copel não aceitaram a proposta de renovação antecipada de suas concessões. Com a queda da MP 605, a conta de energia do brasileiro poderia aumentar, em média, 4,6%, e, em alguns Estados, até 15%. O governo decidiu, então, ampliar os gastos com outros subsídios, via CDE, por meio de repasses mensais de R$ 400 milhões. Sem a MP, a presidente editou decreto e autorizou o repasse do valor de uma só vez.

Até agora, o governo não informou de que forma vai financiar a CDE. Na semana passada, durante anúncio do corte de R$ 10 bilhões do Orçamento, o ministro da Fazenda, Guido Mantega, afirmou que o governo desistiu de financiar a CDE via antecipação de recebíveis de Itaipu e que esse custo seria coberto por despesas primárias. Segundo ele, o objetivo era tornar a operação mais transparente.

Créditos

Em junho, em duas operações publicadas no Diário Oficial da União, o Ministério da Fazenda autorizou a venda de créditos que totalizavam cerca de R$ 1,9 bilhão pela União para o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). De janeiro a agosto, a CDE já desembolsou R$ 10,4 bilhões, segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Tudo indica que os gastos para manter o desconto de 20% na eletricidade já se tornaram uma despesa primária há mais tempo do que o governo quer admitir. As informações são do jornal O Estado de S.Paulo.

O diretor-geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Hermes Chipp, afirmou nesta segunda-feira que o custo de operação do sistema já teve uma queda de aproximadamente R$ 280 milhões por mês com o fechamento de térmicas de alto custo. A última unidade a ser desligada foi a Termelétrica Potiguar 3, movida a óleo diesel, que deixou de operar no sábado passado. A projeção de R$ 280 milhões, citada por Chipp, considera apenas o custo de operação, e não encargos, ressaltou o diretor-geral do ONS.

Neste momento, todas as usinas com custo superior a R$ 1.000/MWh já foram desligadas, segundo Chipp. A próxima unidade, em termos de custo variável, seria a térmica de Camaçari (BA), com custo de R$ 915 por MWh. O executivo do ONS, porém, evitou fazer projeções de quando esta ou outras unidades poderiam ser desligadas.

"Vamos acompanhar e apresentar ao comitê de monitoramento, em função dessa evolução, as nossas recomendações", destacou Chipp, que participou nesta segunda-feira do III Seminário Internacional de Gerenciamento de Ativos, Manutenção da Transmissão e Desempenho do Sistema Elétrico (Sigamt).

Expectativa

Chipp destacou que, diante do cenário de afluências, as térmicas devem continuar a operar. O diretor-geral do ONS, porém, também destacou que as térmicas possam ser paralisadas "gradativamente, em função de pequenas melhorias".

"Tivemos alguma surpresa no final de maio e começo de junho com essas áreas de instabilidade no norte da região Sul e no Sul da área (sistema) Sudeste/Centro-Oeste", destacou Chipp. Na região Nordeste, porém, as perspectivas são menos otimistas, segundo a previsão dos meteorologistas. "Mas a chuva sempre pode nos surpreender. Espero que ela surpreenda positivamente e que a transição (do período seco para o úmido) seja bem melhor do que o ano passado.

O governo mineiro já estuda alternativas para tentar manter a atração de investimentos privados para o Estado diante da possibilidade da redução de oferta de energia por parte da Cemig, por causa da disputa com o governo federal.

A principal aposta é em termoelétricas a gás, que devem ser abastecidas com o insumo que se espera produzir com a exploração da bacia sedimentar do São Francisco, mas cuja capacidade das reservas ainda está sendo avaliada por meio de fraturamento de rochas. Até novembro, o governo de Minas já havia assinado 158 protocolos de intenção de investimentos privados, com aportes previstos de R$ 17,4 bilhões.

Segundo a secretária de Desenvolvimento Econômico, Dorothea Werneck, além das térmicas a gás - que produzem energia com custo bem menor do que as abastecidas a diesel -, também há perspectiva de outras fontes para suprir a possível redução na capacidade de geração da Cemig, como as pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), as 24 usinas de biomassa previstas para serem instaladas no oeste mineiro, e unidades de captação eólica e solar que devem ser instaladas na região da Serra do Espinhaço, no norte do Estado.

A Cemig se recusou a renovar antecipadamente as concessões de 21 usinas cujos contratos vencem até 2017 e a estatal pode ter reduzida em cerca de 60% sua capacidade de geração. Apenas três dessas hidrelétricas - São Simão, Miranda e Jaguara - têm potencial de geração de 2.542 mil megawatts, 36,7% da capacidade instalada da empresa.

Presente em reunião na tarde de segunda-feira (09) para apresentar o balanço de 2012 do Sistema Operacional de Desenvolvimento Econômico de Minas, o presidente da Cemig, Djalma Morais, reforçou a intenção da estatal de brigar judicialmente pela renovação dessas concessões nos atuais termos, como preveem os contratos. Comandando o encontro, Dorothea Werneck, que preside o Conselho de Administração da Cemig, primeiro afirmou que o governo vai "torcer" para a questão "não afetar outros investimentos".

Depois, salientou que o governo tem prioridade em investimentos na "nova economia", com destaque para as fontes alternativas de energia. E que essas fontes seriam suficientes para suprir a demanda e manter a atração de investimentos privados. "Três térmicas a gás podem gerar 1,5 mil megawatts, que é a capacidade de São Simão, nossa maior hidrelétrica", observou. "Mas isso vai levar cerca de dois anos. Até lá, temos de aguentar. Mas com o diferencial do cumprimento de contratos."

A secretária afirmou ainda que o governo mineiro já realiza estudos para adequar as contas públicas ao impacto da redução da arrecadação que será causada pela queda no preço da energia. Mas negou que haja previsão de aumento do Imposto Sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS), por exemplo, para compensar as perdas.

Para entender

A antecipação da renovação das concessões do setor elétrico foi uma forma encontrada pelo governo de reduzir as tarifas de energia, consideradas uma das mais altas do mundo. O contrato de concessão de um grande número de usinas, linhas de transmissão e distribuição terminam em 2015 e 2017. Pela lei anterior, ao vencer esses contratos, o governo teria de fazer um novo leilão dos ativos - ou transferir a administração para suas controladas. Mas o governo mudou de ideia, alterou as regras e decidiu renovar as concessões.

Em contrapartida, as empresas tinham de aceitar antecipar para 2013 a renovação dos contratos e cobrar pela energia produzida apenas o custo de operação e manutenção. Quem ainda não teve o retorno do investimento feito será indenizado. A fórmula não agradou ao mercado, que considerou o preço da energia e a indenização baixos. As informações são do jornal O Estado de S.Paulo.