Falha limita geração de Jirau e Santo Antônio no rio Madeira

Símbolos da retomada das grandes obras de infraestrutura no País, as hidrelétricas de Jirau e de Santo Antônio levaram quase uma década para ficarem prontas. Em meio a atrasos, polêmicas e brigas judiciais, foram quase R$ 40 bilhões investidos nas duas usinas - que são, respectivamente, a quarta e a quinta maiores do Brasil.

Mas, agora que estão finalmente concluídas, com suas 100 turbinas em operação, descobriu-se que uma falha técnica pode limitar boa parte da geração de energia das hidrelétricas pelos próximos dois anos.

O diagnóstico foi concluído somente no mês passado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que determinou uma redução de até 1.600 megawatts (MW) do potencial total das usinas - o suficiente para atender cerca de 5 milhões de pessoas - sob risco de causar um blecaute nas regiões Sul e Sudeste do País.

A origem do problema está em uma estrutura chamada "eletrodo de terra", um aterramento de dezenas de barras de aço que tem a função de manter o equilíbrio das linhas de transmissão das duas usinas do rio Madeira, redes que carregam energia por 2,4 mil quilômetros de distância, de Porto Velho (RO) até Araraquara (SP).

Em testes recentes, o ONS percebeu que o aterramento foi construído em cima de um grande bloco de granito, situação que compromete o funcionamento, porque eleva a intensidade de energia, em vez de reduzi-la. O resultado pode ser a queima de transformadores, por exemplo.

Essa estrutura de segurança entra em operação quando há paralisações em um dos linhões de transmissão. Por conta do problema, o ONS concluiu que haveria riscos de blecautes em situações que exigissem o desligamento de um dos bipolos (dispositivo com dois terminais acessíveis, por meio do qual flui a corrente elétrica) que transportam energia do Rio Madeira.

"Realmente, isso foi uma surpresa para nós. É uma situação inédita no sistema", disse o diretor-geral do ONS, Luiz Eduardo Barata. "O local foi aprovado por nós. A concessionária IE Madeira (dona do projeto) usou os mesmos procedimentos para instalar seu outro eletrodo em Araraquara, e não teve problemas. Mas encontrou essa situação geológica no terreno de Porto Velho. O solo tem granito e apresenta alta resistência. Então é preciso buscar outro local."

Em vez dos 6.300 MW de potência planejados para sair de Rondônia e chegar ao interior de São Paulo, o ONS determinou que a carga máxima não poderá ultrapassar 4.700 MW. A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) confirmou que o problema, associado aos critérios de segurança do ONS, "pode causar limitação no escoamento de energia do complexo do Madeira", e que convocou a concessionária IE Madeira e o ONS para apresentarem explicações e alternativas par o problema.

A concessionária terá de procurar outro terreno em Porto Velho e refazer o projeto. A estrutura pode custar até R$ 60 milhões. O ONS já determinou que, até dezembro de 2019, as limitações de entrega de energia de Jirau e Santo Antônio continuarão. Segundo a Aneel, "o projeto e sua execução são de total responsabilidade da concessionária, que deve disponibilizar as instalações de transmissão em plena capacidade, conforme estabelecido no contrato de concessão".

O governo avalia medidas de socorro às distribuidoras de energia, que deverão fechar este ano com um rombo de R$ 6 bilhões, mas esbarra em restrições orçamentárias, afirmou o ministro da Fazenda, Henrique Meirelles. "Estamos estudando (uma ajuda às distribuidoras), desde que não desequilibre o orçamento", afirmou o ministro, sem dar mais detalhes.

O déficit, provocado pelos custos extras decorrentes da crise hídrica, poderá ser coberto no reajuste anual das distribuidoras; mas, como muitas delas têm o aumento programado para o ano que vem, há um temor de que as empresas não tenham caixa para suportar tantos meses com esse rombo, segundo o presidente da Abradee, Nelson Leite.

"O rombo supera em 50% a capacidade de geração de caixa das distribuidoras. Há um receio de que não consigam cumprir seus compromissos", diz ele. O custo extra ocorre porque, com o baixo nível dos reservatórios neste ano, as empresas tiveram de contratar energia a preços mais caros. Em tese, a tarifa das bandeiras amarela e vermelha cobririam essa despesa, mas o valor arrecadado não tem sido suficiente para compensar o custo adicional.

A Aneel já reavaliou o cálculo das bandeiras tarifárias e incluiu o nível dos reservatórios na conta. Com isso a bandeira amarela teve o valor do custo extra de cada 100 kWh (quilowatts-hora) consumido reduzido de R$ 2,00 para R$ 1,00. O custo máximo da bandeira vermelha, porém, teve um acréscimo de 42,8% subindo de R$ 3,50 para R$ 5,00. A ideia é parcelar o aumento: com altas menores ao longo do ano, o caixa das distribuidoras não sofreria tanto, e o reajuste anual não precisaria ser tão drástico.

De qualquer forma, a expectativa do mercado é de um aumento do preço da energia, o que deverá impactar a inflação. "Certamente, é um item que compõe o consumo. O importante é que o preço reflita a realidade. Não podemos criar distorções insustentáveis na economia. O preço da energia tem que refletir o custo. O que temos que fazer é trabalhar para reduzir os custos", afirmou Meirelles.

Apesar da situação grave das distribuidoras, ela já foi pior, segundo Leite. "Em 2014, quando as empresas precisaram de um empréstimo da CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) para evitar uma quebra generalizada, o rombo era de R$ 23 bilhões, muito superior ao atual. Mas as empresas sequer pagaram a dívida do último ano, então a chance de um novo empréstimo é baixa", afirma ele. As distribuidoras contam com uma mudança do cálculo já em novembro.