Foz do Iguaçu – A Itaipu Binacional deve reduzir a sua tarifa de venda de energia a partir de 2022 devido à quitação da dívida da construção da usina em 2023, disse o diretor-geral brasileiro da estatal, o general João Francisco Ferreira. Apesar de o Brasil estar enfrentando atualmente uma crise hídrica, com a maior seca em 91 anos – o que deve levar a menor geração de energia pela Itaipu em 26 anos em 2021 – Ferreira explica que a empresa está conseguindo diminuir seu endividamento e mostrar maior produtividade durante a sua gestão.
O general deu a declaração em encontro com jornalistas na manhã desta terça-feira (26), no centro executivo da empresa, em Foz do Iguaçu (PR), de onde falou sobre os seis meses de sua gestão, iniciada em 7 de abril de 2021. Ele substituiu o também general Joaquim Silva e Luna, que deixou Itaipu para assumir a presidência da Petrobras.
“Em 2021, Itaipu completa um pagamento de US$ 600 milhões, de um total de US$ 2 bilhões, o que reduzirá a despesa de exploração que compõe a tarifa. Para 2022, restarão US$ 1,4 bilhão para pagar”, explicou o diretor.
Na semana passada, no entanto, ele fez a ressalva de que a redução da tarifa de energia é uma decisão binacional. “Grande parte do preço de nossa energia contém os juros e as amortizações que pagamos ano a ano aos nossos credores e, em 2022, essa dívida vai praticamente desaparecer. Então, nós vamos vender uma energia elétrica muito mais barata que a atual para a Eletrobras e a Ande, nossos clientes no Brasil e no Paraguai, respectivamente, o que vai beneficiar os consumidores brasileiros e paraguaios”, afirmou ainda o diretor-geral brasileiro.
A tarifa de venda de energia para Eletrobras e Ande atualmente está em US$ 22,6 por KWh e também inclui despesas de operação. Além da dívida, as despesas consideram os custos de produção de energia, que se mantêm após a quitação do débito.
Durante sua gestão, a Itaipu obteve o seu melhor índice histórico de produtividade (relação entre a água que passa pelas unidades geradoras e a quantidade de energia produzida), no primeiro semestre de 2021, trabalhou para o avanço significativo de uma série de obras estruturantes pagas pela empresa e vive a expectativa pela redução de sua tarifa em função da iminente liquidação da dívida contraída para a construção da usina, destacou a empresa.
ORÇAMENTO DE 2022 E INVESTIMENTOS
A direção brasileira está construindo um orçamento do próximo ano junto com o Paraguai e, por isso, ainda não é possível estimar de quanto poderá ser o corte da tarifa. Também precisa considerar os cálculos da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). “Evitamos citar números porque depende de negociações”, disse.
Na próxima sexta-feira, a empresa dará continuidade à licitação para contratar um consórcio que irá implementar um plano de atualização tecnológica, que prevê a modernização de controles e automação e investimentos de mais de US$ 500 milhões até 2034. Uma primeira licitação foi realizada e teve a GE como líder do consórcio, mas o conselho teve dúvida e postergou a reunião para definir as empresas.
Em 2019, ainda na gestão do general Silva e Luna, definiu investimentos de R$ 2,5 bilhões para um período de quatro anos, que incluem a reforma e a ampliação do terminal e da pista de pouso e decolagem do Aeroporto Internacional de Foz do Iguaçu, a duplicação da BR-469 (Rodovia das Cataratas) e melhorias na infraestrutura de transmissão de energia. As obras são feitas com coordenação do Ministério da Infraestrutura e governo estadual e municipais, dependendo do caso.
A empresa tem 54 municípios em sua área de influência, além de municípios lindeiros afetados pelo alagamento da usina. Eles recebem royalties da usina, conforme definido no tratado.
A última reunião do conselho está marcada para 15 de dezembro e deve definir os valores do orçamento para 2022.
REVISÃO DO ACORDO
Em 2023, além da quitação da dívida da estatal, está prevista a revisão do Anexo C do Tratado de Itaipu, que diz respeito às bases financeiras para a comercialização da energia da usina. A depender das negociações, essa revisão também pode resultar em uma redução da tarifa da usina.
Um dos assuntos que devem ser abordados é a venda de energia pela potência e não pela energia fornecida, e a criação de uma comissão binacional de contas para resolver imbróglios relacionados às tarifas de cada lado.
“A negociação poderá ocorrer a partir de 2023 mas não é impositiva. Existem muitas questões que podem ser revisadas e os dois países podem ter entendimentos diferentes”, desconversou o diretor, que evitou antecipar cenários.
Outro ponto que está previsto no Anexo C do tratado e que pode ser revisado é o pagamento de royalties pelo aproveitamento dos recursos hídricos pertencentes aos dois países. De 1985 até 2018, a empresa pagou cerca de US$ 11 bilhões em royalties ao Brasil e ao Paraguai. No lado brasileiro, os recursos beneficiam 16 municípios, sendo 15 no Estado do Paraná e um no Mato Grosso do Sul. Os royalties são aplicados na melhoria da qualidade de vida da população, nas áreas de educação, saúde, moradia e saneamento básico.
PREVISÃO DE GERAÇÃO E SECA
Em relação à pior crise hidrológica vivida pelo Brasil, Itaipu estima gerar 68 milhões de megawatts-hora de energia em 2021. Apesar de trabalhar com uma perspectiva de manutenção das condições de seca, a diretoria da estatal evitou dar uma projeção para o ano que vem e considera que as medidas adotadas pelo governo têm sido satisfatórias.
“A geração de 2022 é muito difícil de prever. São três anos de seca, chegaremos a 68 milhões de MWh, mas não sabemos como o clima se comportará no próximo período”, concluiu Ferreira.
A redução na geração ocorrerá devido à seca e também atende a recomendação do Operador Nacional do Sistema (ONS) de gerar menos energia e guardar a água armazenada para um momento ainda mais crítico.
“Não pode baixar da cota de 216 metros – está em 219,44 metros em relação ao nível do mar. A Itaipu é uma usina fio d’água”, acrescentou o diretor técnico de Itaipu, Celso Torino.
A binacional produziu mais de 2,7 milhões de gigawatts-hora (GWh) desde o início de sua operação, em 1984. Com 20 unidades geradoras e 14.000 MW de potência instalada, fornece 10,8% (ou 15%) da energia consumida no Brasil e 88,5% (ou 90%) no Paraguai. A usina depende do fluxo do rio Paraná e já chegou a produzir mais de 90 milhões de MWH por ano e, em 2016, estabeleceu sua melhor marca anual, com 103,098 milhões de MWh.
No entanto, devido à crise hidrológica, a usina vem reduzindo a geração. Em 2020, um dos anos mais secos na história da usina, a Itaipu produziu 76,382 milhões de MWh. De janeiro a outubro de 2021, a hidrelétrica gerou 52,8 milhões de MWh, queda de 14,97% em relação ao mesmo período de 2020, e pode fechar o ano com a menor geração de energia em 26 anos.
Para poupar os reservatórios das hidrelétricas, estão sendo acionadas as termelétricas, que encarecem o sistema. Desde o dia 1º de setembro, está em vigor uma nova bandeira tarifária na conta de luz, chamada de bandeira de escassez hídrica. A taxa extra de R$ 14,20 para cada 100 kWh deve continuar até abril do ano que vem.
A empresa também estuda outras formas de ampliar a geração de energia – como com o uso de placas solares no lago do reservatório, por exemplo- por meio de estudos realizados pela Fundação Parque Tecnológico, mas que para mudar a
fonte de geração, teria que alterar o tratado de criação da empresa.
PRIVATIZAÇÃO
Ferreira disse ainda que a privatização da Eletrobras não vai impactar a operação da Itaipu. “Todos os encargos serão assumidos pela ENBPar, nova holding estatal, criada pelo governo federal após a privatização.”
“O grupo de trabalho, organizado pelo MME em 2019 e representantes de vários setores, e do Itamaraty, também continuará existindo após a privatização da Eletrobras, para construção de cenários e orientar o investidor e prestar apoio técnico”, acrescentou.
Edição: Danielle Fonseca (daniele.fonseca@cma.com.br)
*A Agência CMA viajou a Foz do Iguaçu a convite da Itaipu Binacional.
