Itaipu pós-2023: opções estão em aberto

Diretor geral brasileiro afirma que a geradora está centrada em fornecer dados para subsidiar as decisões dos governos acerca de como será a configuração do tratado após pagamento da dívida

As informações estão sendo colocadas à mesa e estão em estudo para que a decisão sobre o futuro da usina de Itaipu (Brasil/Paraguai, 14.000 MW) seja tomada pelas autoridades dos dois países. Foi assim que definiu o diretor geral brasileiro da geradora, o general Joaquim Silva e Luna, sobre o momento na maior usina hidrelétrica em volume de energia produzida no mundo sobre a revisão dos termos do Anexo C pós 2023, quando os países terminam de pagar a dívida da usina.
Ele explicou que a ideia é a de apresentar quatro cenários sobre o tema. Até porque a geradora não é um ator nesse processo e sim o objeto da negociação que será conduzida em âmbito de chancelaria dos dois sócios da UHE.
“Estamos contribuindo nesse processo com dados. Não vamos dizer o que vamos fazer com a comercialização, como seria feito, e entendemos que não nos cabe essa decisão, mas sim, contribuir em outras áreas”, disse ele.
A questão da comercialização da energia de Itaipu, que hoje é gerida pela Eletrobras, em Furnas, é um dos pontos importantes até porque o tema da privatização entrou no radar recentemente. E como a binacional – assim como a Eletronuclear – deve ser desmembrada da elétrica, ele comentou que nos modelos pode ocorrer de a própria Itaipu ter uma estrutura para comercializar sua energia, seja ela no mercado livre ou no mercado regulado. E ainda há a perspectiva de que a energia da usina deixe de ser cota, como é atualmente. E os estudos que estão sendo feitos internamente já preveem cenários diversos, inclusive de a usina ser uma geradora para o mercado, onde possui total liberdade de negociação da energia.
Esse ponto ainda passa pela questão de que pós-2023 cada um dos dois países terá direito a 50% da energia produzida pela central. O que traz ainda a questão de onde o Paraguai colocaria sua parte. Segundo o diretor brasileiro, o país vizinho teria como consumir até 25% da produção, os demais 25% ficariam para a Ande, a estatal paraguaia equivalente à Eletrobras, comercializar. Em sua avaliação o mercado final para essa energia seria mesmo o Brasil, até porque toda a infraestrutura para o escoamento da energia está colocada. A questão seria a do preço dessa energia que, em suas palavras, quem vai dar é o mercado.
Atualmente a tarifa de Itaipu é de US$ 22,60/MWh, e desse valor, cerca de US$ 14 é destinado ao pagamento da dívida. O valor acrescentou Silva e Luna, começa a decair já em meados de 2022 e encerra-se no ano seguinte. Mas evitou de apontar como deve ficar o valor da produção da usina após a amortização. Não seria uma simples conta aritmética que poderia ser de US$ 8,60/MWh, pois ainda não se sabe qual será a decisão das partes envolvidas no acordo.
Investimentos
No final das contas se os valores da tarifa fossem mantidos após 2023, cada uma das partes da usina ficaria com valores de US$ 1 bilhão de receita.
Sem afirmar diretamente que a parte brasileira poderia ser investidora em outras usinas, o executivo destacou que a experiência internacional da geradora poderia ser utilizada para outros projetos binacionais que existem, como duas usinas de mesma natureza binacional, mas estas com a Bolívia, a montante da UHE Jirau (3.750 MW, RO).
“A hora em que decidir é uma boa oportunidade, temos conhecimento e é uma necessidade do país ter energia hidrelétrica. Podemos nos debruçar sobre a hipótese de atuar nessas novas binacionais”, admitiu. “A engenharia diplomática é tão complexa quanto a da obra e, por isso, nossa experiência seria uma boa referência”, acrescentou.
O que há de concreto atualmente quanto ao acordo entre as duas metades da usina é um contrato de 4 anos sobre a exploração da energia. Algo que não acontecia há pelo menos 10 anos. No ano passado, em meio a turbulências políticas que quase derrubaram o governo do sócio brasileiro houve um acordo sobre a contratação de potência de 2019 a 2022. Com esses termos, disse o diretor, há uma maior estabilidade e possibilidade de planejamento para as ações da usina visando o pós-2023.
Nesses termos foram acertadas até mesmo as diferenças sobre a contratação do excedente da usina. O Paraguai vinha declarando volumes menores do que a necessidade real e que deveria ser da energia vinculada ou assegurada. Em seu lugar contratava a energia excedente da usina, que não cobrava a parte da dívida. Estimativas apontam que de janeiro a julho esse montante financeiro de 2019 somava US$ 50 milhões. No acordo, esses valores e os futuros foram equacionados.
* O repórter viajou a convite da Itaipu Binacional