Em plena crise de energia, a Eletrobras foi incapaz de pisar fundo no acelerador. Até outubro, ela investiu apenas 44,3% do previsto para todo o ano, mesmo tendo papel-chave em projetos estratégicos nas áreas de geração e transmissão. As distribuidoras sob sua administração também não conseguiram escapar da letargia. Apesar de uma coleção de indicadores ruins e da necessidade de melhorá-los com rapidez, a fim de evitar surpresas na renovação de suas concessões perto de expirar, nenhuma delas conseguiu executar sequer um terço dos valores aprovados para 2014.

O grupo Eletrobras, como um todo, executou R$ 4,37 bilhões em investimentos nos dez primeiros meses do ano. A dotação autorizada é de R$ 9,87 bilhões e ninguém acredita na possibilidade de gastar, no último bimestre, o que deixou de ser aplicado até agora. O departamento responsável pela coordenação e governança das empresas estatais no Ministério do Planejamento não forneceu, em portaria publicada no fim de novembro com esses números, explicações para a baixa execução orçamentária. Fontes do setor privado veem impactos diretos da MP 579, transformada na Lei 12.783, que comprometeu receitas da Eletrobras ao reduzir as tarifas de hidrelétricas e linhas de transmissão.

Duas fiscalizações recentes do Tribunal de Contas da União (TCU) mostram a dificuldade em tirar os projetos do papel. O maior impasse está nas obras da usina térmica Mauá 3, em Manaus, com 583 megawatts (MW) de potência. Ela deverá ser movida a gás natural e vai substituir outras unidades menos eficientes. Sua entrada em operação estava prevista para abril deste ano, mas o cronograma atrasou.

Atrasos em pagamento à construtora emperram obra da térmica a gás de Mauá 3, com potência de 583 MW, em Manaus

Diante de um atraso de mais de 90 dias no pagamento das faturas à construtora Andrade Gutierrez, contratada pela Eletrobras Amazonas Energia, as obras foram completamente interrompidas em janeiro. Agora, os relatórios de acompanhamento da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) preveem que ela ficará pronta apenas no início de 2016.

Enquanto isso, segundo o TCU, a maioria dos equipamentos está armazenada em instalações próximas à futura usina ou dentro dos canteiros. Os atrasos foram quitados, mas a empreiteira alega que os valores ficaram defasados e houve aumento de custos com a desmobilização. Ela pede uma repactuação contratual, que não saiu até agora. Com isso, a retomada das obras ainda é incerta.

Mesmo quando fazem tudo direitinho, as subsidiárias da Eletrobras dificilmente cumprem prazos. Outra auditoria do tribunal de contas detectou atrasos relevantes da Chesf na execução de três lotes de linhas de transmissão no Nordeste. Eles tiveram contratos de concessão assinados em 2012 e deveriam entrar em operação comercial em janeiro de 2014, o que não aconteceu. As obras somavam investimentos de quase R$ 350 milhões. O projeto visava escoar a energia elétrica produzida em parques eólicos no Ceará, no Rio Grande do Norte e na Bahia. Também pretendia reforçar o abastecimento nas áreas norte e sul da região metropolitana de Recife, que dá sinais de esgotamento.

O relator do processo, ministro André Luís de Carvalho, destacou a "atuação tempestiva" da Chesf para vencer os obstáculos que impediam a evolução das obras. Em voto proferido no plenário do tribunal, há duas semanas, Carvalho descreveu "óbices" no licenciamento ambiental e apontou problemas na emissão de declarações de utilidade pública das áreas por onde vão passar os linhões. Diante dos atrasos, ele colocou em xeque a própria viabilidade financeira do empreendimento. "A redução da rentabilidade esperada pode ocasionar impactos negativos no desempenho da Chesf ", afirmou.

Na área de distribuição, o retrato também não pode ser visto com tranquilidade. As seis empresas estaduais que passaram às mãos da Eletrobras e têm seus investimentos monitorados pelo Ministério do Planejamento executaram só 26% dos R$ 2,23 bilhões aprovados para este ano.

Seus contratos de concessão expiram em meados de 2015. O governo ainda não divulgou os critérios para a renovação das concessões. As informações ventiladas até agora levam a crer que os indicadores de qualidade dos serviços prestados serão levados em conta. Não é uma situação confortável para a estatal. Quatro distribuidoras - Ceal (AL), Cepisa (PI), Ceron (RO) e Eletroacre (AC) - ultrapassaram os limites permitidos pela Aneel para o número e a duração dos "apaguinhos" ao longo do ano passado.

"Historicamente, a execução da Eletrobras tem frustrado os investimentos orçados por ela mesma", diz Claudio Sales, presidente do Instituto Acende Brasil, um observatório do setor elétrico. Agora, segundo o especialista, uma combinação de três fatores agrava esse quadro. Em primeiro lugar, ele cita os efeitos da MP 579, que derrubou as receitas nos segmentos de geração e de transmissão. Em seguida, menciona a "gestão ineficiente" de algumas subsidiárias, principalmente as distribuidoras. "Elas não conseguem prestar serviços com qualidade razoável e têm sido um sorvedouro de recursos."

Por fim, Sales questiona a postura do grupo em leilões recentes, que estaria levando a investimentos com rentabilidade insuficiente ou inferior ao custo de oportunidade. Em outras palavras, a estatal ganha menos dinheiro com o retorno de seus projetos do que embolsaria simplesmente aplicando seus recursos no mercado. Ele dá um exemplo. Nos últimos leilões de linhas de transmissão, a Eletrobras arrematou lotes que não tiveram mais nenhum interessado. Desnecessariamente, já que não competia com mais ninguém, apresentou deságio sobre os valores máximos estipulados pelo governo, abrindo mão de receitas.

A Eletrobras espera ter que tirar do próprio bolso apenas R$ 2 bilhões para saldar a dívida de R$ 8,5 bilhões de suas distribuidoras da região norte junto à Petrobras. A expectativa do presidente da estatal elétrica, José da Costa Carvalho Neto, é que o montante da dívida coberto pela Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), fundo bancado pelo Tesouro Nacional, alcance R$ 6,5 bilhões. O valor reconhecido atualmente no Termo de Confissão e Repactuação de Dívida da CDE, porém, é de apenas R$ 4,2 bilhões.

Na última sexta-feira, a Eletrobras assinou acordo de repactuação das dívidas das empresas do grupo com a Petrobras. Ao todo, as distribuidoras Amazonas Energia (AM), Eletroacre (AC), Ceron (RO) e Boa Vista Energia (RR) devem R$ 3,2 bilhões à Petrobras pelo fornecimento de gás natural para térmicas e R$ 5,3 bilhões à BR Distribuidora, subsidiária da petroleira, pelo fornecimento de diesel e óleo combustível para a operação das usinas.

"A Petrobras e a BR não querem saber de onde vem o dinheiro. Tem uma parte, em torno de R$ 2 bilhões, que é realmente responsabilidade da Amazonas Energia e das distribuidoras. Cerca de R$ 4,5 bilhões já é da CDE. E essa outra parte ainda está sendo processada e reconhecida pela Aneel [Agência Nacional de Energia Elétrica]", disse Costa, sexta-feira, acrescentando que há uma "certa controvérsia" com a Aneel sobre o assunto. Para que o valor seja coberto pela CDE, é preciso o aval da agência.

Pelo acordo firmado com a Petrobras, o pagamento será feito em 120 parcelas mensais, sendo a primeira em fevereiro de 2015. Costa explicou que, nos primeiros três anos, a Eletrobras pagará apenas 50% do valor da prestação. Nos sete anos seguintes, a companhia pagará os outros 50% mais o valor normal da parcela.

Apesar da indefinição sobre o reconhecimento da origem de parte dos recursos para a quitação da dívida, o presidente da Eletrobras elogiou o acordo. "A Petrobras está recebendo. E nós ficamos com a garantia de que vamos receber o dinheiro que vem da CDE", disse.

Admitindo que a situação econômico-financeira da Eletrobras hoje "não é a melhor", Costa trabalha com a expectativa de receber um valor acima de R$ 8 bilhões relativa a investimentos não amortizados em ativos antigos de transmissão cujo contrato foi renovado no âmbito da MP 579, transformada na lei 12.783/2013, da Renovação das Concessões.

Para a estatal, os dados do Ministério do Planejamento oferecem um retrato incompleto, já que empreendimentos em parceria com a iniciativa privada têm uma contabilidade à parte. Esses projetos, como grandes Hidrelétricas, são executados por sociedades de propósito específico (SPEs) nas quais ela detém uma fatia acionária.

A Eletrobras, conforme sua assessoria, pretendia investir R$ 4,2 bilhões nas SPEs em 2014. Até outubro, já foram aplicados R$ 4,6 bilhões. Ou seja, a previsão foi ultrapassada. No caso dos investimentos diretos de suas controladas, que são chamados de "corporativos" pela estatal, a Eletrobras confirmou os números do Planejamento. Em resposta ao Valor, no entanto, deixou bem clara a expectativa de acelerar fortemente a execução no último bimestre.

"Outro ponto a ser observado é que o planejamento da Eletrobras é anual, ou seja, nem todos os meses apresentam o mesmo valor de desembolso, divididos igualmente. Os investimentos variam de acordo com o cronograma dos projetos, que dependem, dentre outras variáveis, da contratação de serviços e da obtenção de licenças ambientais", afirmou a assessoria. "Portanto, nossa expectativa é cumprir o orçamento até o fim do ano."

Quanto à usina de Mauá 3, cuja construção está parada desde janeiro, a Eletrobras informou que a subsidiária Amazonas Energia "está buscando os meios adequados para o equacionamento da situação junto à construtora para o rápido retorno da obra".

Finalmente, ao explicar os motivos da baixa execução nas distribuidoras, a empresa disse que "o aumento do valor despendido na compra de energia prejudicou a realização dos investimentos, assim como a suspensão dos repasses da RGR (Reserva Global de Reversão), que contribuíam para o financiamento das obras".

Mesmo com essas dificuldades, a Eletrobras afirmou estar alcançando resultados positivos em seus indicadores de qualidade. O índice de duração das interrupções no fornecimento de energia na média das distribuidoras administradas, caiu de 38,7 horas em 2012 para 33,7 em 2014 (até outubro).