Construção de uma linha do tempo com fotos e dados sobre a implementação da usina de Belo Monte

GRANDES OBRASUSINA HIDRELÉTRICA DE BELO MONTERELATÓRIO COMPLETO

O projeto 

A usina hidrelétrica de Belo Monte (UHE Belo Monte) está localizada no rio Xingu, afluente da margem direita do rio Amazonas, no município de Vitória do Xingu, no Estado do Pará. A usina tem capacidade instalada de 11.233,1 MW e garantia física de 4.571 MW médios (MWmed)[1], constituindo-se a maior hidrelétrica 100% brasileira e a terceira maior do mundo[2]. O atual projeto da UHE Belo Monte é significativamente diferente do projeto original da usina de Kararaô, apresentado ainda em 1989, que posteriormente foi reformulado dando origem à concepção definitiva da usina. As mudanças pelas quais o projeto passou ao longo do tempo levaram a um aumento de eficiência e ao aprimoramento da proteção social e ambiental, com alterações que permitiram uma redução considerável da área do reservatório, a qual passou de 1.225 km² para 478 km².

Além disso, com o objetivo de reduzir o impacto ambiental do empreendimento, o Reservatório Principal da usina foi concebido à fio d’água, ou seja, sem reservatório de acumulação, aspecto que acabou por diferenciar a UHE Belo Monte de outros grandes projetos hidrelétricos do país. O Reservatório Principal é interligado por um canal de derivação, com 20 km de extensão, a um segundo, chamado de Reservatório Intermediário. O primeiro, formado no rio Xingu, conta com uma área de 359 km², enquanto o Intermediário, conformado por 28 diques e canais de transposição, tem 119 km². Os dois reservatórios se situam entre os municípios de Altamira, Senador José Porfírio e Vitória do Xingu, sendo que a área de abrangência da usina ainda contempla outros dois municípios paraenses, Anapu e Brasil Novo.

De acordo com balanço feito pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) a respeito das características da usina, a casa de força principal (Sítio Belo Monte) tem capacidade mínima instalada de 11 mil MW e garantia física de 4.418,9 MWmed, enquanto que a casa de força complementar (Sítio Pimental) tem capacidade de 233,1 MW, com garantia física de 152,1 MWmed. Pelo projeto, na operação da usina serão utilizados dois tipos de turbinas hidráulicas: (i) 18 Unidades Geradoras com turbinas tipo Francis ficarão na casa de força principal, dado que são próprias para desníveis entre 40 e 400 metros e que a queda observada no local é de 90 metros; e (ii) 6 Unidades Geradoras com turbinas tipo Bulbo, propícias para quedas menores, na unidade geradora da casa de força complementar, com queda de 11,5 metros.

Concedida em agosto de 2010 por um prazo de 35 anos, período que considera a construção e operação da usina, a UHE Belo Monte opera desde abril de 2016 e conta atualmente com 18 das suas 24 unidades geradoras em atividade: (i) são 12 na casa de força principal, com capacidade instalada de 7.333,2 MW, e (ii) 6 na casa de força complementar, com 233,1 MW, totalizando 7.566,3 MW. A previsão da Norte Energia S.A., consórcio responsável pela construção, é de que a usina seja concluída em dezembro de 2019, com a montagem da última das 24 turbinas.

Vale destacar, segundo informações da Norte Energia, que a energia gerada pela UHE Belo Monte é atualmente destinada ao Sistema Interligado Nacional (SIN)[3] por meio de cinco linhas de transmissão, sendo essa energia comercializada da seguinte forma:

• 70% no mercado regulado para 17 Estados e para o Distrito Federal, mediante Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR), envolvendo 45 distribuidoras;
• 10% para autoprodutores, sócios da Norte Energia, através de contratos bilaterais de compra e venda de energia; e
• 20% para o mercado livre. 

Pela sua elevada capacidade de geração e por se localizar na região norte do país, a UHE Belo Monte garante uma maior segurança ao SIN, ao permitir, em larga medida, o melhor aproveitamento das diferenças hidrológicas de cheia e seca registradas entre as diversas regiões do Brasil e de outros países vizinhos, os quais contribuem para matriz energética brasileira.

Cronologia

Segundo a ANEEL, a possibilidade de construção de usinas hidrelétricas na bacia do rio Xingu, entre os estados do Pará e Mato Grosso, começou a ser estudada ainda na década de 1970, sendo que os estudos foram iniciados pelas Centrais Elétricas do Norte do Brasil (Eletronorte S.A.) e, posteriormente, assumidos pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras), em conjunto com as construtoras Camargo Corrêa S.A., Andrade Gutierrez e Norberto Odebrecht. Em 1975, a Eletronorte inicia os Estudos de Inventário Hidrelétrico da Bacia Hidrográfica do Rio Xingu, com a realização do primeiro mapeamento do rio e do projeto de localização de barramentos. Em 1980, foram concluídos os Estudos de Inventário e iniciados os Estudos de Viabilidade Técnica da Usina de Kararaô[4] (11 mil MW), a qual daria futuramente origem à UHE Belo Monte, no contexto do início dos estudos para a construção do Complexo Hidrelétrico de Altamira, que também incluía a usina de Babaquara (6,6 mil MW), de acordo com a cronologia apresentada pela Norte Energia.

Os estudos de inventário do rio Xingu foram aprovados em agosto de 1988[5]. Na mesma época, a Eletronorte foi autorizada pela Portaria nº 1077 do Ministério de Minas e Energia (MME) a realizar os estudos de viabilidade para o Aproveitamento Hidrelétrico (AHE) Belo Monte, os quais foram concluídos em 1989. Segundo a Norte Energia, no mesmo ano, por divergências a respeito do impacto socioambiental do projeto, o financiamento da obra foi suspenso.

Em 1994, os Estudos de Viabilidade foram revisados, resultando na diminuição da área inundada e no compromisso de não inundação de terras indígenas. Quatro anos depois, em 1998, a Eletrobras solicitou à ANEEL a autorização para a realização, em conjunto com a Eletronorte, de novos Estudos de Viabilidade da AHE Belo Monte. As duas empresas firmaram, em dezembro de 2000, um acordo para a conclusão conjunta dos Estudos de Viabilidade Técnico-Econômica e Ambiental (EVTEA) da usina. Apresentados em 2002 à ANEEL, esses estudos não são concluídos por decisão judicial, com o Estudo de Impacto Ambiental (EIA) sendo paralisado a pedido do Ministério Público.

Apenas em julho de 2005 os estudos foram retomados, com a autorização dada ao Poder Executivo pelo Congresso Nacional[6], para implantar o AHE Belo Monte a ser desenvolvido após estudos de viabilidade pela Eletrobras. Esses estudos, tal como descriminou o decreto, abrangeriam, dentre outros, o Estudo de Impacto Ambiental (EIA), o Relatório de Impacto Ambiental (Rima), a Avaliação Ambiental Integrada (AAI) da bacia do rio Xingu e estudos de natureza antropológica, atinente às comunidades indígenas localizadas na área de influência do empreendimento[7]. O referido decreto estabeleceu também, no seu art. 3º, que esse conjunto de estudos seria determinante para viabilizar o empreendimento e, sendo aprovado pelos órgãos competentes, permitiria que o Poder Executivo adotasse as medidas previstas na legislação com o objetivo de implantar o AHE Belo Monte. Como resultado, em agosto do mesmo ano, foi assinado um Acordo de Cooperação Técnica entre a Eletrobras e as construtoras Andrade Gutierrez, Camargo Corrêa e Norberto Odebrecht para a conclusão do EVTEA do AHE Belo Monte.

Em janeiro de 2006, a Eletrobras solicitou ao Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) a abertura do processo de licenciamento ambiental prévio, ao mesmo tempo em que foi iniciado o EIA. Em março daquele ano, o Ibama realizou a primeira vistoria técnica na área do empreendimento. Em agosto do ano seguinte, nova vistoria técnica foi realizada pelo instituto na área do projeto, incluindo também na ocasião a realização por parte do instituto de reuniões públicas nos municípios de Altamira e Vitória do Xingu para discutir o Termo de Referência para o EIA, o qual foi emitido pelo órgão em dezembro de 2007.

Ainda em outubro de 2007, foi concluída a Revisão dos Estudos de Inventário Hidrelétrico do rio Xingu, o qual recomendou, com base na avaliação de critérios técnicos, energéticos, econômicos e ambientais, a adoção da alternativa de divisão de queda do rio Xingu, constante de um único aproveitamento, situado à jusante da sede urbana da cidade de Altamira, no Estado do Pará. Naquela ocasião, já estava estabelecido que o trecho do rio Xingu, entre a sede urbana de Altamira e a sua foz, dispunha de elevada queda natural e vazão bastante significativas que permitiriam a geração de energia em um único aproveitamento, com elevada energia média gerada e possibilidade de integração ao SIN.

Um marco importante da cronologia da usina é julho de 2008, quando o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE)[8], por meio da sua Resolução nº 6, de 3 de julho de 2008, determinou que o único potencial hidrelétrico a ser explorado no rio Xingu deve ser o AHE Belo Monte. Na sequência, no mesmo mês, a ANEEL aprovou a atualização do Inventário, o qual especifica como única usina na bacia do rio Xingu o AHE Belo Monte. Em novembro, dando prosseguimento ao processo, o Ibama fez nova vistoria técnica na região do empreendimento.

Em fevereiro de 2009, a Eletrobras entregou aos órgãos competentes a versão preliminar do EIA e do Rima e solicitou, em março do mesmo ano, a Licença Prévia. Os referidos estudos foram entregues ao Ibama em maio. Em setembro, o CNPE publicou a Resolução nº 5, de 3 de setembro de 2009, o qual indica o projeto de geração de energia elétrica AHE Belo Monte, localizado no rio Xingu, no Estado do Pará, prioritário para efeito de licitação e implantação. Em outubro, o MME[9] aprovou as diretrizes para o Leilão de Compra de Energia Elétrica proveniente da então denominada Usina Hidrelétrica UHE Belo Monte, estabelecendo que o leilão deveria ser realizado no dia 21 de dezembro de 2009 e que caberia à ANEEL elaborar o Edital e o respectivo Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR), bem como adotar as medidas necessárias para a realização do leilão. Como resultado, em novembro, a agência colocou em audiência pública a minuta do edital da UHE Belo Monte, enquanto que o MME[10] aprovou a sistemática para o leilão de compra da energia da usina. Ainda em novembro, foram realizadas quatro audiências públicas presididas pelo Ibama, nos municípios paraenses de Brasil Novo, Vitória do Xingu, Altamira e Belém.

A Licença Prévia para a obra da UHE Belo Monte, projeto incluído no Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) do governo federal, foi concedida pelo Ibama em fevereiro de 2010, ainda que o instituto tenha feito 40 exigências de adequação. No mesmo mês, a ANEEL aprovou os estudos de viabilidade da usina[11] e o MME[12] tornou públicos os montantes de garantia física da usina. Em 17 de março, foram aprovados pelo Tribunal de Contas da União (TCU) o acompanhamento, no seu 1º estágio, do Leilão nº 006/2009 para a contratação de energia da UHE Belo Monte e a previsão de custos da construção da usina. No dia seguinte, o ministério definiu a data do leilão para o dia 20 de abril de 2010 e a diretoria colegiada da ANEEL aprovou o edital do referido leilão e os seus anexos, destinado à implantação da usina e contratação da energia elétrica gerada por ela. Com base no edital e na nota divulgada pela ANEEL por ocasião da aprovação, é possível destacar as seguintes diretrizes do leilão:

• O leilão daria origem a uma outorga de Concessão de Uso de Bem Público para exploração da usina;
• A outorga seria consolidada mediante assinatura do Contrato de Concessão de Uso de Bem Público para geração de energia elétrica, a ser celebrado entre o Poder Concedente e a Concessionária, com prazo de 35 anos, contado a partir da data de sua assinatura;
• Essa energia seria negociada por meio de Contratos de Comercialização em Ambiente Regulado (CCEAR), na modalidade por quantidade de energia, com prazo de duração de 30 anos, com início de suprimento em 2015;
• O preço-­teto foi definido em R$ 83 por Mega watt-hora (MWh), seguindo o estabelecido pelo MME;
• Quanto à entrada em operação da usina, o prazo máximo dado para início da geração da primeira unidade da casa de força secundária foi fevereiro de 2015, enquanto a data-limite para entrada em operação da última máquina, na casa de força principal, foi definida como janeiro de 2019;
• O Projeto Básico, a ser elaborado pela Concessionária, deverá ser submetido à apreciação da ANEEL. Sua aprovação pela Agência não eximirá a Concessionária da total responsabilidade quanto à exatidão do Projeto;
• A elaboração do Projeto Básico e Executivo ocorrerá integralmente por conta e risco da Concessionária;
• O valor do investimento previsto para construção da usina, conforme estudo conduzido pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e aprovado pelo MME, era de R$ 19,018 bilhões, dos quais R$ 500 milhões corresponderiam à parcela do Plano de Desenvolvimento Regional Sustentável do Xingu;
• O vencedor da disputa seria a empresa (nacional ou estrangeira), FIP (Fundo de Investimento em Participações) ou Entidade de Previdência Complementar, ou ainda consórcio que reúna quaisquer destes tipos de participantes, que ofertasse o menor lance, em reais por MWh de energia; e
• Se o vencedor fosse um consórcio, FIP, entidade de previdência complementar ou empresa estrangeira, deveria ser constituída, antes da outorga, uma Sociedade de Propósito Específico (SPE).

No dia de 20 de abril de 2010 – além, portanto, da data prevista de 21 de dezembro de 2009 estabelecida pela Portaria nº 417/2009 – a ANEEL realizou o leilão, com dois consórcios participantes. O vencedor foi o consórcio Norte Energia[13], com elevada participação estatal na sua composição, com preço de lance de R$ 78 por MWh. De acordo com balanço feito pela ANEEL, o grupo vencedor responsável pela construção da usina ratificou o percentual mínimo de 70% exigido pelo edital para a destinação da energia para o Ambiente de Contratação Regulada (ACR). Com isso, foi aplicado um fator de modicidade tarifária previsto nas regras da licitação, fazendo com que o preço final ficasse em R$ 77,97 por MWh. Em 15 de junho de 2010, com 15 dias de antecedência em relação ao prazo previsto no edital, a ANEEL homologou o resultado do leilão da UHE Belo Monte. O contrato de concessão, por sua vez, foi assinado no dia 26 de agosto do mesmo ano.

Em junho de 2011, o Ibama emite a Licença de Instalação nº 795/2011, permitindo o início das obras da usina, as quais foram de fato iniciadas na ocasião. De acordo com balanço do PAC, no início de 2013, 20% das obras civis de infraestrutura da usina já tinham sido concluídas, com mais de R$ 5 bilhões investidos até aquele momento, sendo R$ 700 milhões destinados a ações de compensação socioambiental[14]. Com o avanço das obras, em novembro de 2015, o Ibama concedeu a Licença de Operação nº 1317/2015 da UHE Belo Monte. Em dezembro do mesmo ano, foi realizado o teste de abertura e fechamento das duas comportas do vertedouro que liberam água de forma controlada para o canal que interliga os reservatórios principal e intermediário da usina.

O ano de 2016 trouxe novos marcos para a construção da usina. Em janeiro, foi concluído o enchimento do canal de fuga e, em fevereiro, o enchimento dos reservatórios. Ainda no mesmo mês, foi realizado o primeiro teste de giro mecânico da Unidade Geradora 01 da Casa de Força Principal. O início da operação comercial da usina ocorreu em abril, com a liberação das Unidades Geradoras 01 das Casas de Força Principal e Complementar pela ANEEL. Com isso, no dia 5 de maio, a UHE Belo Monte foi formalmente inaugurada.

Em junho de 2016, entrou em operação comercial a Unidade Geradora 02 da Casa de Força Complementar, no Sítio Pimental, enquanto em julho foi integrada ao SIN a Unidade Geradora 02 da Casa de Força Principal, no Sítio Belo Monte, com sua geração comercial autorizada pela ANEEL. A agência também autorizou, em agosto, a operação comercial da Unidade Geradora 03 na Casa de Força Complementar, levando a um total de cinco turbinas em operação naquele momento. Finalmente, em novembro, foi iniciada a operação comercial da Unidade Geradora 03 da Casa de Força Principal e da Unidade Geradora 04 da Casa de Força Complementar.

O mês de janeiro de 2017 marcou a plena operação da Casa de Força Complementar, com o início da operação comercial das Unidades Geradoras 05 e 06; além da Unidade Geradora 04 da Casa de Força Principal. Em abril, com a operação comercial da Unidade Geradora 05 da Casa de Força Principal, mais 611,1 MW foram liberados ao SIN. A Unidade Geradora 06 da Casa de Força Principal entrou em operação comercial em junho e a Unidade Geradora 07 da Casa de Força Principal, em outubro. Com isso, o ano de 2017 fechou com potencial instalado de 4.510,57 MW.

Em 2018, mais cinco unidades geradoras da Casa de Força Principal entraram em operação: a unidade 08 em fevereiro, a unidade 09 em junho, a unidade 10 em outubro, a unidade 11 em novembro, e, a unidade 12 em dezembro. Como resultado, no final de 2018 a UHE Belo Monte alcançou um total de 7.566,3 MW de potência instalada, sendo 7,333,2 MW da Casa de Força Principal e 233,1 MW da Casa de Força Complementar, em Pimental.

Segundo balanço feito pela Norte Energia, dentre os principais desafios de engenharia alcançados na construção da usina, é possível destacar a produção de 69 milhões de m³ de aterro, a escavação de 166 milhões de m³ de terra e rocha, e o lançamento de 3 milhões de m³ de concreto em um período de 4,2 anos.

Recursos, financiamento e investimentos

A primeira estimativa do valor dos investimentos para a construção da UHE Belo Monte, tendo como base o seu projeto definitivo, foi feito pela EPE em 2010. De acordo com a empresa, o custo total da usina seria da ordem de R$ 16 bilhões, não incluídos os investimentos indicados pelo Ibama nas condicionantes da licença ambiental prévia. Em 17 de março de 2010, quando o TCU aprovou o Leilão nº 006/2009 para contratação de energia da usina, esse montante foi revisado para R$ 19 bilhões, em decorrência de dois fatores: (i) modificação por parte da EPE dos valores de investimentos nas obras, mais precisamente dos custos indiretos referentes aos canteiros e acampamentos; e (ii) incremento dos custos ambientais decorrentes do Licenciamento Prévio. Quando da publicação do edital, na sequência da decisão do TCU, o valor previsto foi de R$ 19.018.115.000,00.

Em outubro de 2011, o investimento total previsto já chegava a R$ 28 bilhões, estimativa que seria ainda majorada em maio de 2013 pela Norte Energia (R$ 28,9 bilhões)[15], e pelo TCU em fins de 2016 (R$ 30 bilhões). Em 30 de junho de 2018, o balanço do PAC previa um investimento de R$ 28,861 bilhões.

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) foi o principal financiador do consórcio Norte Energia, vencedor do leilão em 2010. A Tabela 1 a seguir traz as principais informações dos contratos de financiamento para a implantação da UHE Belo Monte, nos termos do Leilão ANEEL nº 006/2009. Foi financiado um total de R$ 25,388 bilhões, dos quais R$ 23,389 bilhões já foram desembolsados até agosto de 2019. Dos cinco contratos, três eram empréstimos-ponte, os quais já foram liquidados.

Tabela 1. Financiamento do BNDES para implantação da UHE Belo Monte, operações diretas e indiretas*

Fonte: Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). Elaboração: Ex Ante Consultoria Econômica. *Informações atualizadas até 23 de agosto de 2019.

Andamento das obras e fatos relevantes

Todo o processo de desenvolvimento e implantação da UHE Belo Monte foi marcado por liminares judiciais, interrupção de obras, com impacto sobre o cronograma do empreendimento, e por investigações a respeito de irregularidades da parte de agentes e empresas envolvidas com o leilão[16]. Antes mesmo da sua implantação, o empreendimento teve oposição de membros da comunidade local, incluindo ribeirinhos e pescadores, e de grupos indígenas de diversas etnias da região do rio Xingu, em particular dos índios Kayapó, temerosos que suas terras pudessem ser alagadas, obrigando-os a deixar o lugar, e que a atividade de pesca pudesse ser prejudicada. As licenças ambientais e o próprio edital e o leilão da usina foram contestados diversas vezes na Justiça ao longo dos anos.

Como é possível notar com base nas informações da Tabela 2, de acordo com o cronograma definido pelo MME e constante no Anexo IV do edital do leilão de 2010, a primeira das 24 unidades geradoras deveria entrar em operação na data-limite de fevereiro de 2015, enquanto que a última entraria até janeiro de 2019, pouco mais de nove anos depois da assinatura do contrato de concessão, em agosto de 2010, e quase oito anos depois do início das obras, em junho de 2011. Essas duas datas de referência não foram cumpridas, com o início da operação comercial da primeira unidade ocorrendo em abril de 2016, com 14 meses de atraso, e ainda com seis unidades geradoras, todas da Casa de Força Principal, com previsão de entrada em operação até dezembro de 2019, o que configuraria, portanto, um atraso de quase um ano em relação ao cronograma inicial.

Os eventos e fatores que contribuíram para essa postergação podem ser reunidos em três categorias: (i) questões judiciais, os quais levaram a paralisações, com liminares e seus respectivos recursos e decisões em instâncias superiores; (ii) atuação de grupos indígenas, com ocupações de canteiros de obras ao longo dos anos e paralisações dos empregados na construção da usina; e (iii) questões técnicas e financeiras associadas ao projeto, como o atraso na assinatura de contratos relevantes para a instalação de equipamentos. Alguns eventos de cada categoria são apresentados a seguir.

Questões judiciais

Com respeito à essa categoria, é possível listar, dentre outros eventos, aqueles ligados à realização do leilão em abril de 2010. Em 8 de abril daquele ano, o Ministério Público Federal (MPF) do Pará entrou com duas ações contra o edital do leilão, uma delas alegando que o edital feria os direitos indígenas, e a outra apontando falhas na concessão da licença ambiental por parte do Ibama. Como resultado, o edital foi suspenso no dia 14 de abril pela Justiça Federal do Pará. No dia 16 de abril, o leilão foi suspenso pela ANEEL e retomado ainda no mesmo dia, com o Tribunal Regional Federal (TRF) derrubando a liminar após a Advocacia-Geral da União (AGU) ter recorrido.

No dia 19 de abril daquele ano, o MPF do Pará protocolou recurso contra a cassação da liminar que suspendia o leilão no processo dos direitos indígenas, enquanto na mesma data a Justiça Federal do Pará concedeu liminar que suspendia mais uma vez o leilão, neste caso com base no processo que questionava a licença ambiental. Assim, a ANEEL voltou a suspender o leilão, atendendo à determinação judicial. Ao final do dia, a Justiça rejeitou rever a decisão da cassação da liminar no processo dos direitos indígenas. Finalmente, no dia 20 de abril, a Justiça cassou a liminar e liberou novamente a realização do leilão pela ANEEL, que ocorre naquela data. Logo após o certame, nova liminar suspendeu o anúncio do vencedor, a qual foi derrubada na sequência por decisão da Justiça de Brasília, liberando a divulgação das informações acerca do resultado.

No dia 27 de setembro de 2011, a Justiça Federal do Pará concedeu liminar que determinava a imediata paralisação das obras da usina no “local onde são desenvolvidas atividades de pesca de peixes ornamentais pelos associados da Associação dos Criadores e Exportadores de Peixes Ornamentais de Altamira (Acepoat)”[17]. A decisão proibiu qualquer alteração no leito do rio Xingu, como “implantação de porto, explosões, implantação de barragens, escavação de canais, enfim, qualquer obra que venha a interferir no curso natural do rio Xingu com consequente alteração na fauna ictiológica”. De acordo com a decisão da Justiça, as obras de implantação de canteiros e residências poderiam prosseguir, visto que não interfeririam na navegação e na atividade pesqueira. No dia seguinte, a Eletrobras ainda não tinha sido comunicada da decisão judicial e as obras prosseguiram.

Apenas no dia 07 de dezembro de 2012, quase três anos após o leilão, mais de dois anos após a assinatura do contrato de concessão e um ano e meio depois do início das obras, a AGU assegurou, na Justiça, a validade do leilão da ANEEL para concessão da usina, tendo os advogados públicos confirmado que todas as características técnicas do empreendimento estavam de acordo com a licença emitida pelo Ibama. O caso vinha sendo discutido em ação ajuizada pela Organização da Sociedade Civil de Interesse Público (OSCIP) Amigos da Terra - Amazônia Brasileira e pela Associação de Defesa Etnoambiental - Kanindé para anular o edital e o leilão, como informou a AGU. Os autores da ação apontavam uma contradição sobre a real área do reservatório, pois segundo eles esta área teria sido majorada para 668,10 Km², ficando acima dos 516 Km² apontados pelos estudos de viabilidade. A 9ª Vara da Seção Judiciária do Pará acolheu os argumentos da AGU, reconhecendo não haver nenhum elemento que conduzia à conclusão de que o objeto da licitação não tenha observado os critérios técnicos.

Em janeiro de 2013, a AGU obteve outra decisão favorável, quando a Justiça assegurou a validade de procedimentos administrativos prévios para construção da usina. A Vara da Subseção Judiciária de Altamira (PA) havia acatado pedido do MPF para suspender a eficácia da Licença Prévia n° 342/2010 do Ibama, do Edital nº 006/2009 da ANEEL, e da Resolução nº 740/2009 da Agência Nacional de Águas (ANA). As unidades da AGU recorreram ao Tribunal Regional Federal da 1ª Região (TRF-1), comprovando que os procedimentos administrativos que originaram os atos dos órgãos responsáveis eram legais.

Tabela 2. Datas-limite, definidas pelo Ministério de Minas e Energia no edital do leilão da
UHE Belo Monte, para entrada em operação das Unidades Geradoras, e datas efetivas

Fonte: Anexo IV ao Edital de Leilão nº 06/2009-ANEEL – Características Técnicas, e Norte Energia. Elaboração: Ex Ante Consultoria Econômica.

Em 14 de janeiro de 2016, liminar da Justiça Federal do Pará suspendeu a licenças de operação da usina até que a Norte Energia e o governo federal cumprissem a decisão judicial que obrigou a reestruturação da Fundação Nacional do Índio (Funai) na região, para que esta pudesse atender aos índios afetados pela usina. De acordo com o MPF do Pará, essa condição ligada à Funai estava na licença prévia, e não havia sido cumprida. A liminar foi derrubada no dia 27 de janeiro de 2017, pelo TRF-1.

Em fins de agosto de 2016, outra liminar suspendeu a licença de operação da usina, desta vez em virtude do não cumprimento das obras de saneamento básico no município de Altamira (PA), estabelecidas na licença prévia de instalação. Essa liminar foi cassada por ação da AGU em 16 de setembro do mesmo ano.

Questões indígenas e paralisações

No dia 27 de outubro de 2011, o acampamento pioneiro das obras da usina foi tomado pacificamente por índios, ribeirinhos e pescadores, paralisando os trabalhos das construtoras no local. Ainda em fins de 2011, após, portanto, o início das obras, o MPF ainda contestava aspectos ligados ao empreendimento por meio de uma série de processos judiciais contra a usina. Na ocasião, uma das principais alegações era de que os índios da região não tinham sido ouvidos, além de questionamentos acerca do licenciamento ambiental.

No final de novembro de 2011, houve uma breve paralisação dos trabalhadores no sítio de Belo Monte, por conta de negociações para a definição da data-base dos empregados com o Sindicato dos Trabalhadores na Indústria da Construção Pesada e Afins do Pará (Sintrapav-PA), sem impacto sobre o andamento das obras. Outra greve foi deflagrada em abril de 2012, com cinco frentes de trabalho paradas, segundo informou a Norte Energia na ocasião. As demandas eram reajuste salarial (antes da data-base em novembro), salários equiparados entre as frentes, aumento do valor da cesta básica e folgas a cada três meses (eram a cada seis até então) para visitarem as famílias.

Em 21 de junho de 2012, cerca de 350 índios de nove etnias diferentes ocuparam o canteiro de obras do Sítio Pimental, em Altamira (PA), o maior dos três canteiros, para pedir a suspensão da construção. A intenção era pressionar a Norte Energia a cumprir as medidas para amenizar os impactos negativos da usina, que visam compensar as populações afetadas direta ou indiretamente pela sua implantação. Na ocasião dessa invasão, em um primeiro momento, a Justiça Federal chegou a negar um pedido da Norte Energia de reintegração de posse, com base no argumento de que a desocupação deveria ser negociada com os invasores e intermediada pela Funai. O grupo indígena deixou o local após negociação com a construtora em 11 de julho.

No dia 14 de agosto de 2012, o TRF-1 confirmou nova paralisação das obras, com a discussão centrada na viabilidade da construção da usina, com a determinação de que as licenças prévia e de instalação da obra seriam suspensas até o Congresso ouvir as comunidades indígenas impactadas pelo projeto, com a notificação do consórcio responsável pelas obras prevista para o dia seguinte. Tal situação fez com que a AGU, no dia 24 do mesmo mês, recorresse ao Supremo Tribunal Federal (STF) com o objetivo de derrubar a decisão do TRF-1, resultado obtido no dia 28, o que liberou as obras da usina.

Questões técnicas e financeiras

Até maio de 2013, a menos de dois anos da previsão de entrada em operação comercial da primeira Unidade Geradora, a montagem eletromecânica dos equipamentos não havia sido contratada, sendo que um dos motivos apontados para o atraso foi a elevação dos preços dos serviços, de R$ 1 bilhão para cerca de R$ 1,6 bilhão[18]. Além disso, o balanço na época apontava também custos ambientais e administrativos acima dos valores previstos, incluindo o custo com mão de obra e o seu deslocamento. Posteriormente, o custo com pessoal voltou a ser incrementado em razão do aumento do número de turnos para compensar os dias de paralisação decorrentes das ocupações dos canteiros de obras e das greves dos funcionários.

Apenas em fevereiro de 2014 a Norte Energia concluiu as negociações e fechou dois contratos no valor de R$ 1,26 bilhão para a montagem eletromecânica dos equipamentos, nas duas casas de força da usina, sendo que um deles, de R$ 1,038 bilhão, garantiria a integração dos equipamentos na barragem principal. Segundo declaração do diretor-presidente do consórcio à época, Duilio Diniz de Figueiredo, os contratos acertados foram resultado de dois anos de negociações com as empresas escolhidas, e seus valores ficaram um pouco acima do orçamento inicialmente planejado[19].

No início de novembro de 2016, o TCU deu prazo de 15 dias para que a Norte Energia e a Eletrobras, principal acionista da empresa, prestassem esclarecimentos a respeito de um sobrepreço de R$ 3,2 bilhões identificado pelo tribunal no contrato de construção da usina após realização de auditoria. Segundo nota do TCU sobre o assunto, o sobrepreço foi identificado após assinatura do 2º Termo Aditivo. Além disso, o tribunal determinou a oitiva da Eletrobras, para que se manifestasse, no prazo de 15 dias, sobre as fragilidades da estruturação dos estudos e leilão da usina, em especial sobre a constituição dos consórcios que participaram do leilão e suas consequências relatadas.

As três categorias apresentadas acima, que reúnem os principais fatores associados ao atraso no cronograma de operacionalização da UHE Belo Monte, podem ser também vistas segundo a ótica do estudo “Responsabilidade com Investimento – O problema da imprevisibilidade das obras”, elaborado pelo Deconcic-Fiesp em 2014, o qual foi atualizado no caderno técnico do 12º ConstruBusiness – Congresso Brasileiro da Construção. O primeiro desses estudos identificou um conjunto de obstáculos que respondem pelos atrasos observados em diversos empreendimentos por todo o país. Estes obstáculos foram agrupados em 8 diferentes temas ou grupos. Dessa forma, é possível classificar os fatores e eventos discutidos anteriormente recorrendo à terminologia de temas do estudo.

Licenciamento ambiental

A questão do licenciamento ambiental da UHE Belo Monte motivou diversos processos de contestação na Justiça, exigindo a mobilização do consórcio Norte Energia, AGU, MPF e diversas instâncias do Poder Judiciário. O próprio Ibama cobrou, em fevereiro de 2013, o atendimento das medidas condicionantes da licença prévia, muitas das quais, na avaliação do instituto, não tinham sido ainda atendidas. Dentre elas, estavam: conclusão do cadastro de milhares de famílias impactadas pelo empreendimento, definições de áreas para reassentamento urbano e de locais para a construção das residências dos trabalhadores, além da demora na execução do plano de requalificação urbana de Altamira, município mais impactado pela usina. Em outubro de 2013, o Ibama multou em R$ 5,8 milhões a Norte Energia pelo descumprimento das compensações assumidas no licenciamento ambiental da obra, obrigando o consórcio a iniciar mais um processo, visto que a decisão foi recorrer das multas aplicadas. Em setembro de 2015, o Ibama voltou a cobrar o cumprimento das exigências associadas à licença, com a expedição de um parecer indicando 12 itens que deveriam ainda ser satisfeitos.

Burocracia e segurança jurídica

Após a assinatura do contrato e início as obras, um empreendimento pode ainda enfrentar obstáculos que geram insegurança jurídica. Alguns dos eventos discutidos anteriormente, como paralisações decorrentes de processos movidos por diversos agentes na Justiça, podem ser classificados nessa categoria, visto os seus efeitos sobre a segurança jurídica do processo de implantação da usina.

[1] Corresponde à quantidade máxima de energia e de potência que pode ser utilizada para a comprovação de atendimento de carga ou comercialização de contratos.

[2] Depois da usina de Três Gargantas, no rio Yangtzé, na China, com 22,5 mil MW de potência, e da usina binacional de Itaipu, no rio Paraná, na fronteira do Brasil com o Paraguai, com capacidade de 14 mil MW.

[3] De acordo com a Resolução Normativa ANEEL Nº 622, de 19 de agosto de 2014, o SIN consiste no “conjunto de instalações e de equipamentos que possibilitam o suprimento de energia elétrica nas regiões do país interligadas eletricamente, conforme regulamentação aplicável”.

[4] Grito de guerra do povo Kayapó, tribo nativa do sul do Pará e norte do Mato Grosso e que habita o Parque do Xingu.

[5] Ver Portaria nº 43, de 2 de agosto de 1988, do Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE).

[6] Por meio do Decreto Legislativo nº 788/2005.

[7] Devendo ainda, nos termos do § 3º do art. 231 da Constituição Federal, ser ouvidas as comunidades afetadas.

[8] Presidido pelo Ministro de Estado de Minas e Energia, é órgão de assessoramento do Presidente da República para formulação de políticas e diretrizes de energia.

[9] Ver Portaria nº 417, de 29 de outubro de 2009.

[10] Por meio da publicação da Portaria nº 434, de 13 de novembro de 2009.

[11] Ver Despacho ANEEL nº 285, de 08 de fevereiro de 2010.

[12] Ver Portaria nº 2 da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do ministério.

[13] Formado por nove empresas: Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (CHESF), com 49,98%; Construtora Queiroz Galvão S.A., 10,02%; Galvão Engenharia S.A., 3,75%; Mendes Júnior Trading e Engenharia S.A., 3,75%; Serveng-Civilsan S.A., 3,75%; J. Malucelli Construtora de Obras S.A., 9,98%; Contern Construções e Comércio Ltda., 3,75%; Cetenco Engenharia S.A., 5%; e Gaia Energia e Participações, 10,02%. Em março de 2019, a composição da Norte Energia é a seguinte: Grupo Eletrobras, com 49,98% (sendo Eletrobras, 15%, Chesf, 15%, e Eletronorte, 19,98%); Entidades de Previdência Complementar, 20% (sendo Petros, 10%, e Funcef, 10%); Belo Monte Participações – Neoenergia, 10%; Autoprodutores, 10% (sendo Aliança Norte Energia S.A. (Vale e Cemig), 9%, e Sinobras, 1%); Amazônia Energia S.A. (formada por Light e Cemig), 9,77%; e J. Malucelli Energia, 0,25%.

[14] Tais como construção de escolas, quadras esportivas e postos de saúde. A previsão era de um investimento de R$ 3,8 bilhões por parte da Norte Energia em ações socioambientais e fundiárias, sendo que para o Programa de Desenvolvimento Regional Sustentável da Região do Xingu (PDRS Xingu), realizado em parceria com o governo federal, estava prevista a aplicação de R$ 500 milhões.

[15] De acordo com o noticiado pelo jornal O Estado de S. Paulo, em 11 de maio de 2013, no artigo “Orçado em R$ 16 bilhões, custo da Usina de Belo Monte já supera os R$ 30 bilhões”.

[16] No âmbito da Operação Lava-Jato, conduzida pelo Ministério Público Federal (MPF) e pela Polícia Federal.

[17] Ver matéria do jornal Valor Econômico, de 28 de setembro de 2011, com o título “Justiça Federal manda paralisar obras de Belo Monte”.

[18] Ver “Orçado em R$ 16 bilhões, custo da Usina de Belo Monte já supera os R$ 30 bilhões”, do jornal O Estado de S. Paulo, edição de 11 de maio de 2013.

[19] De acordo com o jornal Valor Econômico, em 14 de fevereiro de 2014, na matéria “Belo Monte faz mutirão e fecha quatro contratos”.

Qual é a história da construção da usina de Belo Monte?

Quando começou a construção da usina de Belo Monte?

Quem construiu a Usina Hidrelétrica de Belo Monte?

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