Rekrutteringsprosessen - antakelse 3

Em 1928 foi publicado o decreto Boulder Canyon Project Act, que autorizava o Departamento do Interior a desenvolver um novo projeto no Rio Colorado com o objetivo principal de controlar cheias, fornecer água potável, possibilitar a navegação e gerar energia (a geração de energia elétrica foi incluída, basicamente, para viabilizar financeiramente os demais objetivos deste decreto). Este projeto afetaria sobretudo três estados: Arizona, Califórnia e Nevada. Foi criado um fundo, denominado Colorado River Dam Fund, que inicialmente disponibilizou US$165 milhões para todos os fins. Este recurso seria usado pelo governo na construção da barragem, sendo que o Departamento do Interior deveria firmar contratos de longo prazo (50 anos) que garantissem o pagamento do principal (amortização), mais juros de 4% ao ano, em até 50 anos após a entrada em operação da usina. Estes contratos poderiam ser pelo fornecimento de água ou pelo fornecimento de energia elétrica, e também deveriam cobrir todos os custos de operação e manutenção da usina. Os três estados atingidos teriam direito à mesma quantidade de energia

elétrica, como forma de compensá-los pelas limitações de captação e uso de água de toda a bacia que alimentaria a represa.

Os contratos de venda de energia com prazo de 50 anos poderiam ser assinados com governos estaduais ou com empresas distribuidoras de energia elétrica (municipais ou privadas), reduzindo assim o valor médio da energia elétrica paga por estas regiões. É importante lembrar que a principal fonte geradora dos EUA é a térmica; apesar de não haver dados consolidados de 1928, quando da publicação deste decreto, atualmente o país consome apenas 7,7% de energia elétrica proveniente de fonte hidráulica (EIA, 2016). Estes contratos de longo prazo teriam seu preço revisto no ano 15, e depois disso a cada 10 anos, por meio de regras que seriam definidas pelo Departamento do Interior. Eventuais divergências durante as negociações seriam resolvidas judicialmente.

O Boulder Canyon Project Act abriu ainda a possibilidade da operação da hidrelétrica ser privada, deixando claro que o lucro da usina (ou seja, o faturamento dos contratos de venda de energia menos o pagamento dos juros, do principal a uma evolução de 1/50 avos por ano e mais os custos de O&M da usina), deveria ser compartilhado com os estados do Arizona e Nevada, com 18,75% do lucro para cada um (ESTADOS UNIDOS, 1928).

Em janeiro de 1931, após os estudos e projetos realizados pelo Departamento do Interior, houve um leilão para a contratação da empreiteira que construiria a usina. O governo americano forneceria todo o material, e o empreiteiro a mão-de-obra (com prazo de construção originalmente previsto de sete anos).

O consórcio liderado pela Wattis Brothers, chamado de Six Companies, sagrou-se vencedor, com um lance de US$48,890,955 (STEVENS, 1988). O prazo de construção foi cumprido com folga, já que a represa foi concluída em 1936. A geração de energia iniciou-se em 1937, sendo que os contratos de venda, firmados em 1930 (como condição para que o governo liberasse o financiamento da obra), tiveram prazo até 1987. A partir desta data, conforme previsto pelo

Hoover Dam Power Plant Act of 1984, todo o recurso faturado com os contratos de venda de

energia deveriam ser depositados no Colorado River Dam Fund e no Lower Colorado River Basin

Development Fund sem que o operador descontasse a parcela do CAPEX (já quitada nos 50 anos

anteriores) e do OPEX. Isto porque, até 1987, os operadores da usina não eram entes públicos federais – e, a partir de 1987, após a dívida original de construção da usina ter sido paga, assumiu

como operador o Bureau of Reclamation, autarquia federal vinculada ao Departamento do Interior, com orçamentos decenais aprovados pelo congresso e prestações de contas anuais. Assim, o valor da venda de energia era diretamente depositado em fundos do governo, sendo que o orçamento dos operadores era aprovado de forma separada.

Durante o período de 1937 a 1987, as empresas Southern California Edison (privada) e Los Angeles

Department of Water and Power (municipal) eram responsáveis pelo O&M das casas de força da

usina. No documento de oferta pública de ações da Southern California Edison Company (chamada oàt e hoàa ai oàape asàdeà o pa hia àdeà aioàdeà à o staàu à e eà elatoàdaàp p iaà empresa sobre como se dava sua relação com a represa Hoover:

A companhia, sob o contrato efetivado em 1941 e que expira em 1987, é uma das operadoras da represa Hoover e, em vários outros contratos, é também uma das compradoras da energia produzida pela Hoover. A combinação destes fatores resulta em alguns geradores estarem à disposição da companhia, sendo integrados à operação dos geradores próprios da companhia. Estas unidades tem uma capacidade efetiva de 465.000 kw, sendo: quatro unidades (cada uma tendo uma capacidade de 82.500 kw), com uma capacidade operacional total de 330.000 kw, três dos quais são operados pela companhia para seu próprio uso e um é operado pela cidade de Los Angeles para a companhia. Ainda, duas unidades (82.500 kw) são operadas pela cidade [de Los Angeles] para uso compartilhado da companhia e do Metropolitan Water District, com prioridade de uso ao segundo.

Assim, conclui-se que, ao mesmo tempo em que a empresa era compradora da energia, era a operadora da usina, em um modelo verticalizado que a permitia remunerar seus serviços na usina por meio da venda da energia diretamente ao consumidor final. Os investimentos realizados neste período não foram pagos pelos operadores. Isso porque, conforme o Boulder Canyon Project

Adjustment de 1940, o Colorado River Development Fund de e iaà esta à disponível para

apropriações anuais de operação, manutenção e substituições do projeto, incluindo reparos e e ge iaisà e ess iosàpa aàaà o ti uidadeàdoàse iço .à

Noà asoà doà e u soà dispo í elà oà fu doà ãoà se à sufi ie te,à oà “e et ioà doà Tesou o,à po à soli itaçãoàdoà“e et ioàdoàI te io ,àde eàapo ta à o osà e u sosàaoàfu do .àPo àisso,àaoàfi alàdoà contrato, não haveria necessidade de indenização já que os operadores não precisariam alocar

capital próprio nas melhorias, porém eram responsáveis por fazê-las (utilizando recursos do fundo). O contrato de operação firmado com o Bureau em 1987 também prevê que o fundo pode ser usado sempre que as receitas não forem suficientes para cobrir as despesas (WAPA, 1987), mas somente no primeiro mês de ocorrência. A partir do 2º mês, os custos complementares devem ser rateados pelos compradores da energia. Frisa-se que há prestações de contas anuais, nas quais devem ser comprovados os valores gastos. Ainda, na cláusula 8 do contrato, proíbe-se que a energia seja vendida para qualquer agente que a revenda visando lucro.

Em notícia da época(LOS ANGELES TIMES, 1987) é possível entender como se deu a transição entre os operadores não-federais e o Bureau of Reclamation, que assumiu a operação da usina a partir de 1987:

Curiosamente, pagar o empréstimo [de construção da represa Hoover] vai resultar em uma energia elétrica mais cara para aqueles que a consomem. Harvey Boyce, porta- oz do E e gy Depa t e t’s Weste A ea Po e Ad i ist atio disse ue o custo anual da represa subirá de US$16 milhões para US$46 milhões. As principais razões são:

- Pagamentos de US$25 milhões para obras de controle de cheias realizadas pelo governo federal quando a represa foi construída, e cujo pagamento foi postergado até que o principal da usina fosse pago;

- Pagamentos referentes ao investimento de US$143,1 milhões que aumentou a capacidade da usina, aumentando de 100MW para 130MW cada gerador; este projeto começará em 1980 e terminará apenas em 1992;

- US$10 milhões por ano é necessário para pagar o Central Arizona Project, de fornecimento de água para Phoenix; Esta parte será paga exclusivamente pelos consumidores de energia do Arizona;

- US$3 milhões anualmente serão para manutenção para controle dos rios, como salinidade.

Duas características chamam a atenção nesta notícia: a primeira refere-se ao notório subsídio que os consumidores de energia elétrica pagam a projetos não relacionados à energia, porém que afetam o uso do rio – como controle de cheias e distribuição de água. A segunda refere-se aos investimentos específicos na usina hidrelétrica, que são definidos e pagos ex-ante.

Em 1987, com a operação da represa Hoover repassada ao Bureau of Reclamation, todas as intervenções que representassem um CAPEX deveriam ser apro adasà osàpla osàde e aisà Ten

Year Operating Plan , que é colocado em audiência pública sendo ouvidas as contribuições

daqueles que possuem contratos com a usina), entrando no orçamento da autarquia para determinado período fiscal. Eventuais intervenções emergenciais eram apresentadas e autorizadas para inclusão no orçamento do mesmo ano fiscal (USBR, 2015). Frisa-se que o plano é decenal porque o preço da energia destes contratos é rediscutido a cada 10 anos, sendo definida uma tarifa ex-ante para dar fôlego financeiro ao operador da usina (diferenças sendo cobertas pelo Colorado River Development Fund).

Na prática, então, a usina opera como um cost-plus, com a vantagem ainda das melhorias serem cobertas com recursos da tarifa, não sendo necessário o operador possuir capital próprio para posterior reembolso. Ressalta-se que a estatal Bureau of Reclamation opera mais de 15 GW de potência instalada23_{, conforme APÊNDICE I} – Relação de usinas operadas pelo Bureau of

Reclamation – deste trabalho. De acordo com o Bureau of Reclamation (USBR, 2007), 27% do total recebido para a O&M da usina refere-se à operação, e 73% refere-se à manutenção dos equipamentos.

Figura 4: Divisão do orçamento anual da Hoover Dam (Operação e Manutenção)

Fonte: USBR, 2007

23 _{Ainda assim, o Bureau é apenas o 2º maior operador de hidrelétricas dos Estados Unidos, perdendo para o US Army} Corps of Engineers, que opera mais de 20,4 GW de potência instalada

Tabela 10: Comparativo entre os custos operacionais da usina Hoover e outras usinas operadas pelo Bureau of Reclamation

Fonte: USBR, 2007

A título de referência, o Los Angeles Department of Water and Power (LADPW) pagou em 2014 US$28,88 / MWh pela energia da represa Hoover (LADPW, 2014). No total dos contratos, a represa faturou US$218 milhões em 2014, com lucro de US$36 milhões. Este lucro serviu para custear, no mesmo ano, o controle de salinidade Title II e a O&M do Central Arizona Project, já que o Bureau não tem fins lucrativos por ser uma autarquia federal.

1.6.1.3 Canadá