Alupar: Linhão de Boa Vista ainda depende de negociação com indígenas

Companhia apresenta pedido de reequilíbrio econômico-financeiro junto ao regulador e poderá realizar arbitragem internacional em caso de negativa

Mesmo com a Licença de Instalação do Linhão Manaus-Boa Vista emitida pelo Ibama no final de setembro, a Alupar Investimentos precisa ainda acertar os detalhes finais com a comunidade indígena Waimiri-Atroari para obter o termo final e iniciar o projeto, num impasse que passa pela criação de um comitê específico e também pela atuação dos órgãos públicos.

“É uma negociação não só da TNE, visto que os índios estão colocando diversas reinvindicações na mesa que não tem a ver com a empresa. Isso tem que ser analisado e cada agente assumir sua responsabilidade para reparação de todos os impactos pelos próximos 100 anos”, comentou o diretor financeiro da companhia, José Luiz de Godoy Pereira, durante teleconferência ao mercado nessa quarta-feira, 10 de novembro. O projeto é realizado em sociedade com a Eletronorte.

A linha de transmissão de 500 kV Engenheiro Lechuga-Equador-Boa Vista em circuito duplo e as subestações associadas envolvem cerca de 715 km de extensão, atravessando os estados do Amazonas e Roraima. O projeto foi licitado em 2011 e além do licenciamento ambiental, passa também por questionamentos sobre o valor do contrato.

Sobre a redefinição da Receita Anual Permitida, Godoy disse que a empresa está apresentando o pedido de reequilíbrio econômico-financeiro junto a Aneel referente ao atraso do empreendimento, que deveria estar em operação desde 2015.

“Não se chegando a um termo da receita pela Aneel vamos definir a questão através de uma arbitragem da Câmara de Comércio Internacional de Paris (CCI), para definir qual será a tarifa final da RAP”, pontua o executivo, falando num range de valores entre R$ 320 milhões e R$ 396 milhões.

Estratégia frente ao GSF

Quanto a estratégia para negociação da energia descontratada para o ano que vem, o executivo afirmou que a companhia seguirá com um encadeamento disponível e não disponível ano a ano, com 80 MW de sobra para 2022, menos de 20% da garantia física total, o que irá reduzir a partir do ano seguinte com a entrada de PPAs no mercado regulado e aumento da capacidade.

“Sempre deixamos um pedaço descontratado por estratégia nossa de proteção ao GSF e estamos contratando, ficando mais ativos no mercado livre com prazos mais curtos, de três a cinco anos”, sustenta o diretor, afirmando ser difícil para uma empresa planejar sua produção e uso da eletricidade a longo prazo num país tão volátil como o Brasil.