Após três anos de espera e pagamentos de multas por gasto excessivo de energia que já chegaram a até R$ 20 mil, o produtor rural Jarbas Bergamaschi, 41, de Luís Eduardo Magalhães, no Oeste da Bahia, recebeu nesta quinta-feira (3) a notícia que tanto aguardava: seu pedido para aumentar o consumo energético foi liberado.
“A notícia é boa, mas é algo que estamos esperando há muito tempo e tem atrasado o desenvolvimento da região, não só na área rural, mas da indústria também. Tinha uma indústria têxtil, mesmo, que iria vir para cá, mas os donos desistiram porque não havia energia para atender à demanda”, comentou Bergamaschi.
Dono de uma fazenda de 2.200 hectares, onde planta soja de outubro a abril e no resto do ano milho, sorgo, feijão e trigo, Bergamaschi precisa de mais energia para ampliar o sistema de irrigação e a área plantada com as culturas. Os doze pivôs que puxam água para o sistema só podem consumir 1,15 megawats de potência.
“Mas na época de sequeiro [de maio a setembro] estava chegando a 1,8 megawats. Com essa autorização, vou poder consumir até 1,6 megawats e colocar mais 4 pivôs”, ele disse. Mas isso só será possível a partir de 2019, quando a Coelba (concessionária de energia na Bahia) concluir obras de ampliação em subestações de energia na região.
Com mais energia em 2019, o produtor que colheu nesta safra 65 sacas de 60 kg de soja por hectare – ano passado foi de 57 sacas – espera ampliar a área plantada em 5%, mesmo percentual que deve ser alcançado com novas áreas de cultivo no Oeste este ano.
“Esse comunicado que recebi, autorizando minha demanda por mais energia e com o contrato para assinar, é uma boa notícia. Espero que o mesmo esteja ocorrendo com outros produtores, muitos estão na mesma situação que eu. Tem gente que usa até gerador de energia”, completou Bergamaschi, cuja conta de energia, sem o gasto excessivo, chega a R$ 170 mil por mês.
Na região, mesmo com pouca energia, os produtores conseguiram bons resultados na colheita da soja, finalizada em abril e que deve ficar em 5,4 milhões de toneladas – a safra recorde de 2017 foi de 5,2 milhões de toneladas, 62% a mais que 2016.
Atraso
A demanda por mais energia no Oeste da Bahia, que faz parte da região do Matopiba, a maior fronteira agrícola do Brasil, composta por Maranhão, Tocantins, Piauí e Bahia, já vem de mais de uma década, quando os investimentos do agronegócio tiveram maior impulso, com os caros sistemas de irrigação e indústrias de beneficiamento.
Até antes de o Oeste se tornar uma fronteira agrícola, a região foi atendida apenas por uma linha de transmissão da Companhia Hidrelétrica do São Francisco (Chesf) com 230 mil volts (de tensão), que liga Bom Jesus da Lapa a Barreiras, no Oeste. Se desse um problema na linha, toda a região ficaria às escuras.
Em 2012, os produtores se animaram quando o Governo Federal realizou leilão, por meio da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), para construção de linhas de transmissão de energia para a região, mas em 2015 a empresa que tocava a obra, a espanhola Abengoa, faliu, deixando um campo de incertezas.
O CORREIO tentou contato com a Abengoa para comentar o caso, mas a empesa não respondeu. As obras, previstas para serem entregues em fevereiro de 2016, eram para implantação de uma linha de transmissão em 500 mil volts, ligando Miracema (TO) a Sapeaçu (BA), passando por Barreiras.
Entidades de classe, como a Associação de Agricultores e Irrigantes da Bahia (Aiba) e a Associação Baiana dos Produtores de Algodão (Abapa), dentre outras, pressionaram o Governo Federal e a Coelba (responsável apenas pela distribuição da energia), até que em 2017 foi encontrada uma alternativa ao problema.
O Governo Federal autorizou o Consórcio Paranaíba a expandir o barramento (tira grossa de cobre ou alumínio que conduz a eletricidade) de 500 mil volts da subestação Barreiras II.
Isto possibilitou a energização da linha de transmissão de Barreiras II – Rio das Éguas – Luziânia – Pirapora II, da linha de transmissão de 230 mil volts de Rio Grande II – Barreiras II/Barreiras e das subestações Barreiras II (500/230 mil volts) e Rio Grande II (230/138 mil volts).
“Está atendendo pra gente, mas não é do jeito que a ONS [o operador nacional do sistema elétrico] queria. Essa linha está distribuindo energia que vem da Hidrelétrica de Belo Monte, que está funcionando normal”, declarou gerente de relacionamento com grandes clientes da Coelba, Paulo Medeiros.
Sem obras
Ainda não há previsão de retomada das obras da linha de transmissão que foram abandonadas pela Abengoa. A ANEEL, em resposta ao CORREIO, sugeriu consultar a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) para saber sobre o Plano Decenal de Expansão da Energia (PDE), mas a EPE não respondeu – ambas são ligadas ao Ministério de Minas e Energia.
Disponível no site da EPE, o PDE 2026 é um informativo voltado para toda a sociedade, “com uma indicação, e não determinação, das perspectivas de expansão futura do setor de energia sob a ótica do Governo no horizonte até 2026.”
O documento, de julho de 2017, informa que o fato de as obras das linhas de transmissão arrematadas pela Abengoa em 2012 não terem sido concluídas “torna incerta a data para a entrada em operação dos reforços”, mas que “esses empreendimentos serão considerados como estando em operação a partir de 2023”.
O problema da demanda de mais energia para a região Oeste voltou às rodas de discussões do agronegócio na semana passada, durante o lançamento da Bahia Farm Show, maior evento do setor no Norte e Nordeste do Brasil. Realizada em Luís Eduardo Magalhães, a feira ocorre entre os dias 29 de maio e 2 de junho.
Para o presidente da Abapa, Júlio César Busato, o problema da falta de energia na região “é crônico, os produtores não avançam com projeto porque não têm a disponibilidade da energia”, mas diz acreditar que “esse problema será sanado logo”.
Em tom mais crítico, o presidente da Aiba, Celestino Zanella, declarou que o trabalho feito em 2017, pelo Consórcio Paranaíba, “melhorou um pouco, mas precisamos de muita energia”.
“Já estamos com projetos que já estão com outorgas, com financiamento, com licenciamento, e estão dependendo de demanda de energia”, ele falou. “Não temos uma rede de energia na Coaceral, em Formosa do Rio Preto. Lá tem 250 mil hectares e não tem uma subestação. Peço ao governador do Estado que faça um esforço”.
Para Zanella, “a região precisa de umas três subestações de 25 megawats por ano para fornecer energia ao setor rural, industrial e urbano”. Segundo a Coelba, a solução definitiva para o problema na região passa pela retomada das obras da Abengoa.
A previsão da distribuidora é de construir pelos menos três novas subestações até 2022 – Rio do Algodão, Rio Grande III e Rio Formoso –, para escoar energia para novos clientes e ampliar o atendimento das ligações já existentes. Uma delas, a subestação Rio do Algodão, deve ficar pronta em 2018, com investimento de cerca de R$ 20 milhões.
