24/09/2015

Usina não renovada fica de fora de reembolso por déficit hídrico

As usinas que não aceitaram prorrogar suas concessões mediante a redução das tarifas, conforme proposta feita pelo governo em 2012, não poderão aderir ao modelo para redução do déficit hídrico, aponta resolução preliminar da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

O entendimento é negativo para Cesp, Copel e Cemig, que não poderão transferir para o consumidor o risco de geração abaixo do esperado para as usinas que não foram renovadas e nem tampouco ser reembolsadas por eventuais perdas auferidas por esses empreendimentos ao longo de 2015.
A avaliação do regulador é que, ao optar pela não renovação, as empresas já aceitaram manter o risco hidrológico. Para as usinas que aceitaram estender seu prazo de concessão mediante preços menores – caso, principalmente do grupo Eletrobras -, os custos com a geração de energia abaixo da garantia física por conta do baixo nível dos reservatórios passou a ser cobrada nas contas de luz.

Por não terem renovado as concessões, Cesp, Cemig e Copel ficaram com um volume de energia excedente, que foi vendido no mercado de curto prazo, a preços elevados. A Cesp, por exemplo, alega que não teve perdas, mas deixou de gerar R$ 1 bilhão em receita neste ano por ter sua garantia física rebaixada em meio à seca.

A confirmação veio como uma surpresa para o mercado, que avaliava que essas empresas poderiam estar entre as principais beneficiadas pela medida. “Isso muda o cenário”, disse o analista de um grande banco. Os papéis preferenciais da Cesp – que teve 75% de sua capacidade não renovada – caíram 3,13% no pregão de ontem. Cemig e Copel tiveram recuos menos expressivos, de 0,99% e 0,90%, respectivamente. Questionadas pela reportagem, as empresas disseram que ainda avaliam a questão.

Na resolução, que ainda será submetida à nova fase de audiência pública, a Aneel manteve ainda seu entendimento de que as usinas que aderirem ao mecanismo terão de pagar um “prêmio” de 10% do valor dos contratos por terem se livrado do risco hidrológico. Esse valor vinha sendo contestado por agentes de mercado, que alegam que o percentual é muito elevado e penaliza as empresas que tem contratos com preço de venda de energia mais elevado.

Em seu voto, o relator Tiago Correia sinalizou que essa medida pode ser relativizada, de forma a aumentar a adesão dos agentes. Os 10% seriam cobrados apenas para o montante retroativo a 2015. De 2016 em diante, o prêmio a ser cobrado seria fixo, de R$ 6,90 por megawatt-hora (MWh), calculado com base nas expectativas futuras para o déficit hídrico. Esse prêmio será aportado numa conta de bandeiras tarifárias e servirá para amortizar os valores que poderão ser incorridos ao longo dos próximos anos. “Ainda assim, me parece um valor alto. Parece difícil das empresas aceitarem”, disse uma especialista em energia de uma outra casa de análise.
O reembolso das perdas relativas a 2015 se dará mediante a redução do pagamento desse prêmio. Se o prazo de concessão não for suficiente, as empresas poderão ter as concessões prorrogadas para amortizar o valor.

O déficit de geração hídrica diz respeito à diferença entre a garantia física das hidrelétricas e o volume efetivamente despachado. Esse fator chegou a mais de 20% neste ano, em meio à seca e a prioridade dada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) ao despacho térmico, para recompor reservatórios.
Os geradores têm de recorrer ao mercado de curto prazo, a preços elevados, para suprir essa diferença – para este ano, a previsão é que os gastos somem até R$ 20 bilhões. Diante da situação, diversas empresas entraram com liminares para não arcar com a conta. Na tentativa de resolver o problema, o governo fez uma proposta, por meio da Medida Provisória (MP) 688, que transfere esse risco ao consumidor. Para aderir ao novo mecanismo, as empresas têm de desistir de suas ações judiciais.

O mercado de curto prazo, onde ocorrem os acertos de contas entre a energia gerada pelo sistema e a produzida, está parado, devido à grande quantidade de liminares. À espera de um acordo, a liquidação de julho tinha sido adiada para o começo de outubro. A Aneel fez uma nova prorrogação e os fechamentos dos meses de agosto e setembro foram transferidos para 15 de outubro. Mais de R$ 5 bilhões em contratos estão em aberto.

A Aneel, no entanto, não vislumbra um acordo antes de dezembro. Na avaliação da agência, serão necessários pelo menos 45 dias para que os contratos sejam assinados depois que a resolução for efetivamente aprovada. A quarta fase da audiência pública fica aberta até 7 de outubro. Na avaliação de Renato Mendes, da consultoria Thymos Energia, a nova minuta trouxe elementos mais bem estabelecidos, que permitem que as empresas comecem a fazer as contas para decidir sobre a adesão. “É o momento dos geradores fazerem seus cálculos e contribuições. Mas novamente, temos um prazo exíguo, de 15 dias apenas”, pondera.