A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou a proposta para regulamentar uma solução para o imbróglio bilionário do risco hidrológico (GSF). Aprovada pelo Congresso após cinco anos de tramitação, a repactuação visa compensar os geradores no ambiente livre afetados por condições adversas por meio da extensão do prazo de concessão das usinas. Em troca, os agentes deverão abrir mão de ações judiciais que travaram a liquidação integral do mercado durante esse período. Os termos, porém, ainda precisavam ser regulamentados pela Aneel.
O problema começou há 2012, quando os reservatórios sofreram redução significativa em razão de uma seca, e foi agravado em 2014 e 2015 com a falta prolongada de chuvas e as altas temperaturas, que levaram ao aumento do consumo. No período, por ordem do governo, as usinas do Mecanismo de Realocação de Risco (MRE) geraram abaixo de suas garantias físicas para preservar reservatórios.
Com isso, foram acionadas as usinas termelétricas fora da ordem de mérito, o que afetou ainda mais os resultados das hidrelétricas, obrigadas a comprar no mercado à vista aquilo que não geraram. Os empreendedores também foram afetados por outros aspectos não relacionados à seca, como as vantagens dadas às usinas estruturantes durante a fase de motorização – Santo Antônio, Jirau e Belo Monte – e pelo atraso na entrega de linhas de transmissão da Abengoa e da Isolux dessas hidrelétricas, devido a problemas financeiros. Esses efeitos foram considerados agora na proposta aprovada.
A relatora, diretora Elisa Bastos Silva, acatou alguns dos pedidos dos agentes e incluiu a aplicação da taxa de desconto no cálculo das extensões dos prazos de concessão. Assim, além da correção pelo IPCA, haverá aplicação do custo de capital próprio (ke) aplicada na época da repactuação do GSF no mercado regulado, de 9,63%.
Silva reconheceu, também, o direito das usinas em regime de cotas às compensações. O cálculo será feito sobre a parcela de energia não contratada na forma de garantia física de energia e potência, durante todo o período em que o concessionário foi titular da outorga.
"Dessa forma, no que se refere ao período anterior ao início do regime de cotas, para as usinas que tiveram o contrato de concessão prorrogado, os efeitos serão calculados sobre toda a garantia física da usina; enquanto que para as usinas licitadas, não há efeitos a serem apurados nesse período, já que o agente outorgado no passado é diferente do titular da outorga na data de publicação da Lei nº 14.052, de 2020", diz o voto.
A diretora permitiu ainda que a portabilidade do eventual direito à compensação para outros empreendimentos de titularidade de um mesmo agente, mas apenas nos casos em que o empreendedor não é mais titular da outorga. Não acatou, no entanto, o pedido para concentrar as compensações que estivessem em diversas usinas em um único empreendimento. Ela recusou, por fim, compensações para centrais geradoras hidrelétricas (CGHs), por não estarem previstas em lei.
Em 2015, a Aneel já havia fechado um acordo no ambiente regulado, mas ainda faltava uma solução para o ambiente livre. A consulta pública recebeu 151 contribuições. Os cálculos das compensações serão realizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Os agentes terão até 90 dias para aderir.
A decisão poderá destravar a liquidação financeira do Mercado de Curto Prazo (MCP), que vem sendo prejudicada há cinco anos. No fechamento de setembro de 2020, foram movimentados R$ 673 milhões, dos R$ 10,3 bilhões contabilizados. Do valor em aberto, R$ 9,6 bilhões estão relacionados a liminares contra o risco hidrológico (GSF) no mercado livre e R$ 1,2 milhão se referem a parcelamentos. A operação envolveu 10.038 participantes, sendo 967 devedores e 9.071 credores.
<b>Críticas</b>
Embora tenha sido uma das causas do problema do risco hidrológico, a antecipação da garantia física das usinas estruturantes foi defendida pelo diretor Hélvio Neves Guerra. "Por serem usinas de longo prazo de obras, isso foi muito importante para que pudessem ser financiadas. Acho que trouxe um benefício importante porque viabilizou os empreendimentos. Trouxe, também, um impacto que está sendo corrigido, e muito bem corrigido agora", disse.
O diretor Efrain Pereira da Cruz lamentou o fato de que o País não conta mais com reservatórios de grande porte – o que considerou uma política equivocada na área ambiental. As usinas de Jirau, Santo Antônio e Belo Monte possuem reservatórios a fio dágua, que não permitem acúmulo em grande quantidade durante a seca – um dos fatores que piora o risco hidrológico.
"Quantos megawatts perdemos nessas usinas de Jirau,Santo Antônio e Belo Monte por causa disso?", questionou. "Foi um dos maiores crimes cometidos por outros governos no setor elétrico brasileiro", disse.
Na avaliação dele, se a situação tivesse sido diferente, as tarifas não estariam com bandeira vermelha no nível dois – válida a partir de hoje, 1, com uma taxa extra de R$ 6,243 a cada 100 kWh.
