Leilão de UHEs: EDP sugere escalonamento do pagamento da bonificação pela outorga

Agentes pedem que usinas que sofreram impacto do GSF possam repactuar risco hidrológico

A Agência Nacional de Energia Elétrica deve aprovar na próxima quarta-feira, 7 de outubro, o edital do leilão que relicitará a concessão de 29 hidrelétricas em operação. Ao todo, 32 instituições contribuíram para o documento que balizará as condições do certame, marcado para 6 de novembro. A preocupação mais latente paira sobre o pagamento da bonificação pela outorga, por meio do qual o governo pretende arrecadar R$ 17 bilhões em duas parcelas: uma no ato de assinatura do contrato e outra 180 dias depois. A EDP sugeriu o escalonamento em três parcelas: 20% no ato da assinatura do contrato, 40% em até 180 dias. Os 50% restantes serão recolhidos entre 3º ao 30º ano de concessão.

“A proposta apresentada visa permitir que a empresa vencedora do certame realize o pagamento da bonificação pela outorga minimizando ao máximo o seu endividamento. Em um momento em que há elevação das taxas de juros para obtenção de empréstimos e a venda da energia no ACL [mercado livre] deverá ocorrer somente a partir de 2017, há de ser levado em consideração que o aumento no fluxo de caixa para a empresa deve ocorrer somente neste ano. A proposta busca equalizar o pagamento da Bonificação a esse fluxo de caixa, sem expor a empresa a riscos financeiros desnecessários”, diz a companhia.

Outro ponto polêmico partiu das empresas Copel e Celesc. Eles pedem que as hidrelétricas que sofreram impacto do GSF em 2015, e agora serão relicitadas, possam repactuar o risco hidrológico. "A empresas que tiveram concessões de UHEs que venceram ao longo do ano de 2015…  sofreram impacto do GSF desses empreendimentos até o termo final da concessão. Sendo assim, é necessário que tais usinas também possam repactuar o seu risco hidrológico", defende a Copel.

Sugeriu-se incluir no edital que o vencedor do leilão indenize o atual concessionário, com direito de receber estes valores por meio de uma nova parcela da GAG, que poderá ser chamada de GAG indenização. Dessa forma, a indenização seria parcelada, utilizando as receitas auferidas na GAGind. "A proposta tem como vantagem desonerar a CDE, uma vez que atualmente as indenizações têm previsão de pagamento por meio desse encargo", escreve a Copel. Contudo, governo já sinalizou que as 29 UHEs a serem relicitadas não poderão repactuar o risco hidrológico. A Enel Green Power sugeriu que nos casos das usinas que possuam o fim do contrato atual de concessão no ano de 2016, que o prêmio não deva ser pago no ato de assinatura do contrato, e sim quando do início de exploração da usina.

Entre os pleitos comuns está que a Aneel deixe claro no edital quais serão os valores da GAG-teto (receita de geração) e a RBO-teto (bonificação pela outorga); que seja excluído a aplicação do Fator X por tratar de condição fundamental para garantir o retorno do capital investido no negócio; que seja permitida a criação de uma Sociedade de Propósito Específico por Lote; que seja garantido o direito a revisão extraordinária da GAG visando manter o equilíbrio do contato; que uma vez extinta a concessão, seja garantida a indenização do saldo não recuperado; que seja explicitado a parcela da garantia física que será destinada ao ACL; que futuros custos não identificados no leilão possam ser objeto de reajuste da GAG; que em caso de melhorias, haja a revisão da garantia física preservando o percentual para o ACL; entre outros desejos dos agentes.

“Não se admite, passados mais de três anos da publicação da MP 579/2012, que o Edital conste questões econômicas e financeiras importantes para a modelagem e formulação da proposta, endereçada a regulamentação futura”, crítica a Copel. Houve também preocupações de ordem judicial e trabalhista. "O vencedor da licitação não pode ser responsabilizado por eventuais passivos trabalhistas que forem decorrentes da gestão anterior", alerta a Neoenergia.

Do ponto de vista das associações, a Abrace demonstrou preocupação com uma possível transferência de custos do mercado cativo para ambiente livre, “apenas para que seja garantida a viabilidade da venda desta energia a preços módicos para o ACR". A Abiape pediu mudanças na sistemática do leilão de forma a viabilizar a participação dos autoprodutores. A Abraceel recomenda que a alocação de 30% da garantia física das usinas ocorra a partir da licitação, não apenas em 2017, “ampliando a oferta de energia no ACL”. 

Por sua vez, a Abradee está preocupada que haja um possível aumento no custo com compra de energia sem cobertura tarifária. “[…] É provável que o preço final após a licitação atinja patamares significativamente superior daqueles atualmente considerados nas tarifas das distribuidoras, gerando um descasamento a ser lançado como CVA para recuperação a partir do próximo processo tarifário". Outra preocupação é com uma possível exposição involuntária e pede que a parcela destinada ao ACR seja divulgada antes do leilão A-1 de 2015, marcado para 19 de novembro. A Abrage alertou para os prazos e custos relacionados ao capital para o pagamento da bonificação e pediu que haja o repasse imediato dos custos ambientais, bem como dos custo de O&M para operação das eclusas ou demais instalações vinculadas à concessão “cujo finalidade foge do objeto do contrato (especialmente nos casos das UHEs Jupiá e Ilha Solteira)".

Houve muitos pleitos de correção de texto da minuta do edital. Outros corrigindo dados de entrada em operação de usinas e potência. Outros solicitando que as centrais com potência inferior a 30 MW sejam licitadas separadamente das UHEs, "para que empresas detentoras de outorga de usinas com as mesmas características (PCH) sejam consideradas aptas a realizarem oferta".Os termos finais do edital serão apresentados após aprovação do colegiado da Aneel, em reunião extraordinária marcada para a próxima quarta-feira, 7 de outubro, com início às 12h, em Brasília.