Renovação de concessões de usinas pode render R$ 13 bi ao caixa do governo

A Apine defende que as concessões possam ser renovadas antecipadamente, e não relicitadas, sob o argumento de que assim haverá repasse imediato de receita à União, por meio da outorga paga pelos empreendedores.

Cotas da MP 579, privatizações e renovações

O governo ainda não decidiu se manterá o caminho da relicitação. A última leva de concessões de geração hidrelétrica vencendo foi endereçada pela polêmica Medida Provisória (MP) 579, convertida na Lei 12.783/2013. A Eletrobras aceitou a renovação no modelo proposto, que criou "cotas" de garantia física, já que eram usinas consideradas amortizadas. A empresa, porém, amargou prejuízos elevados com a nova receita.

As então estatais estaduais Cemig, Copel e Cesp não aceitaram as condições propostas, e suas hidrelétricas foram relicitadas num modelo novo, com cotas mais "robustas" em termos de receita e possibilidade de venda de parte da energia no mercado livre. As antigas donas, porém, tiveram direito a indenização pelos investimentos ainda não amortizados, e alguns casos chegaram a ter disputa pelos valores.

A Auren, que herdou os ativos da Cesp (privatizada em 2018), fechou um acordo com a União em dezembro de 2022 para receber R$ 1,7 bilhão em valor histórico, superior a R$ 4 bilhões quando atualizado, em indenização pela usina de Três Irmãos, de 807 MW.

Pela proposta da Apine, as usinas renovadas serão revertidas à União ao fim do novo prazo, sem indenização ao concessionário, afastando este risco. A emenda apresentada prevê ainda que o risco hidrológico, mais conhecido como GSF, seja assumido pelo gerador. No modelo de cotas, o GSF é pago pelo consumidor por meio da conta de luz, conta que já chegou à casa de bilhão de reais em períodos de escassez hídrica.

A inspiração da emenda veio de operações semelhantes feitas no passado. Em janeiro de 2018, o governo publicou o decreto presidencial 9.271, que viabilizou a privatização da Cesp junto da renovação da concessão da sua principal usina, a Porto Primavera, por 30 anos.

O decreto deixou aberta a possibilidade de renovação de concessões em casos de privatizações, e foi usado posteriormente nas operações de venda do controle da CEEE, do Rio Grande do Sul, e da Copel, pelo governo do Paraná, além do caso da Eletrobras, que pagou R$ 26,6 bilhões pela "descotização" das hidrelétricas, que tiveram os contratos renovados com possibilidade de venda da energia nos mercados livre e regulado (das distribuidoras), a depender da melhor opção para a empresa.

Metade para modicidade tarifária

A ideia da Apine, que vem sendo defendida pelas hidrelétricas nos últimos anos, é aproveitar a MP 1.300 para renovar antecipadamente concessões de empresas que já são privadas, e não poderão usufruir do mecanismo do decreto 9.271 (conhecido como "decreto da Cesp" no mercado) para obter mais 30 anos para explorar os ativos.

A emenda propõe ainda que metade dos recursos obtidos com a outorga seja destinada à CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), para ajudar a reduzir a conta de luz, muito onerada pelo encargo setorial.

Os R$ 13 bilhões poderiam, assim, se dividir entre R$ 6,5 bilhões para o Tesouro, contribuindo com o fiscal, e outros R$ 6,5 bilhões usados para reduzir a conta de luz dos consumidores.

A depender do preço de longo prazo utilizado, a outorga pode ser superior aos R$ 13 bilhões estimados pela Apine. O cálculo do montante considerou um preço de referência de R$ 150/MWh de longo prazo para a energia dessas usinas, abaixo dos valores considerados nas premissas das outorgas pagas por Copel e Eletrobras.

No caso da Eletrobras, em 2021, foi usado um preço de longo prazo equivalente a R$ 172/MWh. Na privatização da Copel, em 2023, foi usado o preço de referência da curva futura da Dcide, empresa especializada nisso, de R$ 177/MWh.

Confira as maiores hidrelétricas que terão as concessões vencendo nos próximos anos e poderão ser renovadas, se a proposta avançar: