Análise: renovação das concessões movimentará todos os elos da cadeia de suprimento elétrico e cronograma está apertado

Roberto Rockmann*

A expectativa das distribuidoras de energia elétrica é de que o decreto final sobre o processo de renovação das concessões possa ser publicado até novembro, após a aprovação do TCU (Tribunal de Contas da União) e de todas as esferas de governo. Assim o processo estaria encerrado antes do fim do ano. Esse foi o cronograma discutido por executivos do setor elétrico em reuniões com o Ministério de Minas e Energia nas últimas semanas.
 
O primeiro contrato de distribuição a expirar é o da EDP-ES, cujo termo final se encerra em 16 de julho de 2025. O Ministério teria até 17 de janeiro de 2024 para decidir. O cronograma, no entanto, é visto como desafiador por empresários e investidores pela ausência ainda de detalhes de vários pontos regulatórios, complexidade da discussão e também pela incerteza de como evoluirão as discussões sobre a CP (Consulta Pública), cuja primeira etapa foi lançada na última quinta-feira (22), com a divulgação da Nota Técnica que norteará o processo.
 
Os interessados terão até 24 de julho para fazerem as suas contribuições na CP, um assunto que não movimenta apenas as distribuidoras, mas envolve outros elos da cadeia, como comercializadoras e indústria solar. “Deu-se o primeiro passo, o grande desafio será detalhar a regulação de contratos de 30 anos sob um olhar totalmente diferente dos anos 1990”, diz um empresário da área de distribuição.
 
As concessões vincendas respondem por cerca de 60% do mercado nacional. O tratamento para o término dos contratos será estratégico para orientar o perfil da concessão e os investimentos nas próximas décadas. Os grupos Enel, CPFL, Neoenergia e EDP representam conjuntamente 81% do mercado vincendo. Os dados são de estudo da FGV-Ceri

Excedentes econômicos são maior divergência
Distribuidoras e investidores acreditam haver espaço para mudar alguns pontos constantes da Nota Técnica. A principal divergência se refere aos excedentes econômicos. No documento, o governo sugere que esse possível excedente seja avaliado como alternativa para o financiamento de contrapartidas sociais. Esse ponto é contestado pelas distribuidoras e por investidores, mas a ideia é não discutir via imprensa para aumentar a polêmica.

Nessa segunda-feira (26), um grupo de investidores deve ter teleconferência com Gustavo Manfrim, subsecretário de Assuntos Econômicos e Regulatórios do Ministério de Minas e Energia, para discutir a questão dos excedentes, que teria sido posta para atender a uma manifestação do TCU. O órgão de controle teria requisitado uma metodologia para verificar se haveria excedentes para serem compartilhados com os consumidores, no contexto da modicidade tarifária, um dos requisitos do TCU na discussão.

O modelo tarifário brasileiro se baseia em revisões anuais e periódicas, estas últimas ocorrem a cada cinco anos em média, quando as distribuidoras reequilibram sua base de remuneração de ativos e podem compartilhar ganhos com usuários. Isso faria com que excedentes econômicos já seriam revertidos para os consumidores nesse processo. “Se há um excedente hoje, ele poderá não existir em cinco anos, o contrato é de 30 anos e essas capturas são feitas periodicamente. Isso é chancelado pelo regulador. Isso pode colocar em xeque o modelo regulatório”, diz um empresário.

Por conta dessa leitura, o mercado e as distribuidoras acreditam que esse ponto será derrubado nas contribuições e reuniões. Essa reflexão fica evidente em relatório do JP Morgan, divulgado na sexta-feira (23). “A expectativa é que após o período de contribuição (na Consulta Pública), as regras finais acabarão sendo mais benignas. E, por não serem disruptivas, podem levar à redução de risco das ações de empresas de distribuição/integradas”, avaliou o banco.
 
Benefícios fiscais
Outros dois pontos criticados se referem a: possibilidade de uso de excedente do custo regulatório de capital resultante de benefício fiscal de Sudam e Sudene; compartilhamento de ganhos em transações de fusões e aquisições no caso de venda de ativo por um período após realizada a renovação de concessão.

No caso dos benefícios fiscais regionais, a ideia seria a possibilidade de uso de excedente do custo regulatório de capital das distribuidoras localizadas nas áreas da Sudam e Sudene (principalmente o Nordeste). As concessionárias dessas regiões têm isenção de 75% de imposto de renda, mas na remuneração de seu capital se considera o pagamento integral do seu Imposto de Renda. A parcela da isenção (75% do IR) iria para o bolso do acionista.
 
Light
O documento trouxe percepções distintas entre agentes sobre o futuro da Light, em RJ (Recuperação Judicial) desde maio. Para uns, a falta de detalhamento de como será a regulação nas áreas críticas, associada às declarações da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) de que concessão estaria equilibrada, tornariam ainda mais difícil a obtenção de uma RTE (Recomposição Tarifária Extraordinária) nesse ano. A empresa estaria buscando um aumento de 5%.

Para outros, ela traz sinais positivos. “Acho que o texto não é específico em relação às áreas críticas e talvez nem devesse ser na abertura da consulta pública, para não abrir uma discussão ainda mais complexa. A Nota Técnica traz a essência de que ninguém vai renovar uma concessão por 30 anos sem que esteja reequilibrada, isso é um sinal positivo”, diz um agente que acompanha o caso de perto.

Para um analista, um ponto na Nota Técnica poderá dar fôlego à vinda de Nelson Tanure, que se tornou recentemente o maior acionista da concessionária com 21,8% do capital. Em um dos tópicos, à página dez, o governo sugere “a inclusão de diretriz que diz respeito à possibilidade de transferência do controle como alternativa à extinção de outorga, como previsto no art. 4º-C da Lei 9.074, de 1995”, diz o especialista.

Para ele, essa alternativa busca evitar que uma distribuidora que não tenha atendido aos critérios para prorrogação tenha que continuar a prestação do serviço até o término do contrato, mas sem incentivo à melhoria da qualidade, inclusive com dificuldades para captação de recursos.  

“Ou seja, existiria a possibilidade de a prestação do serviço piorar ainda mais até a conclusão da licitação. Além disso, considerando que a transferência de controle já está estabelecida por lei, ao permitir que o novo participante possa escolher prorrogar, desde que atenda aos critérios mínimos, previne-se o risco de ocorrerem duas transições em um intervalo”, completou.

Modernização
Na Nota Técnica, o governo destaca ainda que o setor elétrico passa por uma disrupção tecnológica e que é preciso criar condições para a modernização das redes. Esse novo papel das distribuidoras cria a possibilidade de novos negócios.

Nesse contexto, sugerem-se cláusulas adicionais nos contratos. Uma das diretrizes diz respeito à autorização para que o concessionário ofereça serviços alternativos aos consumidores, “por sua conta e risco”, que favoreçam a modicidade tarifária de forma a estimular a atuação das distribuidoras. “

“Fala-se em redes inteligentes e na importância delas e em novas tecnologias, mas seu custo de implementação é alto, de bilhões de reais. O regulador irá reconhecer na base de ativos taxas de riscos compatíveis com a inovação?”, questiona um consultor.
 
Acesso aos dados
O governo também sugere tratamento aos dados, que hoje estão nas mãos das distribuidoras. As comercializadoras defendem que eles sejam compartilhados em um modelo aberto. “Os dados são hoje o ponto mais importante da economia”, diz o presidente da Abraceel (Associação Brasileira das Comercializadoras de Energia Elétrica), Rodrigo Ferreira. No documento, o governo sugere inserir “cláusula de proteção dos dados dos usuários e compartilhamento com terceiros.”
 
Solar
Outra discussão trata-se do avanço da descentralização da matriz, com o avanço da Geração Distribuída (GD) solar, que responde por mais de 20 GW de capacidade instalada. Em algumas áreas de concessão, entre 30% e 40% dos investimentos das distribuidoras têm se concentrado na conexão de sistemas de GD.
 
Se antes as empresas tinham um planejamento centralizado com investimentos respeitando essa lógica, a descentralização mudou isso e com uma velocidade muito mais rápida. Parte desses investimentos demora a ser reconhecido, sendo feito apenas na revisão ordinária das tarifas, o que ocorre, geralmente, a cada cinco anos. Isso exigiria maior agilidade no reconhecimento. 
 
Além da GD solar, nesses 30 anos futuros a eletromobilidade também deve ganhar espaço no país. “Novos padrões de consumo e as tarifas têm de reconhecer essas práticas que ocorrem sem aumento de consumo na área de concessão”, diz um executivo.

Histórico
Segundo o acórdão 2.253/15, a CP deveria ter sido divulgada em julho de 2022, no governo Bolsonaro, que, no entanto, solicitou adiamento do prazo por sete meses, para fevereiro de 2023. A equipe do Ministério de Minas e Energia foi preenchida em março desse ano, o que levou a reuniões com o TCU para discutir um novo cronograma. A CP foi prometida inicialmente para ser lançada em abril, mas teve sua divulgação adiada em duas oportunidades.

O TCU é o fiel da balança no processo. Em 2015, o órgão de controle teve papel importante na discussão. Houve dissenso entre a área técnica, que defendia a licitação, e a decisão do plenário, que pelo acórdão 2.253/15 pavimentou o caminho da renovação para distribuidoras que passaram pelo processo em 2015.

*Roberto Rockmann é escritor e jornalista. Coautor do livro “Curto-Circuito, quando o Brasil quase ficou às escuras” e produtor do podcast quinzenal “Giro Energia” sobre o setor elétrico. Organizou em 2018 o livro de 20 anos do mercado livre de energia elétrica, editado pela CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), além de vários outros livros e trabalhos premiados.

As opiniões dos autores não refletem necessariamente o pensamento da Agência iNFRA, sendo de total responsabilidade do autor as informações, juízos de valor e conceitos descritos no texto.

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