O grupo de trabalho Concessões de Distribuição dos estados do Amazonas e do Rio de Janeiro (GT CDAR) do Ministério de Minas e Energia (MME) recomendou a edição de medidas legislativas e a escolha de um novo concessionário de distribuição para o estado do Amazonas. A análise consta em relatório de conclusão da equipe publicado quinta-feira, 22 de fevereiro, e segue recomendação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
No documento de 16 páginas, o grupo coordenado pelo secretário Nacional de Energia Elétrica da pasta, Gentil Nogueira, destaca que o novo operador, a ser escolhido por meio de troca do controle societário ou por licitação de nova concessão, é uma alternativa para estabilizar a sustentabilidade da concessão, já que a atual concessionária, a Amazonas Energia, não tem condições para seguir devido à falta de cumprimento dos termos exigidos no contrato de licitação, assinado em 2018, que incluem a redução do endividamento da companhia e da recuperação de seu desempenho.
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Para realizar uma nova licitação, o GT recomenda um processo licitatório, com potencial de “revelar a proposta mais vantajosa para a readequação do serviço prestado do ponto de vista da modicidade tarifária, ou seja, uma competição pelo menor nível de flexibilizações”. O processo deve seguir as regras quanto a indenizações, os critérios técnicos e econômico-financeiros para a “rigorosa” seleção do novo concessionário, bem como o contrato de concessão com a cláusula de regulação econômica.
Nessa alternativa, há a decretação da caducidade do atual contrato de concessão por parte do Poder Concedente, que determina a indenização de bens reversíveis ainda não amortizados por meio das tarifas e dos ativos regulatórios, previstos em regulação da Aneel, ainda não faturados pela distribuidora relativos ao período anterior à decretação da caducidade.
Já a sugestão de transferência de controle societário prevê a criação de um plano de transferência e a caducidade do atual contrato por parte do Poder Concedente, sem a necessidade de indenização de bens reversíveis ainda não amortizados e nem de ativos regulatórios, previstos em regulação da Aneel, porque a empresa de distribuição é transferida no processo licitatório, com todos os seus ativos, inclusive os bens reversíveis e os ativos regulatórios, e os seus passivos.
Neste processo, o GT sugere que as regras da licitação devem contar com o valor a ser pago pela empresa que está sendo transferida, as regras para readequação do nível de endividamento, que deve ser compatível com a capacidade de geração de caixa da concessão, os critérios técnicos e econômico-financeiros, bem como o contrato de concessão com a cláusula de regulação econômica.
Para ambos os cenários, a equipe pontua que, dado o cenário de insustentabilidade da concessão, serão necessárias alterações legislativas, que motivem flexibilizações criando as condições econômico-financeiras para a readequação do serviço. Entre as mudanças propostas, o grupo defende a previsão de reconhecimento, mediante encargos setoriais, de parte das flexibilizações para manter o incentivo ao combate às perdas por parte do novo concessionário, mas que amenizem o impacto nas tarifas locais.
Outra alteração seria sobre o reembolso da Conta de Consumo de Combustível (CCC), criado através da medida provisória n°855/2018, que permitiu carência de cinco anos, contados da assinatura do contrato de concessão, para a aplicação de parâmetros de eficiência econômica e energética e dos limites de reembolso, resultando em um impacto de R$ 1 bilhão por ano a geração de caixa da distribuidora, o que pode agravar a situação de desequilíbrio econômico-financeiro, inviabilizando a assunção por novo concessionário.
Para o GT, esta questão necessita de previsão legal para que o reembolso da CCC ocorra de forma a permitir o reequilíbrio da concessão após a transferência do controle ou assunção de novo concessionário, ou seja, sem a aplicação das glosas correspondentes ao fator de corte (perdas reais no consumo de energia acima das perdas regulatórias). Com relação aos limites de eficiência na geração, foi recomendado o retorno só após o período necessário à recuperação da concessão.
A equipe ainda sugere a flexibilização dos custos operacionais regulatórios e a readequação de outros parâmetros, como receitas irrecuperáveis, por um prazo suficiente para que o novo controlador ou novo concessionário tenha condições de trazer os níveis reais para níveis considerados eficientes, e o tratamento legal da sobrecontratação de energia da distribuidora, derivados da comercialização da energia proveniente dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (PIEs)
A Amazonas Energia
A Amazonas Energia soma uma dívida líquida de R$ 9,6 bilhões, conforme dados apresentados pelo MME de setembro de 2023, devido, principalmente, às penalidades e glosas de elevados níveis de perdas não técnicas e receitas irrecuperáveis.
No relatório do MME, o grupo afirma que a concessionária possui uma participação no componente de perdas não técnicas nas tarifas residenciais do Brasil, de 13,4%, o que já foi confirmado pela própria companhia, que destaca que o Amazonas é a única federação brasileira em que as perdas não técnicas de energia superam em 100% o seu mercado de baixa tensão, “demonstrando como são acentuados os desafios que estão sendo enfrentado na concessão”.
Caso este percentual prossiga, a pasta projeta um déficit adicional de cerca de R$ 60 milhões ao ano, saindo dos atuais R$ 596 para R$ 776 milhões em 2026, em razão da trajetória de redução das perdas regulatórias definida em Lei.
