A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou por maioria, o requerimento administrativo apresentado por Furnas quanto à disponibilização de cálculo para a inclusão das centrais geradoras hidrelétricas (CGHs) no mecanismo de repactuação do risco hidrológico. Todos os diretores do colegiado estavam presentes na votação, tendo sido contrários à proposta do relator diretor Efrain Cruz, o diretor-geral, André Pepitone, e a diretora Elisa Bastos.
Assim, ficou determinado que as Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração (SRG), Econômica e Estudos de Mercado (SRM) e de Concessões e Autorizações de Geração (SCG), sob coordenação da primeira, e juntamente com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), realizem o cálculo dos efeitos às CGH participantes do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), para avaliar soluções passíveis a permitir a compensação dessas usinas.
Na Resolução Normativa 895/2020, as CGHs ficaram de foram da solução para repactuação, uma vez que a Aneel entendeu que essas usinas não possuem previsão legal para outorga, e assim, não teriam como estender ou abrir exceção para que ela fosse inserida nas condições da solução do GSF.
Segundo o voto de Cruz, “de posse dos efeitos e das possibilidades de soluções indenizatórias, a agência estará municiada para realizar tratativas a respeito da matéria ou mesmo discutir no colegiado as propostas de encaminhamentos concretas. Por essa razão, deixo de analisar o pedido nesse momento, de modo a possibilitar, a seguir, um debate mais específico e focado”.
Requerimentos retirados de pauta
No mesmo processo, que foi distribuído por conexão, foram analisados os requerimentos apresentados pelas empresas Norte Energia, Energisa Sustentável do Brasil (ESBR), Santo Antonio Energia e pela Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa (Abragel), retirados do voto desta terça, para análise na próxima reunião de diretoria da agência, após pedido do diretor Efrain Cruz para um maior aprofundamento sobre o tema.
Inicialmente, havia sido proposta uma nova redação para o vertimento turbinável da hidrelétrica de Belo Monte em razão de atrasos de transmissão, prevendo que a apuração dos efeitos considerasse o período de atraso para entrada em operação das instalações, entre o mês seguinte ao da referência temporal contábil estabelecida e a data de disponibilização ao Sistema Interligado Nacional (SIN). Na REN 895, o período inicial considerado é o estabelecido no ato de outorga.
Outro ponto retirado da deliberação de hoje foi quanto à compensação dos participantes do MRE pelos efeitos da diferença entre a garantia física outorgada na fase de motorização às usinas estruturantes e os valores da agregação efetiva de cada turbina motorizada ao sistema retroativamente, desde a data em que se iniciaram as respectivas diferenças.
A resolução prevê que o efeito energético seja dado pela diferença entre a nova energia alocada às usinas, por meio de novo processamento da alocação de energia do MRE - com valores de garantia física das usinas estruturantes informados pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) - e a energia alocada originalmente nos processos ordinários de contabilização e recontabilização de energia.
No voto do diretor Efrain Cruz, a proposta era de que ocorressem três etapas, com as duas primeiras conforme a 895/2020, chamadas de inicial e intermediária, e a inclusão de uma terceira etapa e final, considerando a apuração da diferença entre a nova energia alocada e aquela originalmente alocada às usinas no MRE nos processos ordinários de contabilização e recontabilização de energia.
Homologação de prazos de outorga e valores
Após a deliberação dos requerimentos das empresas, o diretor Helvio Guerra, decidiu retirar de pauta o processo de sua relatoria que trata dos prazos de extensão da outorga das usinas do MRE, bem como dos valores apurados.
O assunto estava para ser deliberado no bloco de processos, mas foi apresentado como destaque para esta reunião. Guerra disse que entende que os agentes buscam uma solução célere que garanta um ambiente com segurança jurídica ao mercado, mas também que esse ambiente só se daria com uma reavaliação da parte dele.
Segundo cálculos da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), a nova repactuação deve envolver um ganho em valor presente líquido de até R$ 15,7 bilhões para as hidrelétricas. O montante foi apurado na análise dos 106 meses do histórico abarcado pela lei, de março de 2012 até dezembro de 2020.
Ainda conforme a CCEE, a repactuação vai resultar numa extensão média de concessão das hidrelétricas de 682 dias. O limite para a extensão das concessões é de sete anos e foi ultrapassado por 19 hidrelétricas, incluindo Itumbiara, Porto Primavera, Sobradinho, Pedra do Cavalo, Barra dos Coqueiros, Salto Rio Verdinho, Cacu, Pery e 11 pequenas centrais hidrelétricas (PCHs).
(Atualizado às 18h50, em 30/30/2021)