Resumo dos Casos

Resume-se a seguir, na Tabela 12 que se segue, os casos analisados neste trabalho. O Brasil foi colocado como referencial na tabela. É possível observar duas características que se repetiram em todos os países em desenvolvimento (incluindo as geradoras cotistas brasileiras):

 A licitação era de ativos brownfield, sem previsão de investimentos relevantes adicionais; e

 A concessão ocorreu antes que as regras da Revisão Tarifária fossem definidas (ou) as regras existiam, mas foram ignoradas pelo poder concedente.

A grande diferença ocorre na forma da licitação: enquanto na Argentina foi pelo maior preço, no Brasil foi pela menor tarifa. No entanto, as duas são igualmente incoerentes quando associadas a um processo de revisão tarifária periódica discricionária, que acaba com qualquer cálculo no ano ze o à ealizadoàpelosài estido esà aà e tezaàdaàreceita durava apena os primeiros 5 anos). Outro e oà asta teà la oà foià t aze à oà o eitoà deà fato àX à aà u aà o essãoà ueà e aà p oi idaà deà seà expandir, ou seja, cobrava-se um ganho de produtividade que, na prática, não existia – pois a empresa não aumentava seu mercado a cada ciclo. De fato, o problema de ausência (ou insuficiência) de regras também ocorreu no caso do Mali e da Índia, ou seja, os problemas brasileiros aproximam-se muito mais destes casos do que da estabilidade de regras vivida pelos EUA, pelo Canadá e pela Noruega.

Tabela 12: Resumo dos casos do Setor Elétrico analisados Alocação de Riscos

País G/T/D Caso

analisado CAPEX OPEX Hidrológico Resultado

Brasil G Energia

Nova Empresa Empresa Empresa

Os valores do MWh são definidos pelas concessionárias no momento dos leilões de energia nova e valem por todo o período dos contratos. A indenização é com base no VNR não depreciado.

Brasil G Usinas Cotistas Consumidor (até o VNR) e Empresa (acima do VNR) Empresa Consumidor

Para eliminar o risco hidrológico, a remuneração da concessionária é pela RAG e não pelo MWh. A RAG é definida pela ANEEL de forma discricionária, valendo-se do benchmarking para o OPEX e do VNR para o CAPEX. A indenização é com base no VNR não depreciado.

EUA G Priest

Rapids Empresa Empresa Empresa

Os valores de CAPEX, OPEX e de GWh/ano são aprovados ex-ante pela FERC no momento da licença. Variações após esta aprovação são risco da concessionária. Não há indenização ao final do contrato.

EUA G Hoover Consumidor Consumidor Consumidor

Usinas federais não são reguladas pela FERC e suas tarifas são pelo Cost-Plus. Os ativos não são reversíveis pois já pertencem ao governo federal.

Canadá G BC Hydro /

IPP Empresa Empresa Empresa

O valor do MWh é fruto de leilão que compra a energia por um período pré- determinado. A concessão é perpétua e por isso não há reversão dos ativos. No entanto, a IPP pode propor, no início do contrato, um valor adicional ao término do contrato de compra de energia para reversão dos ativos.

Canadá Vertic.

BC Hydro / Geração Própria

Consumidor Consumidor Consumidor

Como a empresa é verticalizada, todos os custos (inclusive de geração) são reconhecidos pelo cost-plus. Os ativos não são reversíveis pois já pertencem ao governo da província.

Noruega G

Setor Elétrico em geral

Empresa Empresa Empresa

O concessionário tem 60 anos para conseguir recuperar seus investimentos, o que é incerto pois o mercado é competitivo. Não há direito a indenização no momento da reversão dos ativos.

Índia D Nova Deli Consumidor Consumidor N/A

Estes casos demonstraram como a falta de regras pré-definidas de revisão tarifária pode comprometer a gestão privada em empresas de energia elétrica. Nos três casos observou-se que conflitos entre concessionários e governo foram causados, fundamentalmente, porque as regras foram discutidas após a situação ter sido criada, isto é, após os ativos elétricos terem sido assumidos pelos operadores privados, que tinham expectativas diferentes do governo.

Argentina T Transener N/A

(O&M apenas) Empresa N/A

Mali Vertic. Energie du Mali Consumidor (primeiros 10 anos) e empresa (últimos 10) Consumidor (primeiros 10 anos) e empresa (últimos 10) N/A

Portanto, observa-se como principal semelhança entre o caso das geradoras cotistas brasileiras e os casos dos demais países em desenvolvimento que o governo licitou os projetos antes de haver uma metodologia definida de revisão tarifária.

No caso do Brasil, quando as concessionárias tiveram que dar, em 2012, uma resposta sobre a eita àouà ãoàosàte osàdaà e o ação,à i gu à o he iaà uaisàte os àse ia àestes.àágo a,à aqueles que renovaram suas concessões tem que lidar com a incerteza das regras que decidirão suas tarifas a cada 5 anos.

Para a nova rodada de renovação das concessões, a partir de 2026, seria extremamente aconselhável que as regras fossem debatidas de forma antecipada. Isso porque um modelo claro e coerente atrai mais interessados no certame, garantindo a competitividade e baixando a tarifa final ao consumidor sem comprometer a qualidade da O&M das usinas. Por outro lado, licitar sem regras claras torna-se um jogo de azar. Assim, podemos definir 8 modelos distintos que poderiam ser adotados pelo governo brasileiro quando do final de uma concessão de geração hidrelétrica, conforme figura a seguir.

O governo optou, em um primeiro momento, por renovar com os concessionários atuais, partindo para uma regulação por incentivos (alternativa 1 na figura acima). Para aqueles casos em que o concessionário não renovou26_{, o governo decidiu relicitar a usina, pela menor RAG de O&M}

(alternativa 4). Ocorre que este modelo não faz sentido se, após 5 anos, a concorrente que ganhou a licitação pela menor RAG passar por um processo de revisão tarifária discricionária e passa a receber a mesma RAG que qualquer outro concorrente receberia, independente do valor do lance na concorrência (como se voltasse à alternativa 1). Isso significa que, se a RAG máxima da concorrência era de R$1 milhão, oàli ita teà á àga haàpo à‘$ à ilàeàap sà àa osàpassaàaà e e e à aà‘áGà o igi al àdeà à ilhão,àsuaà efi i ia às àfoiàa so idaàdu a teàu àpe ue oàpe íodo,àaoà passo que se o valor da RAG fosse fixo durante todo o contrato de concessão, sem revisões tarifárias discricionárias, a concorrência poderia ser bem maior, alocando riscos de O&M ao concessionário e gerando uma maior previsibilidade do negócio.