Acordo sobre GSF envolve cálculo retroativo a 2013

| Imagem: Norte Energia SA

Um potencial acordo para, finalmente, encerrar a judicialização referente ao déficit de geração hídrico (medido pelo fator GSF, na sigla em inglês) e destravar o mercado livre de energia deve envolver também um cálculo retroativo a 2013 sobre a geração fora de ordem de mérito (GFOM).

 

Em apuração, a ideia com maior chance de resultar em um acordo envolve a monetização da geração fora da ordem de mérito entre 2013 e 2017. Depois de excluído o GFOM, será calculado o GSF de 2015 e 2016, excluindo uma taxa de 5%, que é a exposição considerada "risco do negócio".

 

Tudo isso será precificado e transformado em energia a ser comercializada no fim das concessões, que serão estendidas proporcionalmente à exposição ao GSF.

 

Um acordo entre a Aneel, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e as geradoras hidrelétricas era esperado para o fim de maio, mas a crise no governo do presidente Michel Temer paralisou as negociações. O principal receio dos geradores é relacionado ao fato de que a extensão da concessão depende de um ato do poder executivo.

 

A pressa na solução do problema tem a intenção de evitar que o mercado de curto prazo de energia trave novamente, como aconteceu nos últimos anos.

 

Na liquidação das operações no mercado de curto prazo de abril, concluída na semana passada pela CCEE, teve inadimplência de 53,3%, ao movimentar R$ 1,73 bilhão dos R$ 3,71 bilhões contabilizados. Do valor não pago, R$ 1,64 bilhão está relacionado às liminares que limitam os efeitos do GSF. Outros R$ 340 milhões são de valores em aberto na liquidação.

 

Na liquidação de março, concluída mês passado, o montante protegido por liminares era ligeiramente menor, de R$ 1,58 bilhão.

 

As liminares vêm sendo usadas pelos geradores como ferramentas para liminar os danos do GSF desde 2015. Como resultado, há uma série de discrepâncias nos dados apurados pela CCEE.

 

Segundo um documento enviado pela CCEE à Aneel, a China Three Gorges (CTG), por meio de uma única hidrelétrica de 191,9 megawatts (MW) de potência, e a Norte Energia, concessionária da megausina de Belo Monte, representavam sozinhas 78% dos valores não pagos e protegidos por liminares que limitavam o GSF na liquidação de março, ou R$ 1,244 bilhão.

 

O documento diz que a Rio Canoas Energia, que foi comprada pela CTG da Triunfo em 2015, deixou de pagar R$ 837,545 milhões até a liquidação de março do mercado de curto prazo, devido a proteção pelas liminares. Já a Norte Energia, controladora de Belo Monte, no rio Xingu (PA), deixou de pagar, até a liquidação de março, o total de R$ 406,8 milhões.

 

Os números, porém, não necessariamente correspondem ao quanto essas usinas calculam que deixaram de pagar devido às liminares, e sim à posição devedora que tiveram em algum momento e que foi capturada pela CCEE. As discrepâncias são reflexo justamente das muitas "rodadas" de liminares referentes ao GSF.

 

No total, 44 concessionárias eram protegidas por liminares na liquidação de março, somando o montante de R$ 1,582 bilhão que não foi pago. As decisões judiciais, que vêm sendo usadas pelas usinas desde 2015, limitam o risco hidrológico a zero ou 5% da garantia física contratada pelos agentes.

 

O problema do GSF veio à tona em 2015, quando, devido à crise hídrica, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) passou a despachar um volume menor de energia das hidrelétricas, para preservar os volumes dos reservatórios das usinas.

 

Contudo, as hidrelétricas ainda precisam cumprir seus contratos de venda de energia. Mesmo que uma usina específica não tenha sua vazão afetada, todas as hidrelétricas fazem parte de um mesmo "condomínio", chamado Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), e ficam sujeitas a um mesmo déficit hídrico.

 

Se uma usina tem 100 MW médios de garantia física e o GSF médio foi de 80%, será como se ela tivesse gerado 80 MW médios. Caso a hidrelétrica tenha contratado 95% de sua garantia física, precisará pagar pelos 15 MW médios de exposição no mercado de curto prazo. Em geral, o montante é liquidado pelo preço de liquidação das diferenças (PLD), que estava acima de R$ 400 por megawatt-hora (MWh) até o mês passado.

 

Em 2015, a Medida Provisória (MP) 688 criou um "seguro" para que as usinas expostas se protegessem do risco hidrológico, mas só houve adesão dos contratos no ambiente de contratação regulado (das distribuidoras). As liminares do mercado livre foram mantidas, e a desistência delas depende do acordo ainda em negociação.

 

Na liquidação de março, a CCEE registrou também R$ 272,4 milhões em inadimplência de agentes não protegidos por liminares. A Ceron (distribuidora de Rondônia) deve a maior parte, R$ 158,7 milhões. Já a CEA (Alagoas) deve R$ 60,070 milhões. As duas são controladas pela Eletrobras e devem ser privatizadas ainda neste ano.

 

Fonte: Valor Econômico.