Covid-19: oportunidades do setor elétrico diante da crise
Julião Coelho*
A primeira medida para enfrentamento da crise provocada pela pandemia sobre o setor elétrico não tardou. Em seu artigo 3º, a Medida Provisória n. 950, de 8 de abril de 2020, no que altera o artigo 13, inciso XV, da Lei n. 10.438, de 26 de abril de 2002, instituiu mecanismo semelhante àquele concebido no Decreto n. 8.221, de 1º de abril de 2014 , denominado de Conta do Ambiente de Contratação Regulada de Energia Elétrica – CONTA-ACR.
Apesar da semelhança, há distinções significativas entre os mecanismos.
A primeira distinção está no ato formal de criação: em 2014, Decreto; hoje, Medida Provisória. A distinção na forma não é de pouca relevância. A medida provisória viabiliza discussão e aprimoramento da matéria nas casas legislativas, oportunidade subtraída pelo Decreto de 2014.
A segunda distinção está na finalidade: em 2014, deslocar custos tarifários do ano eleitoral para o ano pós-eleitoral, no qual, garantida a eleição, veio o tarifaço; hoje, permitir o enfretamento dos efeitos, sobre o setor elétrico, da crise decorrente das medidas de contenção do COVID-19.
No terceiro traço distintivo reside a oportunidade para que o mecanismo de agora não sirva tão somente para o deslocamento temporal de custos.
O artigo 1º do Decreto n. 8.221/2014 vinculava a CONTA-ACR às despesas incorridas pelas distribuidoras em decorrência de exposição involuntária ao mercado de curto prazo e de despacho de usinas termelétricas contratadas na modalidade por disponibilidade .
O artigo 13, inciso XV, da Lei n. 10.438/2002, por sua vez, cria encargo tarifário destinado a “permitir a amortização de operações financeiras vinculadas a medidas de enfrentamento aos impactos no setor elétrico decorrentes do estado de calamidade pública, […] para atender às distribuidoras de energia elétrica”.
À diferença do Decreto n. 8.221/2014, a Medida Provisória n. 950/2020, ao incluir o inciso XV no artigo 13 da Lei n. 10.438/2002, não traz vinculação entre o encargo tarifário e tal ou qual rubrica de despesa.
O vínculo que a Medida Provisória n. 950/2012 estabelece é entre o encargo tarifário e as “medidas de enfrentamento aos impactos no setor elétrico decorrentes do estado de calamidade pública”.
A ancoragem no mecanismo implementado a partir do Decreto n. 8.221/2014 levaria à sua reprise nas circunstâncias atuais – temor manifestado por aqueles que, não sem razão, logo alertaram para os malefícios da eventual repetição do tarifaço de 2015, quando se iniciou a amortização dos empréstimos contraídos em 2014.
A maior amplitude semântica do artigo 13, inciso XV, da Lei n. 10.438/2002, por seu turno, permite imaginar desfecho mais alvissareiro.
Os impactos da pandemia no setor elétrico, e na economia como um todo, não são apenas os de curto prazo. Ainda que não haja como cravar se a recuperação econômica ocorrerá em V, em U, em W ou em L, é consenso que a pandemia deixará efeitos de médio e longo prazo. Logo, as medidas de enfrentamento devem ter alcance para além do socorro financeiro necessário à restauração imediata do fluxo de caixa das distribuidoras.
A amplitude semântica da disposição normativa que cria o novo mecanismo permite que o socorro financeiro às distribuidoras seja conjugado com medidas outras dotadas de potencial para, também em favor das distribuidoras, proporcionar redução de custo a partir do momento em que os empréstimos passarem a ser amortizados, ou seja, têm potencial para proporcionar amortecedores tarifários – quiçá redução tarifária concomitante ao início da amortização.
Dois exemplos podem ser extraídos da Consulta Pública MME n. 33/2017, cujo resultado está sob apreciação do Congresso Nacional.
O primeiro exemplo seria a descontratação mediante o pagamento antecipado – à vista e, obviamente, com taxa de desconto – da receita fixa remanescente de usinas termelétricas.
A implementação de uma tal medida pode ser feita mediante a realização de procedimento competitivo em que o critério de seleção dos empreendimentos a serem descontratados seria a maior taxa de desconto utilizada para se trazer, a valor presente, o somatório da receita fixa remanescente.
Referida descontratação proporcionaria alívio tarifário, na medida em que reduziria os custos absolutos de compra de energia elétrica incorridos pelas distribuidoras, amortecendo o inevitável aumento tarifário associado ao início da amortização dos empréstimos.
O segundo exemplo seria o pagamento, mais uma vez à vista e com taxa de desconto, pela renúncia de determinados agentes e consumidores a subsídios que há anos oneram as tarifas daqueles que não se afiguram como destinatários de tais benesses. O maior valor de taxa de desconto também poderia ser utilizado para a seleção dos subsidiados contemplados, os quais, ao começarem a pagar tarifas compatíveis com as dos excluídos, também proporcionam amortecimento tarifário para o momento de início de pagamento dos empréstimos.
Uma terceira medida seria a prorrogação e a repactuação imediata das outorgas e dos contratos de venda de usinas que ainda fazem jus a recursos da CCC, com a contrapartida de que (i) promovessem alteração da fonte primária de energia, (ii) reduzissem, de imediato, os custos financeiros impostos à Conta e (iii) assegurassem que, mesmo com a prorrogação, o custo econômico total seria inferior ao estimado para o período remanescente de suas concessões conforme prazo atual, ou seja, antes da prorrogação.
A quarta medida, a depender apenas do órgão regulador, seria a revisão das restrições impostas à descontratação de energia elétrica pelas distribuidoras. Não há motivo racional para vedação à descontratação de usinas que repactuaram o risco hidrológico. Isso porque, em vez de o consumidor assumir o custo associado à variação hidrológica e ainda ter de pagar pela energia elétrica contratada – e, agora, desnecessária –, é preferível manter apenas o custo associado ao risco hidrológico, em especial sob o atual cenário de baixo preço da energia no mercado de curto prazo.
Outras alternativas para viabilizar a arrecadação de recursos que podem ser destinados ao setor elétrico e, eventualmente, contribuir com a consecução das duas medidas importadas da Consulta Pública n. 33/2012, as quais exigem pagamento imediato às termelétricas e aos titulares de subsídios, seriam: (i) a realização imediata de leilão para a outorga dos direitos de comercialização da energia de Itaipu, cujo regime atual expira logo ali, em 2023; e (ii) a antecipação da decisão de prorrogação de concessões de usinas hidrelétricas, com a contrapartida de que (ii.a) começariam, desde já, a pagar valores mensais pela bonificação de outorga, cujo valor principal seria pago ao final da concessão ora em curso, ou seja, na fronteira entre o período atual e o período de prorrogação, cautela necessária para se afastar a caracterização de antecipação de receita orçamentária, bem como (ii.b) assumiriam, no período de prorrogação, o risco hidrológico correspondente a suas usinas, para o que preservariam o regime de livre negociação da energia.
Em vez de simplesmente demandar recursos do Tesouro, o setor elétrico pode proporcionar recursos ao Tesouro, retendo parcela que lhe permita enfrentar a crise e colher as oportunidades que se lhe apresentam. Enfim, com imaginação, é possível conformar alcance mais promissor para o mecanismo viabilizado pela Medida Provisória n. 950/2020, na busca por mudança na rota de sempre, por correção de erros do passado e por condução a resultado em que, diante da pandemia, o “novo ganhar” não se resuma a “perder pouco”.
*Julião Coelho é advogado e sócio Fundador do escritório Julião Coelho Advocacia