O processo de flexibilização proposto para as distribuidoras designadas, diz ANEEL

A Diretoria da ANEEL decidiu reabrir a Audiência Pública AP n. 32/2017, que cuida de parâmetros regulatórios relativos às tarifas e à qualidade do serviço prestados pelas distribuidoras que não tiveram seus contratos de concessão prorrogados pelo Ministério de Minas e Energia (MME): Eletrobras Distribuição (ED) Alagoas, ED Piauí, ED Rondônia, ED Acre, ED Roraima, ED Amazonas e Companhia de Eletricidade do Amapá (CEA). São as chamadas “distribuidoras designadas”.

Por sucessivas gestões, essas empresas tiveram suas instalações degradadas, inclusive não fazendo os investimentos minimamente necessários. Consequentemente, pioravam os serviços prestados aos consumidores e, ao longo do tempo, aumentavam as perdas e os custos operacionais. Com isso, crescia o desequilíbrio econômico-financeiro das concessões, que perdiam sustentabilidade. A Agência, ao identificar essa situação, cobrou das empresas planos de resultados e alertou o Poder Concedente e as controladoras quanto à situação crítica que comprometia as concessões, sem resultados concretos.

A Constituição Federal/1988 permite a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica de duas formas: por meio de concessão ou a prestação direta pela União. Nas últimas décadas, o serviço vem sendo prestado em todas as áreas por meio de concessões. No entanto, por decisão da Assembleia de Acionistas da Eletrobras, houve a opção empresarial pela não prorrogação das concessões de distribuição desse grupo econômico. No caso da CEA, a iniciativa foi do próprio Poder Concedente. Restou a opção de contratar novos concessionários por meio de licitação.

Distribuidoras designadas — Para preservar a continuidade do serviço prestado, as atuais distribuidoras foram designadas pelo MME até que seja concluído o processo de licitação para contratação de novo concessionário. Trata-se de prestação direta do serviço pela União. Inicialmente, foi definido que as distribuidoras aplicariam os reajustes homologados pela ANEEL, voltando a contar com os recursos dos encargos setoriais e receberiam empréstimos com recursos da Reserva Global de Reversão (RGR), assegurando as condições mínimas de honrar suas obrigações.

Como contrapartida, dirigentes e representantes dos acionistas tiveram que assinar Termo de Compromisso e encaminhar, à ANEEL, Plano de Prestação Temporária do Serviço de Distribuição por meio dos quais se comprometeram e devem demonstrar o retorno à adimplência com as obrigações intrassetoriais e a redução dos indicadores de perdas, de continuidade do serviço prestado, e de custos operacionais. Os planos agregam três dimensões: a dos outros agentes do setor elétrico (adimplência), a do consumidor (melhoria da qualidade) e a da viabilização do processo de licitação (redução de perdas e custos operacionais).

Cálculo de perdas — Ainda que haja alguma melhora dos indicadores ao longo do período de designação, a diferença entre os níveis de perdas não técnicas e custos operacionais reconhecidos nas tarifas e aqueles praticados pelas distribuidoras designadas é muito grande. Essa diferença pode inviabilizar o processo de licitação. Os gráficos a seguir ilustram a dimensão do problema.

Em um único ano, a diferença entre o custo operacional real e o regulatório da Amazonas Energia equivale a 35 anos da remuneração do capital atualmente reconhecida nas tarifas. Com relação às perdas não técnicas, o caso mais paradigmático é o da designada no Piauí que, em um único ano, perde 6,3 anos da remuneração de capital reconhecida nas tarifas.

Equilíbrio das concessões — Licitar uma concessão nas condições acima demonstradas poderia resultar na ausência de interessados e, consequentemente, na continuidade da prestação do serviço de forma precária pela União. Para reequilibrar a concessão e atingir o objetivo constitucional de contratar novo concessionário, a ANEEL calculou e colocou em Audiência Pública uma elevação tarifária média de 8,9% para as distribuidoras designadas, conforme figura seguinte.

É importante ressaltar que não se trata de reequilibrar as empresas a serem licitadas, mas as concessões. Ainda que as empresas fossem liquidadas e fossem licitadas somente as concessões, as flexibilizações seriam necessárias. No entendimento da Agência, fazer as flexibilizações implica reconhecer que não há valor na outorga e que o leilão deve adotar o critério de menor tarifa e, não, maior pagamento pela outorga.

Quando flexibilizar? O momento de fazer a flexibilização das tarifas pode ser no processo tarifário de 2017 ou junto à licitação. A decisão que define as condições para a prestação do serviço por distribuidoras designadas cabe ao MME. Por meio da Portaria n. 346/2017, o Ministério optou por fazer a flexibilização em conjunto com os processos tarifários ordinários de 2017. Com a elevação das tarifas, ocorre simultaneamente a redução dos empréstimos da RGR, ou seja, não há ganho para a distribuidora designada.

Sobre esse ponto, é importante que se avalie o custo de não se ter sucesso na licitação. Atualmente, para que seja assegurada a continuidade da prestação do serviço nos sete estados, são emprestados R$ 202 milhões por mês em recursos da RGR. Possivelmente, os recursos da RGR não serão suficientes para que o regime de designação perdure por muito mais tempo do que a data de 31 dezembro de 2017, prevista na Portaria do MME, o que ocorreria no caso de licitação frustrada. Independentemente dos recursos da RGR, a continuidade do serviço prestado é obrigação da União. A diferença entre as receitas tarifárias e os custos para a prestação do serviço poderiam passar a ser cobertos, por exemplo, com recursos do Orçamento Geral da União. Dada a situação fiscal do país, parece uma solução pouco realista.

Outra alternativa, seria elevar as tarifas locais para suportar os custos das distribuidoras designadas. A figura a seguir ilustra o impacto tarifário de alocar todos os recursos que estão sendo emprestados pela RGR nas tarifas dos consumidores locais. Ou seja, ao invés de se elevar as tarifas em 8,9% por apenas 5 anos e viabilizar a contratação de novo concessionário, o consumidor local poderia se deparar com aumentos tarifários da ordem de 30% se todos os valores atualmente emprestados com recursos da RGR fossem reconhecidos nas tarifas das distribuidoras designadas.

Dois cenários — A tabela a seguir compara os cenários com e sem sucesso na licitação. No primeiro caso, há um concessionário contratado, que tem fortes incentivos à eficiência, não há mais necessidade de empréstimos da RGR, as flexibilizações perduram somente pelos primeiros anos da concessão e seu impacto máximo seria de 8,9%, podendo ser reduzido pelo processo competitivo do leilão.

No segundo cenário, não há novo concessionário e a União deve encontrar uma forma de manter a continuidade do serviço prestado. Não há qualquer incentivo à eficiência. Se encerrados os recursos da RGR e repassados os valores para as tarifas, haveria, de partida, uma elevação tarifária da ordem de 30% por tempo indeterminado. Como não há incentivos à eficiência nesse segundo caso, os impactos poderiam ser ainda maiores com o passar dos anos.

Interesse público —Para a ANEEL, do ponto de vista do interesse público, é preciso preservar as concessões e resgatar sua sustentabilidade, garantindo a continuidade da prestação do serviço. Do contrário, os consumidores e o próprio setor elétrico serão prejudicados com o agravamento da situação. A decisão do Poder Concedente, de não renovar as outorgas e relicitar as concessões, proporciona mais agilidade e melhores condições de gestão das concessões. Para que isso seja possível, é preciso adotar a flexibilização proposta nas duas fases da audiência pública 32/2017. O que se espera é o reequilíbrio das concessões para viabilizar a desestatização.

Por esses motivos, é importante que todos os setores envolvidos e interessados nessas questões participem do processo regulatório aportando suas contribuições no âmbito da Audiência Pública 32/2017  da Agência. As contribuições da sociedade à segunda fase da AP 32/2017 podem ser feitas de 13 a 25 de setembro, via documental, para o e-mail [email protected] ou para o endereço ANEEL – SGAN Quadra 603 – Módulo I Térreo/Protocolo Geral, CEP 70.830-110, Brasília–DF.