Uma das grandes complicações na implantação do novo modelo energético será a maneira como será tratada a herança do modelo anterior.
Nele, as licitações foram onerosas. Foram adquiridas empresas ou concessões com pagamento de ágio. O modelo de negócios previa a venda de energia por prazos longos, a tarifas mais elevadas para compensar o ágio.
O novo modelo prevê que as distribuidoras se organizem em pool e adquiram a energia de acordo com um "mix" de preços entre as chamadas energia velha e energia nova. Seria uma maneira de tentar reduzir os riscos dos contratos e garantir tarifas módicas para os consumidores. O modelo tem vantagens e desvantagens -que procurarei abordar em futuras colunas. Mas criou imbróglios jurídicos e financeiros complicados para a transição do atual modelo.
Há duas saídas para os investidores que adquiriram concessões com ágio. A primeira seria manter as regras do jogo anterior, os contratos firmados anteriormente. Mas essa regra elevaria a tarifa média do sistema.
A segunda alternativa seria "perdoar" o ágio pago. O Ministério de Minas e Energia faria um leilão especial de compra de energia das "velhas-novas" hidrelétricas (as que foram privatizadas). Desconta-se o valor da outorga e vence quem oferecer menor preço. Depois, retorna-se com o adicional da outorga. Mas abre-se o flanco jurídico para questionamento por parte de qualquer vencedor de leilão de concessão onerosa.
Outro ponto complicado é que o modelo em vigor, a partir da lei 9.648, artigo 10, de 1998, previa a geração por conta e risco. Mesmo as estatais passariam a ter sua energia liberada gradativamente para vender no mercado, à proporção de 25% por ano, até a completa liberação, em 2006. Por exemplo, no primeiro ano, a Chesf teria 25% da energia na base de preço e 75% de tarifa. Na hora do "mix", para a energia velha puxar a tarifa para baixo, ter-se-ia que reduzir receita das estatais. A Chesf tem a dívida de Xingó para pagar. Se reduzir sua tarifa, como vai pagar a dívida de Xingó e investir?
No modelo anterior, os preços acompanhavam o chamado custo marginal de expansão -o custo de novos investimentos. A geradora antiga acabava se apropriando de uma receita adicional que serviria para futuros investimentos.
No fundo, esse é o dilema de toda política pública. Não existe a política ótima. Existem opções com prós e contras. No modelo proposto, o pró é a possibilidade de uma tarifa menor pelo "mix" e pela redução da imprevisibilidade. O contra é a redução da capacidade de investimento das hidrelétricas mais antigas.
A Ministra de Minas e Energia, Dilma Rousseff, acha que é possível chegar a uma tarifa média que preserve a capacidade de investimento das antigas geradoras sem punir excessivamente o consumidor.
Outra dificuldade do novo modelo será definir o custo operacional de geração. São muitas empresas, cada qual com uma estrutura de custo diferente, exigindo uma capacidade de auditoria enorme. O MME terá que demonstrar como será factível efetuar esses cálculos.

E-mail -
Luisnassif@uol.com.br


Texto Anterior: Medicamentos: Preço de 430 remédios cai em 1º de setembro
Próximo Texto: Dragão adormecido: Fipe agora prevê deflação em julho em SP
Índice