Aneel rejeita repactuação, mas sugere parcelamento do risco hidrológico de Belo Monte

Pedido foi feito pela Norte Energia, que calcula prejuízo de 2,9 bilhões em 2017 com a compra de energia para atendimento aos contratos regulados da usina

A Agência Nacional de Energia Elétrica rejeitou pedido da Norte Energia de repactuação imediata do risco hidrológico de 2017 para os contratos regulados da hidrelétrica de Belo Monte. A Aneel decidiu, porém, permitir o parcelamento em até seis meses dos valores não pagos nas liquidações financeiras até dezembro desse ano, com atualização monetária dos valores e juros de 1% ao mês desde o vencimento dos débitos até o pagamento.

Pelos cálculos da empresa, os valores correspondentes ao déficit de geração de Belo Monte a partir de setembro somam entre R$ 700 milhões e R$ 800 milhões. A  Norte Energia teria gasto R$ 2,1 bilhões em 2017 com a compra de energia para atendimento aos contratos, o que daria um prejuízo nominal na casa dos R$ 2,9 bilhões.

A decisão de parcelar deverá passar pelo crivo da área jurídica e do Conselho de Administração da empresa. O diretor-geral da Aneel, Romeu Rufino, fez, porém, um apelo durante a votação do pedido para que Norte Energia evite recorrer à Justiça para resolver a questão. O pagamento dos valores liquidados a partir de setembro estava suspenso por uma medida cautelar judicial, até que a Aneel julgasse o pedido feito pela Norte Energia.

A solicitação de repactuação do risco hidrológico com efeito imediato foi apresentada em 11 agosto desse ano, fora do prazo previsto nas regras da Aneel. A norma que trata do assunto prevê que o pedido de renegociação do risco deve ser feito até 30 de setembro do ano anterior ao da repactuação.

A  Norte Energia alegou que a legislação não prevê carência ou data limite para que isso seja feito. A empresa lembrou que 137 geradoras com 13,4 mil MW repactuaram o risco dos contratos do mercado regulado, com cobertura retroativa a 2015.

A Norte Energia não aderiu à negociação, porque a usina de Belo Monte entrou em operação comercial em abril de 2016. A empresa alega ter suportado o custo do déficit de geração por 16 meses com recursos próprios. Foram usados 20% da energia destinada ao ambiente de livre comercialização. A empresa também descontratou 1.080 MW médios no Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits de Energia Nova, mas a situação do risco hidrológico teria se agravado além do esperado até mesmo pela própria agencia reguladora.