O Grupo de Trabalho Concessões de Distribuição dos estados do Amazonas e do Rio de Janeiro (GT CDAR) publicou relatório com a análise da situação da Amazonas Energia. O grupo recomenda a troca de concessionário, seguindo a recomendação da Aneel de caducidade da concessão. Essa ação indicada deriva da situação da empresa e consta como uma das medidas necessárias para a manutenção da sustentabilidade econômica e financeira da concessão.
A análise realizada confirma a situação delicada daquela concessionária que é o resultado da insustentabilidade econômica e financeira com a combinação de baixa geração de caixa com elevado e crescente nível de endividamento, além de inadimplência intrassetorial.
“As principais causas são os elevados níveis de perdas não técnicas e receitas irrecuperáveis. Como foram estabelecidas uma série de condições transitórias para o processo de licitação e o concessionário não obteve êxito em atingir referenciais eficientes na gestão das perdas, receitas irrecuperáveis e custos operacionais, o relatório apresenta que a retirada dessas condições transitórias colocará a concessão em situação ainda mais preocupante, com relevantes riscos à prestação adequada do serviço de distribuição e à adimplência com as obrigações intrasetoriais, o que demanda ação tempestiva”.
Essa retirada citada é o encerramento do prazo de cinco anos depois da relicitação da concessão que foi vencida pela Oliveira Energia no leilão realizado em dezembro de 2018. Houve apenas um único lance pela distribuidora que era controlada pela Eletrobras no passado e representou a saída da ex-estatal do segmento.
O relatório aponta que para conseguir o reequilíbrio são necessárias duas etapas. A primeira é a edição de medidas legislativas que viabilizem um cenário de transição, por novo concessionário, para o atendimento das condições de sustentabilidade econômica e financeira do serviço de distribuição. A segunda refere-se à “seleção de um novo operador por meio de processo que permita ampla participação de interessados com capacidade técnica e econômica para adequar o serviço de distribuição aos padrões de eficiência regulatórios. No caso de múltiplos interessados, o referido processo deve adotar, a modicidade tarifária como critério de escolha”, aponta.
Entre as opções para a nova licitação o relatório do MME lista a licitação com a indenização de bens reversíveis como uma das alternativas. Outra é a licitação em conjuntos com a transferência do controle da distribuidora. E ainda, há o plano de transferência do controle societário.
O novo operador deverá ser escolhido porque não se justifica conceder novas flexibilizações ao atual concessionário que, mesmo já usufruindo de flexibilizações legais vigentes, não obteve êxito na recuperação da sustentabilidade da concessão, o que era o objetivo da licitação promovida com base na Resolução CPPI n. 20, de 8 de novembro de 2017, aponta o relatório.
A análise contempla medidas necessárias para a recuperação da concessão após a mudança de operador. Entre essas alterações estão a autorização para que a trajetória de perdas definida em Lei seja afastada e que seja permitido ao Poder Concedente e à Aneel definir nível compatível com a readequação do serviço prestado por novo concessionário.
Atualmente, o nível real de perdas não técnicas (com relação ao mercado faturado de baixa tensão) é de 119%, enquanto a trajetória regulatória definida por Lei se encontra em 64% e será reduzida para 52% em 2025.
Para as demais distribuidoras designadas, continua o relatório, a assunção por novo concessionário de fato resultou em melhoria de desempenho em relação às perdas não técnicas. E aponta com base nesses dados que os novos concessionários têm tido sucesso em reduzir o nível de perdas não técnicas. O gráfico comparativo mostra a diferença entre os índices apurados em 2017, último ano antes dos processos licitatórios, e o ano de 2022 entre as distribuidoras relicitadas pelo MME.
Comparação entre nível de perdas não técnicas nas distribuidoras relicitadas e que eram controladas pela Eletrobras quando estatal. Fonte: Relatório SEI/MME 0856181
Outro ponto a ser alterado é o reembolso da CCC. Nesse caso, a aplicação dos parâmetros de eficiência econômica e energética e de limites de reembolso dados pela MP 855 de 2018 impactaria em cerca de R$ 1 bilhão por ano a geração de caixa da distribuidora, o que agravaria a situação de desequilíbrio econômico-financeiro, inviabilizando a assunção por novo concessionário.
Cita ainda outros parâmetros regulatórios e o nível de sobrecontratação da Amazonas Energia. Essa situação decorre de questões que remontam à desverticalização da empresa e posterior celebração de contratos entre geradora e distribuidora, que resultaram nessa situação de forma continuada, desde o período em que a companhia era estatal, anterior a 2015, passando pelo período de designação entre 2016 e 2018 e chegando à época atual em que a empresa foi privatizada em 2018/2019.
“Nos últimos anos [a sobrecontratação] sempre esteve ao redor de 40%, representando cerca de 400 MW médios”.
Essa energia é relativa à comercialização da proveniente dos Produtores Independentes de Energia UTE Cristiano Rocha (85,38 MW), UTE Tambaqui (93,046 MW), UTE Manaura (68,304 MW), UTE Jaraqui (75,477 MW) e UTE Ponta Negra (85,38 MW), totalizando 407,507 MW de capacidade instalada. A sugestão nesse quesito é a de que essa energia possa ser suportada pelo encargo de energia de reserva dado que o SIN precisa desse volume injetado na rede.
O relatório referente à Light ainda será publicado posteriormente, mas sem data definida, diante do fato de que o MME ainda trabalha nas diretrizes que nortearão o processo da renovação das concessões e o contrato da distribuidora é o segundo na fila, vencendo em junho de 2026.
