A Apine apresentou à Aneel uma proposta técnica para balizar a extensão de concessões de usinas hidrelétricas que ampliarem sua capacidade, utilizando o conceito de payback descontado.

A Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (Apine) deu um passo importante para destravar investimentos em modernização e ampliação de usinas hidrelétricas. Em uma proposta enviada à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) no final de agosto, a entidade detalhou como o setor projeta converter gastos em obras de expansão em tempo adicional de outorga, garantindo o equilíbrio econômico-financeiro dos projetos.

O movimento ocorre no âmbito da regulamentação do dispositivo previsto na Lei nº 9.427/1996. A ideia central é que o período de extensão não seja definido de forma arbitrária, mas sim pelo tempo necessário para que o gerador recupere o capital aplicado, considerando as realidades de cada empreendimento.

A lógica do retorno financeiro

Para evitar distorções nas compensações, a Apine defende o uso do método de payback descontado. Diferente do cálculo simples, essa técnica leva em conta o custo de oportunidade do capital ao longo do tempo e os riscos inerentes à infraestrutura.

A entidade destaca em sua argumentação técnica enviada ao regulador:

Diferente do payback simples, que ignora o valor do dinheiro no tempo, o payback descontado considera explicitamente o custo de oportunidade do capital e os riscos associados ao empreendimento.

Na prática, o modelo corrige os fluxos de caixa futuros trazidos a valor presente, utilizando uma taxa de desconto. A metodologia busca assegurar que a extensão da outorga seja suficiente apenas para cobrir os investimentos realizados, evitando benefícios excessivos ou insuficientes.

Critérios para o cálculo da extensão

A proposta da Apine sugere que a Aneel utilize investimentos de referência baseados em leilões recentes do mercado regulado. Isso traria maior objetividade e verificabilidade ao cálculo. Como alternativa, a associação aponta a aplicação da metodologia de preço-teto utilizada pelo Poder Concedente em certidões de expansão.

Além disso, a fórmula para encontrar o novo prazo de operação incluiria:

• Margem Líquida Unitária (MLU): Utilização de R$ 72,45/MWh como parâmetro de referência.
• Ajuste pelo GSF: Consideração da média do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) dos últimos dez anos para refletir condições hidrológicas realistas.
• WACC regulatório: Utilização do custo médio ponderado de capital vigente, garantindo uma atualização contínua conforme as diretrizes da agência.

O resultado final do cálculo determinaria quantos anos extras o gerador teria de concessão. Em vez de um prazo fixo, a outorga seria ajustada conforme a necessidade de recuperação do montante investido, tornando a decisão regulatória mais transparente e atrativa para novos aportes de capital no setor.

O próximo passo agora depende da Aneel, que deverá utilizar as contribuições da Apine para estruturar a futura consulta pública sobre o tema. A expectativa é que essa nova diretriz incentive uma onda de melhorias nas usinas hidrelétricas brasileiras, contribuindo para a estabilidade e a eficiência do sistema elétrico nacional.