O futuro de 40 hidrelétricas está em debate: prorrogação ou nova licitação?
O cenário energético brasileiro está em ebulição com a abertura de uma consulta pública pelo Ministério de Minas e Energia (MME). O objetivo é decidir o destino de concessões de usinas hidrelétricas cujos contratos expiram até 2032. A iniciativa não antecipa um desfecho, mas sim um amplo debate sobre a prorrogação das atuais outorgas ou a abertura de novos processos licitatórios.
A discussão visa moldar o setor de geração hidrelétrica sob novas diretrizes, especialmente no que tange à estrutura do mercado. Uma das preocupações centrais é a prevenção da concentração de ativos em poucas mãos, um fator que poderia desequilibrar a formação de preços da energia.
Um Marco Regulatório em Revisão
Esta consulta pública, que permanecerá aberta por 30 dias, reflete as atualizações trazidas pela Lei nº 15.269/2025, que alterou a Lei nº 12.783/2013. O MME busca, fundamentalmente, analisar o interesse público em relicitar ou renovar essas concessões, deixando claro que a renovação não é um direito automático para os atuais concessionários.
O foco recai sobre 40 usinas hidrelétricas de médio e grande porte, com capacidade acima de 50 MW, que juntas somam cerca de 15,4 GW e cujas concessões terminam nos próximos anos. Um grupo significativo, correspondente a 5,9 GW, terá seus contratos vencendo já em 2029, enquanto os demais 9,5 GW se distribuem entre 2030 e 2032.
Concorrência e Novos Modelos de Negócio
A perspectiva de novos leilões levanta questões importantes sobre a concorrência no mercado. A transição para o regime de Produção Independente de Energia (PIE) é um dos pontos cruciais. Neste modelo, os novos detentores das concessões terão liberdade para comercializar a energia gerada, assumindo integralmente os riscos de mercado.
A preocupação com a concentração de poder de mercado é latente. O MME propõe duas frentes de ação: garantir a competição após a realização dos leilões, limitando a participação de agentes em determinados certames, e otimizar a disputa durante os leilões, explorando mecanismos como leilões de lance único ou combinatórios.
A intenção é calibrar as medidas para que não se crie um ambiente de mercado propício ao controle de preços, nem se imponham barreiras excessivas que desestimulem a participação ou a atratividade dos investimentos.
Diretrizes para o Futuro das Concessões
A adoção do regime de PIE representa uma mudança substancial nos incentivos. Os concessionários deixarão de ser remunerados por uma tarifa regulada para operação e manutenção e passarão a buscar receita diretamente no mercado, gerenciando riscos variados.
As novas concessões serão de Uso de Bem Público (UBP), e os investimentos deverão ser amortizados no prazo da outorga, sob responsabilidade das empresas. Isso inclui a consideração de melhorias nas instalações existentes na modelagem do valor da outorga, eliminando a possibilidade de indenizações futuras por investimentos feitos durante o contrato.
O processo para novos leilões prevê que os vencedores assumam diversas obrigações, incluindo indenizações às antigas titulares e a responsabilidade por estudos e adequações para serviços de flexibilidade. Em contrapartida, terão o direito à exploração econômica dos ativos.
O pagamento das novas outorgas poderá ser flexibilizado, com 50% pagos à vista e os 50% restantes em até cinco parcelas anuais, corrigidos por índices como IPCA e Selic. Os recursos arrecadados serão direcionados à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), visando à modicidade tarifária.
Gestão de Riscos e Prazos
Um ponto de atenção é a assunção do risco hidrológico pelas próprias empresas, tanto em casos de licitação quanto de prorrogação. A proposta também envolve o recálculo da garantia física das usinas.
Embora a legislação permita prazos de até 30 anos, a nota técnica sugere 20 anos como referência geral para novas outorgas, com justificativas para prazos inferiores. O cálculo do valor da outorga considerará o benefício econômico-financeiro do novo período, com base em metodologias de fluxo de caixa descontado.
A avaliação de bens reversíveis ainda não depreciados ou amortizados será feita com base no Valor Novo de Reposição (VNR), com participação da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
No caso de licitação, a escolha poderá se basear unicamente na maior oferta de pagamento pela outorga, sem reversão prévia de bens. Ativos não depreciados transferidos serão indenizados pelo vencedor à antiga concessionária.
Se a opção for pela prorrogação, não haverá antecipação do fim do contrato atual, mas sim a atualização de compromissos e o início dos pagamentos referentes ao novo período.
A proposta detalha um rito para os pedidos de prorrogação, exigindo que sejam apresentados à Aneel com antecedência mínima de 36 meses. Anualmente, o Poder Concedente analisará as concessões com vencimento nos três anos subsequentes, e a Aneel terá prazos definidos para fornecer parâmetros técnicos e para que o Poder Concedente se manifeste sobre os pedidos.
O objetivo é garantir que nenhum empreendimento chegue ao fim de sua concessão sem uma definição clara sobre seu futuro, especialmente considerando que processos licitatórios podem levar de oito a 18 meses.
