Hidrelétrica, o relançamento vem do nó dos concursos

Para quem estuda questões energéticas, como fazemos há 30 anos, o dehidrelétrica é um mundo particular. A mais antiga fonte de eletricidade, que esteve na base do desenvolvimento industrial do país já há dois séculos, ainda hoje desempenha um papel central – e terá ainda mais no futuro. A redução de emissões e a contribuição para a estabilidade do sistema tornam a hidroeletricidade, e o bombeamento em particular, um fonte com características únicas e estratégicas para a transição energética. Neste ponto, eles estão basicamente todos de acordo. 

No entanto, esta convergência não impede que surja um impasse em que todos os investimentos para o futuro parecem congelados. Nós estamos falando sobre cerca de dez bilhões de euros até 2030 que estão bloqueados hoje. Vamos tentar entender o porquê e quais podem ser as saídas. 

Este impasse é substancialmente determinado pelas perplexidades das empresas sobre a reforma de 2018 (Decreto de Simplificação, 135/2018) introduzida - face à pressão da Europa - pelo Governo Verde-Amarelo e que prevê um aumento do protagonismo das Regiões na governança do sistema hidrelétrico e aumento dos encargos das concessionárias. No entanto, a verdadeira questão parece girar em torno da licitações para renovação de concessões, fortemente pressionado pela Comissão que colocou praticamente todos os países membros, e em particular a Itália, em processos de infração. 

Em agosto de 2020, foram propostas alterações à chamada lei das Simplificações, atualmente em fase de aprovação (1º de setembro de 2020), para desmontar substancialmente a reforma Verde-Amarela e, entre outras coisas, estender as concessões existentes por uma década. Até a data de redação destas notas, nenhuma alteração foi aprovada; útil a este respeito é a opinião contrária do Ministério dos Assuntos Europeus relatada aqui: 

(…) a alteração estabelece uma prorrogação das concessões hidroeléctricas sem indicação clara do prazo final e por isso presumivelmente censurável pela Comissão Europeia que, no âmbito do processo por contra-ordenação n. 2011/2026, encontrando-se em fase de segundo edital complementar nos termos do art. 258 TFUE, já censurou a prorrogação prevista pelo Decreto Legislativo de 14 de dezembro de 2018, n. 135 (Decreto de Simplificação), convertido pela Lei 11 de fevereiro de 2019, n. 12. O procedimento já corre risco concreto de agravamento. Em particular, a prorrogação das concessões hidroeléctricas está condicionada à entrada em vigor de normas nacionais de aplicação das disposições europeias que “devem necessariamente ser editadas num futuro próximo pelas instituições da União”. Até o momento, porém, não há nova legislação europeia no setor, nem se pode afirmar com certeza que há competência da União para legislar sobre a matéria. Por outro lado, já existem regulamentos europeus (directiva dos serviços e regras do mercado interno) aplicáveis ​​à matéria que, em todo o caso, devem ser tidos em conta. Em todo o caso, o constrangimento ao exercício de uma competência regulamentar pela União não pode provir do legislador nacional. 

Acreditamos que essas observações dispensam comentários. Um ponto, porém, é claro: a utilidade e a urgência de buscar soluções que: 

• Sejam aceitáveis ​​pelas partes envolvidas (Regiões, Empresas, União Europeia, comunidades locais, etc.);  
• Permitem um arranque rápido dos investimentos; 
• Ter em conta a estrutura concorrencial de facto a nível europeu;
• Eles permitem uma governança efetiva e equilibrada do sistema. 

O cerne das concessões vencidas e vencidas 

Como se sabe, as empresas que operam nas chamadas grandes derivações hidroeléctricas baseiam a sua actividade em concessões cuja duração pode variar significativamente. Em muitos casos, as concessões expiraram ou estão prestes a expirar, enquanto no caso da Enel e das usinas que ela vende (como as do Vale de Aosta ou Trentino-Alto Adige), os prazos são fixados para 2029. 

Feitos e amortizados os vultosos investimentos em infraestrutura, a energia hidrelétrica tem permitido ao longo dos anos altos níveis de rentabilidade; isto devido à ausência de custos variáveis ​​e à possibilidade de explorar os picos de preços da eletricidade em determinadas horas do dia. A rentabilidade tem vindo a diminuir desde há alguns anos quer pela queda generalizada dos preços de mercado da energia (o PUN), quer pelo quase desaparecimento dos picos de consumo e, por último mas não menos importante, pelo crescimento constante das tarifas de concessão a favor das autarquias locais e as Regiões. No entanto, rendimentos significativos ainda hoje são garantidos pelos CVs emitidos nos últimos anos contra investimentos de renovação feitos há alguns anos. 

No geral, as hidrelétricas são bastante datadas, chegando a ultrapassar o século em alguns casos. Muitas vezes eles precisariam modernização substancial e investimentos extraordinários em manutenção. Segundo avaliações setoriais recentes, também confirmadas indiretamente no PNIEC, a exigência até 2030 pode ser estimada em cerca de 10 bilhões (pouco menos de um bilhão de euros por ano), cerca de 70% dedicados ao bombeamento (tema que a Terna considera central em relação à transição energética) e o restante destinado à recuperação da capacidade de armazenamento dos reservatórios, à sustentabilidade local e ambiental. É para fazer estes investimentos que as empresas pedem o prolongamento das concessões de pelo menos 10 anos, intervenções pontuais de apoio e algumas outras simplificações burocráticas.  

Plano de recuperação e retorno dos investimentos 

E aqui chegamos à questão crucial: parece fundamental hoje desenvolver um plano geral de recuperação de um sistema infra-estrutural hidroeléctrico que, pela sua antiguidade e características específicas, requer uma modernização decisiva e um amplo leque de intervenções, sobretudo com vista à transição energética.  

A realização dessas intervenções em muitos casos requer não apenas gastos significativos, mas também a suspensão da produção e da renda relativa, às vezes por períodos não muito curtos. E as empresas relutam em implementar qualquer iniciativa em uma situação de incerteza ligados a aspectos legislativos em geral e, em particular, ao retorno dos investimentos. Em particular, as principais questões dizem respeito a:  

• A recuperação da capacidade útil do reservatório original; 
• A construção de novas estações de bombeamento; 

• A modernização das turbinas e plantas auxiliares de produção; 
• A recuperação de plantas mal utilizadas ou abandonadas; 
• Manutenção extraordinária ou renovação de dutos; 
• Gestão digital coordenada com previsões meteorológicas para programas de produção e manutenção preditiva. 

De acordo com nossas estimativas resumidas, porém retiradas de casos concretos, as intervenções podem permitir recuperações de produtividade de um mínimo de 5% até 30%. O que, numa produção de eletricidade na ordem dos 50.000 GWh, significa um valor médio presumível de 7.500 GWh que ajudaria, entre outras coisas, a atingir os objetivos do PNIEC também no que respeita aos atrasos na construção das centrais previstas para as novas renováveis.  

É evidente que tudo isto requer ações específicas em primeiro lugar de planeamento por parte das Administrações Públicas e, em segundo lugar, de apoio e incentivos à realização das obras. E, finalmente, também são necessários sistemas adequados de garantia e controle, especialmente por parte das Regiões.  

Mas como chegamos a esse impasse? 

Conforme mencionado, em 2018, também como resultado das pressões da comunidade acima mencionadas e para evitar o risco de infrações, foi aprovada uma lei pelo Governo Verde-Amarelo que confia a gestão das concessões às Regiões, incluindo os procedimentos para sua renovação em qualquer caso com base em processos competitivos. As Regiões deveriam ter implementado as indicações desta regra até março de 2020, mas apenas a Lombardia cumpriu os prazos. Outras administrações (Região do Piemonte, Região do Veneto, Província Autônoma de Trento, Província Autônoma de Bolzano) estariam prestes a legislar. 

No essencial, a nova legislação estabelece os seguintes princípios fundamentais: 

• A duração das novas concessões é fixada entre vinte e quarenta anos (mais uma possível prorrogação de dez anos); 
• A passagem livre das obras húmidas para o património regional; 
• A valorização dos trabalhos a seco a reconhecer à concessionária cessante; 
• A obrigação da concessionária de comunicar e ser transparente sobre o estado das obras que lhe forem confiadas; 
• O procedimento concorrencial no caso de adoção do modelo organizacional do consórcio ou concessão; 
• O estabelecimento de medidas compensatórias e taxas a favor das comunidades locais. 

Isso tem gerado reações bastante animadas por parte das empresas do setor, que têm encontrado (quase) unanimidade formal na oposição a essas dinâmicas. Ao mesmo tempo, o Governo contestou a lei lombarda perante o Tribunal Constitucional e adiou o prazo para a promulgação das leis regionais para outubro de 2020. No entanto, isso gerou uma repreensão do Antitruste que voltou a confirmar o que havia declarado em relatório formal em 2018, no qual havia pedido ao Governo que fornecesse no menor tempo possível, até a conclusão dos procedimentos licitatórios; à modificação do art. 12 do Decreto Legislativo n. 79/99, no sentido de prever a transferência a título oneroso apenas das obras a seco e a simultânea transferência gratuita das obras a húmido para o património do Estado, estigmatizando os constantes adiamentos quanto à realização de licitações de concessões vencidas. 

È improvável que a Europa sirva de suporte 

No coração de muitos insiders existe a esperança de que a Comissão Europeia aplique também às renovações de concessões hidroelétricas a suspensão (muito parcial na verdade) da legislação relativa aos auxílios estatais referida na Comunicação de 3 de abril de 2020, emitida na sequência a emergência do COVID-19. 

O assunto é no mínimo controverso, até pela contínua oposição geral entre a própria Comissão, rigidamente ancorada nas Diretivas que protegem a concorrência, e os Estados-Membros da União, bem mais conservadores na manutenção do status quo, quanto à obrigatoriedade dos procedimentos competitivos na seleção de concessionárias.  

Nesta altura, o tema assumiu contornos eminentemente políticos envolvendo diretamente o Governo (e os Governos dos outros Estados) e a Comissão Europeia, cujo desfecho, apesar da atual situação de emergência, é difícil de prever. 

As linhas de um plano de recuperação 

Ainda que não seja fácil imaginar um plano de relançamento do setor da água na situação acima descrita, acreditamos que os pontos fundamentais são os seguintes: 

1. Um levantamento geral da situação do setor hidrelétrico nacional; 

2. Enfoque nas intervenções possíveis ou necessárias para a revitalização do setor, tendo em conta as especificidades de cada situação local; 

3. A quantificação das necessidades de investimento por categoria e por horizonte temporal; 

4. Estimativa dos impactos/retornos relativos em termos de produtividade, meio ambiente, flexibilidade do sistema elétrico, etc.; 

5. Estabelecimento de prioridades de intervenção; 

6. Identificação de disposições governamentais e regulamentares adequadas para orientar as empresas e as administrações locais e regionais nos rumos pretendidos, facilitando os processos de investimento. 

Essa abordagem pode parecer trivial, e de fato é, mas as lógicas que regem a governança do setor até agora têm sido muito diferentes. Com nosso trabalho de pesquisa nos movemos na lógica indicada; no entanto, aqui é importante indicar um caminho diferente, ainda por avaliar em todas as suas implicações, mas que poderá permitir a superação de muitas das questões brevemente descritas. 

Desmanalizar os trabalhos molhados? 

A seguir, procuramos resumir os pontos marcantes de uma discussão em nosso grupo de pesquisa com o objetivo de reduzir os obstáculos para a solução do impasse e também favorecer um rápido relançamento dos investimentos.  

A ideia, nascida inicialmente de um dos escritores também com base em experiências em outros setores, parte da hipótese de liberação do estado de parte da infraestrutura hidrelétrica ou seja, as chamadas obras úmidas (que em vários casos já são de propriedade privada). Essa etapa deve ser prevista em lei estadual e concedida como opção às Regiões detentoras dos bens. A privação do Estado deveria então ser prodrômica à alienação com cessão a particulares, com faculdade de opção a favor do atual gestor e a um preço compatível com o valor histórico reavaliado das obras. De qualquer forma, a autorização para a derivação do recurso hídrico (que não pode ser desapropriado) e as previsões quanto aos métodos relativos (caudal mínimo vital, taxas e sobretaxas, obrigações de investimento, etc.) as Regiões. 

As vantagens desta solução parecem ser as seguintes: 

• A liberação do Estado não traria nenhuma vantagem de mercado, pois nada impediria novas transferências das referidas obras a terceiros pelo novo proprietário. 
• A descontabilização já foi aplicada em alguns setores, como o parque habitacional público, onde se prevê a venda das frações abrangidas pela medida aos cessionários que a solicitem. 
• Foi contornada a questão dos concursos que, apesar de ser a solução preferível em teoria, na prática parece ser inaplicável em toda a Europa nos sectores das redes de energia (ver concursos de gás em Itália que estão substancialmente bloqueados há décadas). 
• É consistente com alguns casos europeus aplicados e funcionais (que estamos investigando) e, em qualquer caso, com uma situação na Europa em que jogadores estrangeiros não tocam na bola. 
• Não prejudicaria os poderes regionais, antes em certo sentido os fortaleceria, definir as modalidades de exercício das obras húmidas perante o novo dono das obras ou quaisquer assuntos por ele delegados (de acordo com a Região). 
• Não violaria os princípios da equidade porque as obras são amplamente depreciadas pelas concessionárias; a eventual falta de recurso ao mercado de venda de obras com mecanismos de concurso seria justificada por força de uma declaração de interesse público dos bens alienáveis ​​(ver SIEG) e de um juízo de idoneidade da concessionária existente. 
• As Regiões passariam a ter duas receitas: a receita pontual da cedência das obras privadas do Estado e a receita continuada das autorizações, cujas durações também poderiam ter horizontes temporais não muito longos e ser suspensas ou revogadas em caso de de incumprimento das disposições. 
• Provavelmente seria possível integrar a atual situação legislativa sem perturbá-la, como se gostaria com as emendas rejeitadas acima mencionadas. 
• Pode ser aceitável por empresas que, contra um desembolso que pode ser significativo, tenham a garantia da disponibilidade das plantas (úmidas e secas) podendo fazer investimentos com mais facilidade. 
• O procedimento de avaliação das obras a comercializar, a partir dos valores amortizados pelas concessionárias, poderá ser muito mais simples do que a delimitação e reconhecimento do estado de consistência das obras húmidas a licitar para a nova concessão. Entre outras coisas, as concessionárias se beneficiariam das obras secas que já possuíam. 

À luz de algumas verificações informais, parece que a Comissão Europeia não pode levantar objeções se não se referirem à questão de uma valorização justa das obras húmidas sujeitas a transferência. 

Em conclusão, a descrita parece ser uma hipótese "revolucionária" para o setor na Itália (mas não no exterior). No entanto, é, em nossa opinião, indubitavelmente merecedor de conhecimentos técnicos e políticos adequados. 

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