Modelo mantém WACC de 7,31% ao ano, permite adesão parcial em consórcios e projeta impacto relevante nas tarifas de energia elétrica
A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou nesta terça-feira (24) a repactuação do Uso do Bem Público (UBP) das usinas hidrelétricas, em decisão que pode movimentar até R$ 7,8 bilhões. O montante, atualizado a partir do novo modelo de cálculo, será revertido para a modicidade tarifária em estados das regiões amazônica e do Nordeste, com potencial impacto direto nas tarifas de energia elétrica.
A medida cria uma janela de 60 dias para que as usinas manifestem interesse em aderir à antecipação dos valores devidos a título de UBP, encargo pago pelas concessionárias pelo uso do potencial hidráulico, considerado bem da União.
A decisão ocorre em um momento de forte pressão sobre o equilíbrio econômico-financeiro das concessões e sobre as tarifas ao consumidor final, especialmente nas regiões com maior custo estrutural de atendimento.
O que é o UBP e por que a repactuação é estratégica
O Uso do Bem Público (UBP) é uma obrigação contratual das hidrelétricas pela exploração do potencial hidráulico. Ao longo do prazo de concessão, os valores são pagos periodicamente à União. Com a repactuação aprovada, a ANEEL viabiliza a antecipação desses pagamentos, convertendo fluxos futuros em recursos imediatos para aliviar encargos tarifários.
No modelo aprovado, o potencial de arrecadação foi atualizado para R$ 7,8 bilhões. Esses recursos serão destinados à modicidade tarifária, com foco em estados das regiões Norte e Nordeste, onde os custos sistêmicos e as características do atendimento, como sistemas isolados e grandes extensões territoriais, pressionam as tarifas.
Para o setor elétrico, a medida se insere no debate mais amplo sobre reequilíbrio de contratos de geração hidrelétrica e uso de instrumentos regulatórios para mitigar impactos tarifários, sem comprometer a segurança jurídica.
Divergência sobre adesão parcial em consórcios
O relator do processo, diretor Fernando Mosna, acatou pleitos de agentes e permitiu a possibilidade de adesão parcial por integrantes de consórcios de usinas. A proposta introduz maior flexibilidade regulatória, especialmente para empreendimentos estruturados em regime consorciado, realidade comum no parque hidrelétrico brasileiro.
Sobre esse ponto, o diretor-geral Sandoval Feitosa apresentou voto contrário, mas foi superado pela maioria. Os demais pontos da deliberação foram aprovados por unanimidade.
A possibilidade de adesão parcial, no entanto, traz implicações jurídicas e financeiras relevantes. Em caso de adesão parcial, o consorciado que não aderir à antecipação terá que continuar pagando a sua parcela de UBP até o fim da concessão, sendo que os demais terão responsabilidade solidária sobre esses pagamentos em caso de inadimplência.
Na prática, o modelo preserva a obrigação integral perante o poder concedente, ao mesmo tempo em que amplia a liberdade decisória dos sócios de cada empreendimento, um equilíbrio delicado entre flexibilidade e manutenção de garantias.
Taxa de desconto e controvérsia sobre “desconto negativo”
Um dos pontos mais sensíveis da discussão envolveu a metodologia de cálculo e a taxa de desconto (WACC) aplicada na atualização dos valores.
O relator manteve a forma de cálculo e a taxa de desconto (WACC) de 7,31% ao ano no cálculo, conforme recomendação da área técnica, contrariando a proposta de agentes de adoção de uma taxa bruta de 11,08%.
A definição da taxa tem efeito direto sobre o valor presente dos pagamentos antecipados. Uma taxa menor eleva o valor a ser pago na repactuação, enquanto uma taxa maior reduziria o montante exigido das concessionárias.
Agentes apontavam que o modelo poderia levar a um “desconto negativo” (valor a pagar maior do que o original), acarretando em inviabilidade de adesão de algumas concessões. Mosna, no entanto, afirmou que isso só ocorreria em casos pontuais para três usinas.
A manutenção do WACC em 7,31% sinaliza alinhamento da diretoria com a área técnica e reforça a previsibilidade regulatória, ainda que parte dos geradores considere a taxa insuficiente para refletir riscos percebidos no ambiente atual.
Impactos para o setor elétrico e para as tarifas
Do ponto de vista sistêmico, a repactuação do UBP representa uma estratégia de gestão regulatória com duplo efeito: de um lado, antecipa receitas públicas; de outro, cria espaço para reduzir encargos tarifários em regiões estruturalmente mais onerosas.
Para consumidores e distribuidoras das regiões amazônica e do Nordeste, o potencial de até R$ 7,8 bilhões pode significar alívio relevante nas tarifas de energia elétrica, a depender do volume efetivamente aderido pelas usinas.
Para as geradoras hidrelétricas, a decisão exige análise financeira detalhada. A adesão dependerá da avaliação individual de fluxo de caixa, custo de capital e estratégia societária, especialmente nos casos de consórcios com múltiplos perfis de acionistas.
A decisão da ANEEL insere-se em um contexto mais amplo de discussões sobre reequilíbrios contratuais, racionalização de encargos setoriais e busca por modicidade tarifária, temas centrais na agenda do setor elétrico brasileiro em 2026.
