A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) já prevê redução em torno de 25% para as tarifas de hidrelétricas, cujas concessões estão terminando em 2015. Com isso, o preço do megawatt-hora (MWh) da energia produzida por essas usinas deverá cair para R$ 70 a R$ 75, uma média atualizada pelo IPCA das tarifas obtidas nos leilões dos três últimos grandes empreendimentos hidrelétricos - Santo Antônio, Jirau e Belo Monte.

Além disso, os reajustes anuais pelo IPCA podem ser substituídos por revisões tarifárias a cada quatro ou cinco anos, em um esforço para desindexar a economia brasileira.

Quem defende essa tese é Edvaldo Alves de Santana, decano na diretoria colegiada da Aneel, ressalvando que não fala em nome da agência. Para o mercado, no entanto, trata-se de uma importante sinalização, dada a afinidade de Santana com a presidente Dilma Rousseff, responsável por sua indicação, quando ainda era ministra da Casa Civil.

Tudo indica que as concessões serão renovadas, mas com redução de tarifas, segundo Santana. Ele afirma que "poucas usinas" ainda não foram totalmente amortizadas. Uma é a hidrelétrica de Xingó, no rio São Francisco, cuja concessão pertence à Chesf. O recado do diretor é claro: empresas como a estatal paulista Cesp, que diz ter R$ 4 bilhões em investimentos não amortizados nas usinas com concessões expirando em 2015, têm pouca chance de sucesso se insistirem nisso. "A Aneel tem informações sobre os ativos de todas as concessões", avisa Santana.

De acordo com ele, o custo contábil das usinas amortizadas é muito pequeno e poderia baixar drasticamente as tarifas. A Federação das Indústrias do Estado de São Paulo (Fiesp) calcula em R$ 91 por MWh o preço médio das 112 hidrelétricas com concessões vencendo em 2015. Elas somam mais de 18 mil MW em capacidade instalada, quase 20% do parque gerador brasileiro.

Para a entidade, caso a amortização dos investimentos seja descontada, a tarifa pode cair para a faixa de R$ 20 por MWh. A Fiesp defende a relicitação das hidrelétricas no final das concessões.

Santana diz que o custo contábil de reservatórios como o de Furnas pode chegar perto de R$ 30 por MWh, ainda acima do valor estimado pela Fiesp, mas acha um erro baixar as tarifas para esse patamar. "Isso pode estimular demais o consumo", afirma. "E não se pode incentivar o consumo de algo que, quando é novo, vai ficar muito mais caro".

Para o diretor, é preciso encontrar a "calibragem" adequada entre o custo muito baixo de operação das usinas já amortizadas e o preço mais alto da geração nova, sem "cair na tentação" de reduzir tanto as tarifas. Por isso, recomenda que se tome como referência o "custo marginal de expansão", jargão técnico para designar o preço da energia nova que precisa ser acrescentada ao sistema para atender à demanda crescente.

No entanto, em vez de levar em consideração o custo de empreendimentos mais caros, Santana sugere ao governo basear-se na média das tarifas obtidas nos leilões de Santo Antônio, Jirau e Belo Monte, que tiveram forte deságio em relação à tarifa máxima na licitação. Com a provável renovação das concessões, o governo pode forçar a queda de tarifas, mas sem provocar desequilíbrios, diz.

Santana destaca ainda a possibilidade de tirar o reajuste anual dos contratos. Desde o primeiro leilão de energia pelo novo modelo do setor elétrico, em 2005, o governo trocou o IGP-M pelo IPCA. A tentativa era minimizar os efeitos de variações fortes da taxa de câmbio nas tarifas das geradoras. "Agora, já estamos maduros o suficiente para aceitar uma atualização das tarifas a cada quatro anos e compartilhar um pouco o risco."