Renovação das concessões do setor elétrico – Uma visão geral

Marcos Chaves Ladeira e José Roberto Oliva Júnior

Renovação das concessões do setor elétrico – Uma visão geral

Poucos temas na história do setor elétrico brasileiro causaram tanta mobilização e apreensão dos agentes quanto a indefinição do Ministério de Minas e Energia (MME) sobre de que forma será tratado o vencimento das concessões do setor. Certo é que, independentemente da escolha governamental de qual linha seguir, a decisão terá impacto em todo o mercado de energia.

Para que o assunto fosse estudado com a profundidade necessária, o MME designou ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE)¹ a criação de um Grupo de Trabalho (GT) com o objetivo precípuo de elaborar estudos, propor condições e sugerir critérios aplicáveis à situação das Centrais de Geração Hidrelétricas amortizadas ou depreciadas², ao qual também foi posteriormente atribuído contemplar as instalações integrantes da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional (SIN) e de distribuição de energia elétrica³.

Como amplamente divulgado na imprensa nos últimos anos, principalmente após a não privatização da Companhia Energética de São Paulo (CESP), haverá entre 2015 e 2017 diversos contratos de concessão de serviço público de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica atingindo o seu termo final. Grande parte desses ativos pertence a empresas estatais federais, principalmente do Sistema Eletrobrás, bem como a empresas sob controle dos Estados da Federação. Dentre as empresas privadas, o problema se restringe à Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (ISA-CTEEP), que tem cerca de 80% de seus ativos de concessão expirando em 2015.

No âmbito da geração, as concessões vincendas atingirão 13 empresas, totalizando 11 mil MW médios de garantia física (GF), o que conforme último Plano Decenal de Energia divulgado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) corresponde a 18% da GF total do país (62,8 mil MW médios). Em relação à transmissão de energia, o vencimento atinge nove empresas, perfazendo 76 mil km de linhas, ou seja, 76% das linhas do sistema brasileiro de transmissão. Por último, o impacto no setor de distribuição é de aproximadamente 33% da demanda do mercado regulado, onde 39 das 64 distribuidoras do Brasil terão seus contratos de concessão chegando ao fim.

Além do impacto direto nas empresas afetadas, que já apresentam dificuldades em realizar empréstimos ou renegociar dívidas de longo prazo, a indecisão sobre a renovação das concessões vem impactando o ambiente de contratação no mercado livre (ACL) e terá também, a partir de 2012, reflexos no ambiente de contratação regulada (ACR). No caso do ACL, a indefinição afeta a disponibilidade de garantia física de longo prazo que, conforme acima mencionado, corresponde a 18% da oferta de geração pós 2015/2017. Essa a razão pela qual a maioria das empresas geradoras que se encontra nessa situação optou, para evitar discussões jurídicas, por não vender energia além do prazo de suas concessões. Porém cumpre ressaltar que algumas assim o fizeram. Em relação ao ACR, devido ao término dos contratos de energia existentes terão de ser recontratados pelas distribuidoras, em 2012, nove GW médios de um total de 17 GW médios a vencerem nos próximos anos, sendo que a maior parte desse volume advém de usinas cujas concessões vencem em 2015.

Com relação aos aspectos jurídicos, conforme mandamento constitucional, cabe à União explorar os serviços e instalações de energia elétrica, bem como o aproveitamento energético dos cursos d’água, diretamente ou por meio de concessão, permissão ou autorização, sempre através de licitação.

O regime de concessão e permissão de prestação de serviços públicos previsto no art. 175 da Constituição foi disciplinado pela lei 8.987/95 (lei das concessões) que, por sua vez, é silente sobre a forma como os referidos serviços poderão ser prestados diretamente pela União.

As normas para outorga e prorrogação para as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia são aquelas previstas na lei 9.074/95. As concessões de geração anteriores a 11 de dezembro de 2003 terão o prazo necessário para amortização de seus investimentos, com a limitação de 35 anos, podendo ser prorrogado por até 20 anos. No que se refere às concessões de distribuição e transmissão, também observarão o prazo necessário à amortização dos investimentos, porém, neste caso, o prazo contratual será de 30 anos, renováveis por igual período. Em ambos os casos a renovação se dará a critério do Poder Concedente, observadas as condições estabelecidas nos contratos.

Isto posto e abstraindo para efeito deste artigo as inúmeras divergências jurídicas sobre o tema, o CNPE começou a estudar as alternativas para o vencimento das concessões, sendo as principais: (i) reversão das concessões e licitação para novas delegações conforme legislação vigente; e (ii) alteração da legislação atual para admitir nova prorrogação, pois não há previsão legal para uma segunda prorrogação das concessões a vencer.

Desta forma, caso a opção governamental seja pelo primeiro modelo, a mesma estará em conformidade com o preconizado pela Carta Magna e pela legislação infraconstitucional em vigor, o que consequentemente constitui a solução de menor risco jurídico ao garantir a isonomia quando da concessão das novas outorgas. Contudo, para a implantação da referida alternativa deve-se levar em conta, entre outros fatores, os seguintes aspectos: (i) se haverá número suficiente de interessados para garantir a concorrência, devido ao grande volume de recursos necessários para obtenção das novas outorgas; (ii) se haverá prazo suficiente para estruturar as licitações; e (iii) qual o critério de aferição e de que forma serão realizados os pagamentos das indenizações pela reversão dos ativos não amortizados.

Por outro lado, se a alternativa escolhida for realizar uma segunda prorrogação das concessões, condicionando a venda de parte da energia ao ACR a preços pré-estabelecidos, deve-se levar em conta que: (i) é extremamente salutar ao mercado perseguir a modicidade tarifária em sentido amplo, ou seja, assegurar tarifas competitivas ao ACR e preços competitivos ao ACL; (ii) cada concessionária tem sua particularidade que deve ser analisada quando da estimativa de tarifa-teto em eventuais leilões no mercado regulado. Portanto, mesmo nos casos de concessionárias já amortizadas, a capacidade de investimentos e a atratividade do negócio para o empreendedor deverão ser mantidas e incluídas no estudo; e (iii) a legislação vigente para as concessões deverá ser modificada de maneira a não suscitar questionamentos jurídicos sobre a forma realizada.

Conforme panorama institucional apresentado no decorrer do presente artigo, a decisão por licitar ou prorrogar as concessões vincendas não é simples e demandará por parte do Poder Concedente uma avaliação sistêmica do mercado de energia elétrica, levando em conta o arcabouço jurídico do setor, os ambientes de contratação livre e regulada, os investimentos realizados e não amortizados pelas concessionárias, a atratividade do negócio e a capacidade de investimento, bem como o risco político associado à opção escolhida.

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¹ O Conselho Nacional de Política Energética – CNPE é o órgão responsável pela formulação da política energética nacional; ligado ao Ministério de Minas e Energia, o CNPE foi instituído pela Lei n° 9.478/97 e regulamentado pelo Decreto n° 3.520/00.

² Conforme Resolução CNPE n° 4, de 15 de maio de 2008.

³ Conforme Resolução CNPE n° 7, de 22 de julho de 2008.

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* Marcos Chaves Ladeira e José Roberto Oliva Júnior são advogados do escritório Pinheiro Neto Advogados

** Este artigo foi redigido meramente para fins de informação e debate, não devendo ser considerado uma opinião legal para qualquer operação ou negócio específico.

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