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Impactos da lei 13.360/2016 no setor elétrico brasileiro
Convertida na Lei 13.360/2016 ("Lei 13.360"), a Medida Provisória 735/2016 ("MPV") quer ser um meio relevante para implementação de significantes demandas do mercado por mudanças no setor elétrico.
A Lei 13.360, sancionada com 17 vetos[1], altera 12 leis do sistema elétrico. A MPV alterava 5, e o Projeto de Lei de Conversão do Senado 29/2016 ("PLV") alterava 16. Os principais objetivos são (i) reduzir o papel da Eletrobrás no setor com a transferência de competências para a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE (v. quadro abaixo), (ii) dispor sobre as condições mínimas para licitação dos serviços prestados por controladas da União e (iii) disciplinar a transferência do controle de concessionárias do setor elétrico como alternativa à extinção das respectivas concessões.
Além disso, a edição da 13.360 sinaliza a intenção do Governo de proporcionar mais mecanismos alternativos para superar problemas recorrentes do setor. Por exemplo, quando o atraso no início da operação comercial puder ser atribuído a circunstâncias decorrentes de excludentes de responsabilidade, i.e. caso fortuito e força maior, o prazo de outorga de geração ou transmissão poderá ser restituído pela Agência, bem como o prazo da entrega de energia no Ambiente de Contratação Regulado – ACR adiado, ao invés da imposição de multas e outras penalidades.
Dentre as inovações previstas no PLV vetadas pelo Presidente, destacam-se a criação (i) do chamado Plano Nacional de Modernização das Redes de Energia Elétrica – INOVA REDE, tendo dentre seus objetivos a modernização das redes de distribuição, ampliação do uso de carros elétricos e fortalecimento de instrumentos de captação financeira no mercado de capitais; e (ii) de programa de modernização e incentivo a usinas térmicas movidas a carvão mineral para que mantivessem a exploração de minas de má qualidade e baixa eficiência energética.
Por oportuno, de modo a fornecer um panorama geral das alterações promovidas pela Lei 13.360 na legislação do setor elétrico, a seguir incluímos um breve quadro-resumo.
Lei 5.655/1971 Retira competências para o recebimento da quota anual de reversão e correção mensal da RGR da Eletrobrás e passa para CCEE, e o poder concedente passa a definir destinação da RGR.
Lei 7.990/1989 A isenção do pagamento de compensação financeira passa a não ser aplicável às concessões e autorizações de geração de energia hidrelétrica com potência entre 5MW e 50MW prorrogadas a título oneroso, nos termos do art. 2º da Lei 12.783/2013.
Lei 9.074/1995[2] As concessionárias de distribuição passam a poder negociar contratos de compra e venda de energia com consumidores livres (com carga igual ou maior que 10.000 kW, atendidos em tensão igual ou superior a 69 kV ou novos consumidores com carga seja igual ou maior que 3.000 kW, atendidos em qualquer tensão), desde que lastreados no excesso de energia contratada para atendimento à totalidade do mercado.
Incluída a possibilidade de que concessionário, permissionário e autorizado de serviços e instalações de energia elétrica apresentem plano de transferência de controle como alternativa à extinção da outorga.
Limites mínimos para licitação de aproveitamento de potenciais hidráulicos e a implantação de usinas termelétricas foram elevados, bem como limite mínimo para dispensa de concessão, permissão ou autorização (de 3MW para 5MW).
A partir de 1.1.2019, consumidores existentes em 7.7.1995 com carga igual ou maior que 3.000 kW, atendidos em tensão inferior a 69 kV poderão passar a ser consumidores livres.
Lei 9.427/1996 ANEEL passa a ser competente para estabelecer tarifas para o suprimento de Cooperativas de Eletrificação Rural enquadradas como permissionárias, cujos mercados próprios sejam inferiores a 700 GWh/ano (limite anterior era 500 GWh/ano), bem como para definir o valor de subvenção às cooperativas para compensar o impacto tarifário da reduzida densidade de carga do mercado de cooperativas.
Limites mínimos para autorização do Poder Concedente para o aproveitamento de potenciais hidráulicos foram elevados. Concomitantemente, os descontos da TUST e TUSD passam a ser aplicáveis aos empreendimentos com potência igual ou superior a 5MW (antes 3MW), bem como inclui aqueles provenientes de resíduos sólidos urbanos e rurais.
O desconto de TUST e TUSD não serão aplicados aos empreendimentos com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada que tiverem suas outorgas de autorização prorrogadas.
Lei 9.491/1997[3] As licitações para desestatização poderão prever inversão de fases (julgamento das propostas e subsequentemente análise dos documentos de habilitação).
Lei 9.648/1998 Passa a ser atividade do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS a previsão de carga e planejamento da operação do Sistema Isolado – SISOL a partir de 1.5.2017.
A compensação financeira pela utilização de recursos hídricos passa a ser de 7%, sendo distribuído 6,25% aos Estados, Distrito Federal, Municípios.
Lei 10.438/2004 Deixa de ser objetivo da CDE a provisão de recursos para (i) amortização de operações financeiras vinculados à indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de modicidade tarifária; e (ii) compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões de geração de energia elétrica.
Passa a fazer parte do escopo da CDE a (i) compensação pelos descontos aplicados nas tarifas de transmissão, (ii) provisão de recursos para o pagamento dos valores relativos à administração e movimentação da CDE, CCC e RGR pela CCEE; e (iii) compensação do impacto tarifário da reduzida densidade de carga do mercado de cooperativas de eletrificação rural.
Artigo 16 deixa claro que a exploração do serviço público estadual de gás canalizado não é extensiva aos agentes autorizados de geração de energia elétrica.
Lei 10.848/2004 As regras de comercialização deverão prever o pagamento de encargo para cobertura dos custos dos serviços do sistema prestados aos usuários do SIN, dentre os quais (i) geração despachada por certas restrições; (ii) reserva de potência cooperativa; e (iii) reserva de capacidade.
A contratação de CCEAR deve observar o seguinte: (i) para entrega de energia proveniente de empreendimentos existentes: início de entrega no mesmo ano ou até o 5º ano da licitação (antes 2º); e (ii) para novos empreendimentos: início de entrega a partir do 3º e até o 5º ano da licitação (antes 7º).
Poderão participar das licitações, para expansão da oferta de energia, os empreendimentos de geração com outorga de concessão licitada ou de autorização e que ainda não tenham entrado em operação comercial (antes que não tenham entrado em operação comercial em até um ano antes da data de realização da licitação) ou tenha entrado nos 2 anos anteriores à realização da licitação (novo).
Lei 12.111/2009 De 1.1.2021 a 31.12.2029, à valoração da quantidade correspondente de energia elétrica pelo custo médio da potência e energia comercializadas no ACR do SIN será acrescentado, gradativa e anualmente, 1/15 dos encargos setoriais (antes 1/10 até 31.12.2034).
A partir de 1.1.2030 a valoração supramencionada incluirá todos os encargos setoriais (antes 1.1.2035).
Lei 12.783/2013[4] As concessões e autorizações de geração de energia hidrelétrica com potência entre 5MW e 50MW poderão ser prorrogadas por até 30 anos. A prorrogação será a título oneroso: (i) pagamento pelo uso de bem público; e (ii) recolhimento da compensação financeira pela utilização de recursos hídricos – CFURH.
A União pode licitar, podendo deslocar temporalmente as obrigações do contrato, de modo a compatibilizá-lo com a data de assunção pelo novo controlador:
(a) As concessões de suas controladas (direta e indiretamente) e não prorrogadas pela Lei 12.783/2013 associada à transferência de controle do concessionário, permanecendo a Eletrobras como garantidora de contratos de energia e gás natural.[5]
(b) Mediante autorização do controlador, contrato de concessão de prestador de serviço controlada por Estado, Distrito Federal ou Município desde que: (i) a licitação seja realizada até 28.2.2018; e (ii) a transferência de controle seja realizada até 30.6.2018.
Lei 13.203/2015[6] Prazo para que a ANEEL estabelecer a valoração e as condições de pagamento pelos participantes do MRE do custo do deslocamento de geração hidrelétrica passa a ser 2017.
Lei 13.334/2016 Inclui o Ministro de Minas e Energia dentre os membros do Conselho do Programa de Parcerias de Investimentos da Presidência da República – CPPI.
[1] Dentre os vetos mais relevantes, destacamos aqueles às alterações sugeridas às Leis 11.488/2007, 12.767/2012 e 13.169/2015 que previam o seguinte:
Lei 11.488/2007: o benefício do Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura – REIDI poderia ser usufruído em aquisições e importações realizadas no período de 10 anos contados da habilitação do titular do projeto. Prazo anterior era de 5 anos.
Lei 12.767/2012: seria incluída permissão para que o Poder Concedente, como alternativa à extinção da concessão de transmissão de energia elétrica, cujo contrato tenha sido celebrado até 31.12.2015 e ainda não tenha entrado em operação comercial, realizar licitação para alienação do controle societário ou da integralidade das participações no capital social da concessionária, inclusive modificando condições contratuais para compatibilização com aquelas do momento da licitação.
Lei 13.169/2015: estendia aos empreendimentos com múltiplas unidades consumidoras titulares do sistema de microgeração ou minigeração o benefício de 'redução a zero das alíquotas da Contribuição para o PIS/Pasep e da COFINS incidentes sobre a energia elétrica ativa fornecida pela distribuidora à unidade consumidora, na quantidade correspondente à soma da energia elétrica ativa injetada na rede de distribuição pela mesma unidade consumidora com os créditos de energia ativa originados na própria unidade consumidora no mesmo mês, em meses anteriores ou em outra unidade consumidora do mesmo titular, nos termos do Sistema de Compensação de Energia Elétrica para microgeração e minigeração distribuída'.
2 Vetada a possibilidade de que os concessionários e autorizatários de geração com ativos de geração licitados ou autorizados, em 60 dias da publicação da Lei requeressem a rescisão de seu contrato ou outorga, sendo-lhes assegurado: (i) liberação ou restituição de 70% da garantia de fiel cumprimento; (ii) rescisão dos CER e CCEAR, mediante multa de 20%; (iii) não pagamento pelo UPB; e (iv) ressarcimento de estudos que sejam reaproveitados.
3 Vetada a obrigação de que os recursos oriundos das desestatizações quitassem dívidas vencidas e vincendas das empresas públicas da União. Além disso, vetado que por 24 meses o titular dos recursos não poderia contratar refinanciamento ou postergação de dívida já contraído, bem como que a União não poderia conceder garantias em operações internas ou externas do titular dos recursos oriundos da desestatização.
4 Vetada obrigação de que o novo controlador mantivesse, por no mínimo 2 anos, pelo menos 90% do número total de empregados existentes na concessionária quando da publicação do edital, 70% dos quais deveriam ser empregados do quadro atual.
5 Vetada a possibilidade de que o contratado renunciasse à manutenção das garantias.
6 Vetada a possibilidade de a ANEEL analisar e estabelecer 'flexibilizações' de metas e ajustes de procedimentos regulatórios, bem como fixar prazos para correções de transgressões por agentes do setor (além ou apesar daqueles já previstos na regulamentação).