Contexto regulatório

Como se sabe, em 10/04/2024, foi publicada a Medida Provisória nº 1.212/2024, C por meio da qual, dentre outras disposições, foi prevista a possibilidade de extensão do prazo legal em 36 meses para o início em operação comercial das centrais de geração incentivadas com vistas à fruição do desconto na TUSD/TUST.

A Medida Provisória em questão já culminou na publicação do Despacho nº 1.498/2024 pela ANEEL, que regulamentou a apresentação da garantia de fiel cumprimento e definiu o termo de adesão e na Portaria Normativa nº 79/GM/MME/2024, que definiu o valor das garantias de fiel cumprimento e o marco de início de obras.

Para saber mais sobre o tema, acesse os informativos disponibilizados em nosso site: (1) Medida Provisória no 1.212/2024:Alterações na matriz de riscos regulatórios em relação à implantação de centrais geradoras subsidiadas pelo desconto na TUSD/TUST; (2) ANEEL regulamenta as disposições da Medida Provisória nº 1.212/2024; (3) Portaria Normativa n° 79/GM/MME/2024: Regulamentação de dispositivos da Medida Provisória n° 1.212/2024.

Rememore-se que, para fazer jus ao adicional de prazo, a referida Medida Provisória estabeleceu uma série de condicionantes, a saber: 

I. Até 10/06/2024 (60 dias após a publicação da MP): os empreendimentos já outorgados e/ou que tenham requerido outorga ainda não emitida podem solicitar à ANEEL a prorrogação do prazo legal para o início de operação de todas as unidades geradoras outorgadas por período adicional de 36 meses, com vistas a manter a fruição do desconto na TUSD/T; 

II. Até 09/07/2024 (90 dias após a publicação da MP): os agentes que solicitaram a prorrogação do prazo para início de operação de suas unidades geradoras, independentemente de fonte geradora, deverão aportar garantia de fiel cumprimento;

III. Até 18 meses, contados da publicação da MP: o agente deverá iniciar as obras do empreendimento, conforme quesitos a serem estabelecidos pelo MME acerca da configuração do início das obras;

IV. Até 45 dias, após a solicitação efetuada pelo agente à ANEEL: a ANEEL deverá firmar Termo de Adesão com os agentes geradores que desejam participar do mecanismo de extensão de prazo de que trata a MP 1.212/2024.

No dia 05/08/2024, foi publicado o Despacho nº 2.269, que aprovou os empreendimentos que se enquadram no regime excepcional da Medida Provisória nº 1.212/2024, uma vez que atenderam aos critérios dispostos nos itens (i), (ii) e (iv).

Para ter direito à extensão do prazo para o início de operação das centrais de geração incentivadas, conforme a Medida Provisória nº 1.212/2024, os agentes que aderiram ao regime excepcional devem cumprir o último requisito, que consiste em comprovar o início das obras do empreendimento.

Pleito da ABEEólica

Em 26/08/2024, a Associação Brasileira de Energia Eólica e Novas Tecnologias – ABEEólica, apresentou pedido à ANEEL para estabelecer tratamento específico para os empreendimentos que aderiram ao mecanismo excepcional da Medida Provisória nº 1.212/2024, de forma que possam postergar os Contratos de Uso do Sistema de Transmissão – CUSTs com um período superior ao de 12 meses atualmente previsto na Resolução Normativa nº 1.069/2023. 

A Associação trouxe em seu pleito que a Resolução Normativa nº 1.069/2023 foi aprovada antes da publicação da Medida Provisória nº 1.212/2024, que permitiu a postergação do cronograma dos empreendimentos em mais 36 meses adicionais fazendo jus ao benefício da TUSD/T. 

Sendo assim, requereu a abertura de Consulta Pública visando a criação de uma regra específica para adequação dos cronogramas dos CUSTs que preencherem os requisitos para extensão do prazo previsto no art. 1º da Medida Provisória nº 1.212/2024, de modo a preencher a lacuna regulatória existente, em que a extensão dos contratos é limitada às situações ordinárias da Resolução Normativa nº 1.069/2023, não abarcando os casos previstos na MP. 

Mecanismo atualmente aplicável à postergação do início da execução dos contratos de uso

Na regulamentação vigente, o Módulo 5 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica estabelece que o início da execução dos CUSTs pode ser postergado uma única vez, por 12 meses, desde que a postergação seja solicitada até o dia 31 de março anterior ao ciclo tarifário no qual o CUST original entraria em execução, sendo vedada também a postergação de contratos que já tenham iniciado sua execução.

Além disso, o regulamento também fixa que essa postergação é onerosa, devendo ser pago um encargo de postergação progressivo, sendo acrescido a cada mês de postergação um montante de 1/12 do EUST mensal calculado para central geradora. Ao fim do período de um ano permitido para postergação, a central geradora terá pagado 6,5 EUSTs (valores normais), sendo este o custo de postergação. Após esse período, a central geradora não pode mais postergar e passa a arcar com os EUSTs mensais de forma integral. Vejamos:

Módulo 5 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica 

4.4.8 As datas de início de execução dos CUST celebrados deverão compreender o período de testes do USUÁRIO e não poderão ser posteriores a 60 meses, para casos de CENTRAIS GERADORAS de fonte hídrica, e 36 meses para as demais fontes, contados a partir da celebração desses contratos.

4.4.9 O prazo de início de execução dos CUST pode ser postergado por uma única vez caso atendam os critérios pertinentes e por até 12 meses mediante o pagamento de encargo mensal associado à postergação da data de início de execução do CUST.

Sendo assim, desde a publicação da Resolução Normativa nº 1.069/2023, verifica-se que o início do CUST independe das datas de operação dispostas no ato de outorga, com a possibilidade de postergação única por até 12 meses mediante o pagamento proporcional dos EUSTs.

No que se refere aos CUSDs, a Resolução Normativa nº 1.000/2021, informa que a Distribuidora poderá postergar as datas dispostas no contrato nas seguintes condições:

Resolução Normativa nº 1.000/2021

Art. 157. No caso de conexão de unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída, central geradora, outra distribuidora, agente exportador e agente importador, a distribuidora deve prorrogar as datas contidas no CUSD nas seguintes situações:  

I – acordo entre as partes, quando não houver impedimento na regulação ou na legislação;

 II – alteração do cronograma de implantação realizada pela ANEEL, caso aplicável; ou

 III – atraso decorrente de circunstâncias caracterizadas como excludente de responsabilidade, desde que comprovada a ausência de responsabilidade do usuário e o nexo de causalidade entre a ocorrência e o atraso. 

IV – a pedido do consumidor titular de unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída, desde que comprovada a evolução do licenciamento ambiental e das obras de implantação e de conexão da microgeração ou minigeração distribuída

Portanto, a Distribuidora, visando adequar-se ao novo prazo previsto no ato autorizativo, pode adotar, se necessário, ações cabíveis na gestão de seus contratos bilaterais com os geradores, podendo adiar eventuais investimentos em reforço da rede ou paralisar obras

Proposta da STD/ANEEL 

A Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica – STD/ANEEL, através do Memorando nº 479/2024-STD/ANEEL, se manifestou, em 04/10/2024, acerca do pleito submetido pela Associação, apresentando alternativa para o tratamento regulatório. 

Na ocasião, a STD/ANEEL esclareceu que “eventual postergação de cronograma de implantação para fins de compatibilização ao prazo para recebimento do desconto tarifário não implica em reconhecimento de excludente de responsabilidade, e, portanto, não deve alcançar contratos privados firmados pelos Agentes. Dentre esses contratos se enquadra o CUST”. 

Assim, no entendimento da Superintendência, o fato da Resolução Normativa nº 1.069/2023 ter sido publicada antes da Medida Provisória nº 1.212/2024 não impacta os conceitos estabelecidos pela norma, uma vez que o objetivo da regulamentação foi estabelecer que não há vinculação entre os cronogramas de outorga e o início de execução dos contratos de uso, sob pena de alocação inadequada de custos aos usuários do sistema de transmissão. 

Entretanto, em atendimento ao pedido de alternativa de tratamento regulatório para a questão trazida pela ABEEólica, a STD/ANEEL propôs o seguinte. 

Tendo como base o atual mecanismo da Resolução Normativa nº 1.069/2023, foi proposto uma adaptação a regra existente, para que a postergação fosse de até 36 meses.

Assim, no caso em que os CUSTs seriam postergados por até 36 meses, as centrais geradoras pagariam um encargo de postergação progressivo com a incorporação, a cada mês, de 1/36 do EUST mensal calculado para a central geradora. Portanto, para uma postergação de 36 meses, a central geradora pagaria 18,5 EUSTs (valores nominais). 

Com base nas regras vigentes, um gerador que demorasse 36 meses para entrar em operação, a partir da sua data de execução do CUST, terminaria por arcar com 6,5 EUSTs, referentes a postergação de 12 meses, acrescido dos 24 meses de EUST ordinário, resultando em um pagamento de 30,5 EUSTs nesse período de 36 meses. 

Com isso, na alternativa apresentada, a STD/ANEEL propôs que caso seja facultada a postergação por mais de 12 meses, o gerador deve arcar também com um encargo de ajuste a partir da entrada em operação comercial da central geradora, visando colocá-lo em situação similar de custos em relação com um gerador ordinário na mesma situação. 

Dessa forma, no caso do exemplo de uma postergação de 36 meses, o gerador afetado pela postergação extraordinária arcaria com 18,5 EUSTs ao longo do período de postergação. Adicionalmente, seria somado um encargo de ajuste na entrada em operação comercial do empreendimento, calculado pela diferença do valor que seria pago pelo mecanismo ordinário da Resolução Normativa nº 1.069/2023 e o encargo associado ao longo dos meses.

No exemplo apresentado, o valor ordinário seria de 30,5 EUSTs, subtraídos os 18,5 EUSTs já pagos pelo mecanismo excepcional proposto, totalizando 12 EUSTs de encargo de ajuste. 

O valor do encargo de ajuste seria pago no mês da entrada em operação comercial do gerador, oportunidade na qual será possível apurar quantos meses foram de fato postergados. 

Ou seja, pela proposta da STD/ANEEL, o valor da postergação previsto na Resolução Normativa nº 1.069/2023 não deixaria de ser pago pelo gerador. O que alteraria seria o momento do pagamento. Enquanto pelas regras vigentes o pagamento seria efetuado no curso do desenvolvimento do projeto, pela alternativa proposta pela área técnica, parte deste valor seria devido apenas após a entrada em operação comercial, instante em que o agente possuirá receitas para fazer frente ao pagamento. 

O fluxograma abaixo detalha o procedimento que está sendo proposto: