Em um novo capítulo da modernização normativa do setor mineral no Brasil, o governo publicou ontem (14/6), os decretos nº 9.406/2018 e 9.407/2018, por meio dos quais, respectivamente, aprova o novo regulamento para o Código de Mineração que revoga o Decreto 62.934/1968, e regulamenta o repasse da CFEM (Compensação Financeira pela Exploração de Recursos Minerais) a municípios afetados pela atividade de mineração.

Após buscar a modernização da estrutura legal do setor por meio de três medidas provisórias no segundo semestre de 2017, o governo não obteve êxito em aprovar a medida provisória que atualizava o Código de Mineração. Conseguiu apenas criar a Agência Nacional de Mineração (ANM) e ampliar a tributação do setor, fomentando a insegurança nos players do setor.

O Decreto nº 9.407/2018 regulamenta o repasse da CFEM aos municípios (i) gravemente prejudicados pela Lei nº 13.540/2017; e (ii) afetados pela atividade de mineração, definidos como aqueles (a) cortados por minerodutos ou ferrovias que transportem substâncias minerais; (b) que possuem operações portuárias envolvendo tais substâncias; ou (c) onde se localizem pilhas de estéril, barragem de rejeitos ou instalações de beneficiamento. Trata-se de diploma normativo de menor interesse aos agentes privados da indústria de mineração e cuja edição já era prevista na lei mencionada.

Por outro lado, o Decreto nº 9.406/2018 busca conferir certa segurança, dinamismo e modernidade a um dos setores mais relevantes da economia nacional.

O regulamento até então vigente datava de 1968. Diversos governos tentaram atualizá-lo sem sucesso, o que resultou em questionável aumento do regramento por meio de portarias do antigo DNPM ou de pareceres vinculantes de outras autoridades.

Agora, o novo regulamento contém novidades que buscam satisfazer parte das principais reivindicações do setor. Traz também elementos que aproximam a regulamentação brasileira de práticas internacionais.

Nesse sentido, é possível destacar como principais novidades (i) o endurecimento de regras ambientais com a inclusão expressa da obrigação de fechamento de mina e recuperação de áreas degradadas pelos mineradores; (ii) a mudança da contagem de prazo de pesquisa mineral e sua prorrogação em casos de dificuldades na obtenção de licenciamento ambiental ou acesso às respectivas áreas; (iii) a outorga de concessão de lavra como garantia para obtenção de financiamentos; (iv) o incentivo ao aproveitamento econômico de rejeitos e resíduos de mineração; e (v) a sistematização do leilão eletrônico para a disponibilização de áreas que sofreram extinção de direitos minerários anteriormente válidos.

O parágrafo 2º do artigo 5º do Decreto nº 9.406/2018 determina que aquele que exerce a atividade de mineração é responsável pela recuperação ambiental de áreas degradadas. De forte apelo aos ambientalistas, a disposição esclarece um importante aspecto da regulamentação da atividade, mas deverá ainda estar alinhada a uma legislação ambiental esparsa e regionalizada, que demandará clareza e objetividade para alcançar seu propósito.

O decreto demonstra também a determinação da nova agência de atrair para sua esfera a fiscalização e regulação de temática primordialmente ambiental, uma vez que o artigo 5º, parágrafo 3º, lista elementos que poderão compor o fechamento da mina, como a recuperação da área degradada, a desmobilização de instalações, a utilização futura da área e o monitoramento e acompanhamento de sistemas de disposição de rejeitos e estéreis. O plano de fechamento de mina deve obrigatoriamente acompanhar o Plano de Aproveitamento Econômico da mina e, portanto, ser submetido ao crivo e à aprovação da ANM.

A esse respeito, o inciso XVIII do artigo 34 do decreto obriga o titular a “executar e concluir adequadamente, após o término das operações e antes da extinção do título, o plano de fechamento de mina”. Caso a ANM interprete essa norma no sentido de que a obrigação do titular de executar o plano de fechamento nasce apenas com o término das operações de mineração, a agência poderá abster-se de impor medidas como a constituição de fundo de reserva para financiar as atividades de fechamento da mina desde antes do encerramento de suas operações. Tal interpretação, todavia, poderia afastar o Brasil da vanguarda mundial na relação entre mineradores e meio ambiente, segundo a qual o conceito de fechamento de mina é aplicado em todas as etapas do processo, desde o planejamento da abertura até o encerramento das operações.

Ainda nessa seara, o decreto vincula a observância à Política Nacional de Segurança de Barragens às obrigações precípuas do minerador, incluída em rol disposto no artigo 34. Isso demonstra a disposição do legislador de integrar, de forma prática, aspectos ambientais e regulatórios, o que se observa predominantemente em contexto infralegal.

O tema ainda volta a ser tratado nos parágrafos 2º e 3º do artigo 51, os quais garantem que a extinção dos títulos de concessão de lavra, quando do pedido de renúncia pelo minerador, terá sua homologação condicionada à conclusão da execução de plano de fechamento de mina previamente aprovado pela ANM.

A prorrogação da autorização de pesquisa também sofreu alterações. O decreto estabelece, como regra geral, uma única prorrogação do título autorizativo, exceto nos casos em que se verifique impedimento de acesso à área de pesquisa ou por falta de assentimento ou licença do órgão ambiental.

Além de admitir a possibilidade do título autorizativo ser prorrogado por mais de uma vez, o decreto esclareceu que apenas os casos de comprovada dificuldade de acesso à área ou de problemas na obtenção de licença ambiental poderão ser aceitos pela ANM como justificativas para reiterada prorrogação dessa autorização de pesquisa, pontos que compõe antiga reivindicação de players da área e que agregam segurança institucional ao procedimento.

Não menos importante, o decreto estabelece em seu o artigo 9º, parágrafo 7º, que os trabalhos de pesquisa mineral em campo poderão continuar mesmo após o término do prazo da autorização de pesquisa e apresentação do relatório final. O objetivo é converter os recursos medidos em reservas, a serem futuramente aproveitadas na elaboração do plano de aproveitamento econômico.

O parágrafo 9º do mesmo artigo deixa claro que novos dados obtidos no período adicional de pesquisa, após a apresentação do relatório, não poderão ser utilizados para fins de complementação ou retificação do relatório final de pesquisa. Tal esclarecimento visa evitar que titulares utilizem o permissivo como meio de prorrogar indevidamente seus trabalhos de pesquisa.

O artigo 27 do decreto permite expressamente o desenvolvimento e a apresentação de plano e relatório final de pesquisa unificados em caso de autorizações de pesquisa em áreas contíguas e relativas à mesma substância mineral. A novidade permite integrar projetos de maior monta desde o estágio inicial de pesquisa, aumentando a eficiência dos procedimentos tanto do ponto de vista operacional quanto burocrático.

A fase de requerimento de concessão de lavra também teve seus procedimentos detalhados pela redação do novo decreto. Os artigos 30 e 31 determinam que o minerador deverá requerer a concessão de lavra, a ser instruída com as informações elencadas pelo artigo 38 do Código de Mineração, que incluem Plano de Aproveitamento Econômico, indicação de servidões, prova de disponibilidade de fundos, entre outros. A seguir, o requerente terá 60 dias para comprovar a solicitação de licenciamento ambiental ao órgão responsável e para cumprir as exigências formuladas pela ANM. O prazo é prorrogável uma única vez por período, no máximo, equivalente.

O parágrafo 4º do artigo 31 esclarece ainda que o requerente deverá demonstrar à ANM, a cada seis meses a partir da data da solicitação de licenciamento ambiental, que o procedimento está avançando e que o titular adota todas as medidas necessárias para sua obtenção. Caso contrário, o requerimento de lavra poderá ser indeferido.

Outra relevante novidade do Decreto nº 9.406/18 é a previsão expressa da possibilidade de constituição de ônus sobre a concessão de lavra para garantir financiamentos, que está presente no artigos 43 e 44 do instrumento normativo. Embora na prática a constituição de garantias sobre concessões de lavra não seja novidade nas estruturas de financiamento de projetos do setor (ela já é permitida pelo artigo 55 do Código de Mineração), é cedo ainda para saber se a nova redação permitirá o emprego de ferramentas mais modernas de garantia e financiamento, uma vez que o artigo deverá ser regulamentado pela ANM. De qualquer forma, em um contexto de recuperação do preço global de importantes substâncias minerais, o desenvolvimento de estruturas mais eficientes e robustas para mitigar os riscos do setor e atrair financiadores é bem-vindo.

Outras disposições do Decreto nº 9.406/2018 buscam promover a segurança e a eficiência da produção mineral. Dois exemplos estão nos parágrafos 1º a 3º do artigo 10, que, respectivamente, incluem o reaproveitamento econômico do rejeito, estéril e resíduos no conceito de lavra, e incentivam expressamente os empreendimentos a aproveitar esses rejeitos, inclusive prevendo a possibilidade de aditamento da concessão de lavra por meio de processo simplificado. Também está previsto que a temática deverá ser objeto de regulamentação futura pela ANM.

Por fim, uma das mais aguardadas novidades, inserida no artigo 45 do novo decreto, é o leilão eletrônico das áreas em disponibilidade decorrentes de qualquer forma de extinção de direitos minerários, o que pode ser a mais relevante das modernizações da nova regulação. Com essa iniciativa, o governo busca agilizar o acesso às muitas áreas disponíveis no Brasil, ao mesmo tempo que define regras claras para acessá-las e combate a especulação minerária, um dos maiores elementos geradores de insegurança do modelo atual.

O leilão eletrônico de áreas em disponibilidade já era previsto na Medida Provisória nº 790/2017, que reformava o atual Código de Mineração, mas não foi votada pelo Congresso e teve sua eficácia revogada. A expectativa de diversos agentes que atuam no segmento é de que a ferramenta, se bem aplicada, pode liberar rapidamente uma grande quantidade de áreas para a atividade de mineração, além de agilizar o futuro acesso a áreas, uma vez decaído o direito minerário vigente sobre elas.

Tida como uma das joias da proposta anterior, a ferramenta já fora propagandeada em eventos do governo. Resta saber se, na prática, será eficaz em combater a especulação minerária provocada por agentes acostumados a solicitar áreas para pesquisa mineral com o propósito único de garantir seu direito de prioridade e posteriormente vendê-lo para as mineradoras que, de fato, exercerão as atividades.

O Decreto nº 9.406/18 entrará em vigor na data de instalação da ANM, que ainda não foi marcada, excetuando-se as disposições sobre a revogação dos decretos nº 98.812/1990 e 3.358/2000. Estas vigorarão a partir de 10 de dezembro de 2018, 180 dias após a publicação do decreto, que ocorreu no último dia 13 de junho.

Muito embora algumas alterações trazidas pelo Decreto nº 9.406/2018 estejam de acordo com o conteúdo das medidas provisórias convertidas em lei no fim de 2017, especialmente a criação da ANM, cabe refletir sobre a validade de introduzir por meio desse instrumento alguns dos pontos mais relevantes do novo regulamento.

Malograda a Reforma da Previdência, o governo anunciou que priorizará as microrreformas institucionais. Uma delas consiste no novo marco das agências reguladoras, objeto do Projeto de Lei do Senado (PLS) nº 52/2013.

O novo marco foi apresentado em 2013 no Senado, onde já foi aprovado, e hoje aguarda na Câmara dos Deputados parecer conclusivo da Comissão Especial. Do ponto de vista legislativo, o PLS 52/2013 altera várias leis específicas, cada qual referente a uma determinada agência reguladora, além da Lei nº 9.986/2000, que dispõe sobre a gestão de recursos humanos no âmbito desses órgãos. Na essência, o projeto incorpora diretrizes da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE) ao ambiente regulatório nacional, homogeneizando regras sobre governança, gestão e procedimentos aplicáveis às agências reguladoras. Ensaia também disciplina especial sobre conflitos entre autoridades (por exemplo, ao abordar a competência do Cade versus a das agências).

Caso aprovada, a nova lei vai reconfigurar nada menos do que dez agências em nível federal – Aneel, Anatel, ANP, ANTT, Antaq e Anac integram a lista. São órgãos diretamente relacionados à agenda dos investimentos estruturantes do país. Eles não apenas exercem regulação e fiscalização sobre concessões como também decidem sobre as revisões tarifárias e as alterações societárias nos grupos de controle das concessionárias, dando, ainda, opiniões técnicas sobre a viabilidade de novos editais ou a repactuação dos vigentes, em processos complexos como as prorrogações antecipadas nos setores de transportes e logística. As agências reguladoras afetam até mesmo a liquidez e a certeza dos direitos dos usuários. Daí a indiscutível relevância da matéria.

Em tema de governança, o PLS 52/2013 tem preocupações semelhantes às da Lei das Estatais, de 2016. Com o intuito de mitigar o risco de fisiologismo, bem como o de captura política e pelo mercado, os integrantes dos colegiados das agências passam a estar submetidos a exigências e impedimentos até então inéditos. Como exemplo, eles não poderão ter participado de estrutura decisória de partido político ou de trabalho vinculado à organização de campanha eleitoral nos últimos três anos. Pessoas que exerçam cargo em organização sindical também estão proscritas. Igualmente, não podem ser indicados para os colegiados indivíduos que tenham mantido no último ano um dos seguintes vínculos com empresa que explore atividades reguladas pela respectiva agência: (a) participação direta como acionista ou sócio; (b) administrador, gerente ou membro de conselho fiscal; e (c) empregado, ainda que com contrato de trabalho suspenso, inclusive de sua instituição controladora, ou empregado de fundação de previdência de que a empresa ou sua controladora seja patrocinadora ou custeadora.

Embora a indicação dos membros dos colegiados permaneça sob competência do presidente da República, observada a sabatina no Senado, a escolha seria, agora, precedida de processo público de pré-seleção a partir de lista tríplice a ser formulada por comissão de seleção. Uma vez nomeados, os membros do colegiado da agência exerceriam mandato de cinco anos, sem recondução (salvo na hipótese de complementação de mandato anterior inacabado, por período não superior a dois anos). A estabilidade do mandato foi reforçada pelo PLS 52/2013: os membros do colegiado só poderão ser exonerados em caso de condenação judicial transitada em julgado ou em decorrência de processo administrativo disciplinar.

Ponto que mereceria reflexão é o da falta de um início planejado e simultâneo para os mandatos. No modelo projetado, cada membro do colegiado de uma mesma agência reguladora ingressa em momento diferente um do outro, ao sabor da conveniência ou necessidade de preenchimento a conta-gotas dos cargos vagos. Pensam-se os cinco anos apenas como período de estabilidade, e não como ciclo da política regulatória desempenhada pela agência. Não é a melhor prática. A formação de um colegiado sem homogeneidade de pensamento e valores, ao menos inicialmente, acerca das ações regulatórias a serem aplicadas no longo prazo compromete a unidade política e decisória da agência, bem como sua previsibilidade, valores que deveriam importar mais para as empresas reguladas do que a ressonância de seus anseios particulares.

A versão inicial do PLS 52/2013 estabelecia a negociação e celebração de contrato de gestão entre as agências e os ministérios a que estivessem vinculadas, nos termos do § 8º do art. 37 da Constituição. Com o contrato de gestão, as agências passariam a contar, como contrapartida à ampliação de sua autonomia, com um instrumento de desempenho, metas e objetivos, que permitiria sua avaliação objetiva. Essa regra foi substituída pela previsão de plano estratégico e plano anual, aos quais falta, entretanto, o caráter contratual. Apesar de os planos também subsidiarem o controle externo sobre as agências, pairam dúvidas quanto a sua força vinculante e a real efetividade de metas que as agências unilateralmente planificam e estabelecem para si próprias. Diante da tímida experiência das agências em contratos de gestão, em que pese o teor do Decreto nº 2.487/1998, o PLS 52/2013 perdeu a oportunidade de incentivar a celebração desses instrumentos.

Os procedimentos administrativos no âmbito das agências passam a ter regras comuns. Todos os atos normativos editados, por exemplo, deverão ser precedidos de análise de impacto regulatório (AIR), de consulta pública e de audiência pública. Enfatiza-se, de um lado, uma metodologia técnica na formação das decisões e, de outro, transparência e participação social na construção dos atos normativos. Faltou, no entanto, a previsão de parâmetros para edição, por parte de cada agência, de regimentos internos que cuidem da processualidade administrativa de modo mais concreto e sistemático. Seria recomendável, por exemplo, garantir que os administrados recebam prestação regulatória em prazos máximos razoáveis.

No exercício de suas atribuições, caberá às agências, pelo projeto, monitorar e acompanhar as práticas de mercado dos agentes dos setores regulados, a fim de ajudar o Cade a observar o cumprimento da legislação de defesa da concorrência. Também está prevista a colaboração mútua entre agências reguladoras federais e órgãos congêneres em estados e municípios, autorizando-se a delegação interfederativa de atividades não regulatórias mediante convênio de cooperação. O princípio da colaboração entre autoridades é, assim, homenageado, mas de forma incompleta: em matéria de exame das concessões, a interação das agências reguladoras com o Tribunal de Contas da União (TCU), por exemplo, simplesmente é negligenciada.

Passados quase 20 anos do surgimento das agências reguladoras no Brasil, o novo marco tenta conferir maior liberdade de ação regulatória, introduzindo possíveis avanços em termos de autonomia e transparência decisória. Há muito ainda a ser aperfeiçoado, principalmente no que respeita à segurança dos procedimentos, à previsibilidade, ao conflito de competências e à qualidade técnica das decisões regulatórias.

Encaminhado ao Congresso Nacional pelo presidente da República, Michel Temer, em 22 de janeiro, o Projeto de Lei nº 9.463/2018 deve suscitar importantes debates durante sua tramitação nos próximos meses. O texto recomenda a inclusão da Eletrobras (Centrais Elétricas Brasileiras S.A.) no Plano Nacional de Desestatização (PND) e estabelece as regras e condições desse procedimento.

De acordo com a exposição de motivos do PL 9.463/2018, o projeto objetiva: (i) ampliar oportunidades de investimento; (ii) expandir a qualidade da infraestrutura pública; (iii) assegurar a oferta de energia elétrica de forma eficiente e pelo menor preço para a sociedade brasileira; (iv) aperfeiçoar a governança da Eletrobras; (v) valorizar o patrimônio da União, que atualmente encontra-se desvalorizado em bolsa de valores; (vi) valorizar e desenvolver o mercado de capitais brasileiro; e (vii) aumentar a participação direta da sociedade brasileira no capital da Eletrobras.

A Eletrobras detém cerca de 30,7% da capacidade de geração de energia elétrica do Brasil (47 GW instalados em 239 usinas) e 70,3 mil quilômetros de linhas de transmissão (representando 51,7% do total do sistema elétrico nacional). Trata-se da maior holding do setor elétrico da América Latina e da 16ª maior empresa de energia do mundo.

Desestatizar uma empresa desse porte poderá representar desafios significativos, especialmente considerando o ambiente político atual. Para tanto, o PL 9.463/2018 propõe que a desestatização se dê pelo aumento do capital social mediante subscrição pública de ações ordinárias, sem que a União Federal acompanhe essa subscrição. O objetivo é diluir a participação estatal até que ela deixe de ser majoritária (Art. 1º, §1º). Esse aumento de capital poderá ser acompanhado de oferta pública secundária de ações de propriedade da União para assegurar a diluição da participação estatal (Art. 1º, §2º).

Além disso, a promoção da desestatização contará também com autorização legislativa para que a União conceda novas outorgas de concessões de geração de energia elétrica à iniciativa privada pelo prazo de 30 anos (Art. 2º, caput), abrangendo as usinas sob titularidade ou controle, direto ou indireto, da Eletrobras, como as que (i) tenham sido prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783/2013; (ii) sejam alcançadas pelo inciso II do §2º do art. 22 da Lei nº 11.943/2009; ou pelo (iii) §3º do art. 10 da Lei nº 13.182/2015 (Art. 2º, §§1º ao 3º). Essas concessões passarão do regime de quotas para o regime de produção independente de energia e poderão comercializar energia livremente no mercado regulado (com as distribuidoras de energia elétrica, em leilões organizados pela Aneel) ou no mercado livre, realocando-se o risco hidrológico da sociedade para as próprias usinas.

O programa de desestatização está baseado, resumidamente, nas seguintes ações: (i) celebração de novos contratos de concessão de geração de energia elétrica (o que exigirá pagamento pela outorga dos novos contratos de concessão para que a Eletrobras se torne uma empresa privada) (Art.3º, I); (ii) celebração de termos aditivos aos contratos de concessão de transmissão de energia elétrica, visando repactuar valores relacionados ao pagamento da indenização devida por ativos não amortizados ou não indenizados (Art. 3º, II); e (iii) alteração do estatuto social para: (a) criar ação preferencial de classe especial (golden share) de propriedade exclusiva da União, que terá poder de veto nas hipóteses de liquidação, de modificação do objeto, das sedes e da denominação social da Eletrobras e das subsidiárias e de alteração do estatuto social nos temas a seguir; (b) impedir que qualquer acionista ou grupo de acionistas, nacionais ou estrangeiros, possa exercer votos em número superior a 10%; (c) vedar a realização de acordos de acionistas para o exercício de direito de voto, exceto se o bloco detiver menos de 10%; e (d) assegurar à União, detentora da golden share, o direito de indicar membro adicional ao conselho de administração, além indicar membros em decorrência e na proporção da titularidade das ações detidas pela União e pelos demais entes da administração pública (Art. 3º, III e §2º).

O patamar máximo para o exercício de direito ao voto em 10% foi proposto para evitar que a Eletrobras seja negociada a um agente já estabelecido no setor elétrico, concentrando mercado e inibindo a competição. Objetiva-se democratizar o capital da companhia, seguindo o exemplo de outras corporações brasileiras de sucesso.

Além disso, a desestatização estará condicionada ao ingresso de capital em montante mínimo a ser definido pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) (Art. 3º, §4º), ainda pendente.

Demais disposições relevantes envolvem a autorização para criar uma sociedade de economia mista dedicada ao controle da Eletrobras Termonuclear S.A. (Eletronuclear) e à gestão do contrato de Itaipu Binacional (Art. 3º, IV, e Art. 9º), bem como: (i) o desenvolvimento de programa de revitalização dos recursos hídricos da bacia do Rio São Francisco diretamente pela Eletrobras, ou indiretamente pela Companhia Hidrelétrica do São Francisco – Chesf (Art. 3º, V), utilizando-se da valorização decorrente da mudança do regime de quotas para o regime de produção independente de energia em ações que gerem recarga das vazões afluentes e ampliem a flexibilidade operativa dos reservatórios, sem prejudicar o uso prioritário e o uso múltiplo dos recursos hídricos; (ii) a manutenção do Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (Cepel) pelo prazo de quatro anos (Art. 3º, VII); e (iii) a manutenção dos direitos e obrigações relativos (a) à primeira etapa do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa) até a extinção dos contratos, que não poderão ser prorrogados, (b) aos contratos de financiamento que utilizem recursos da Reserva Global de Reversão (RGR) celebrados até 17 de novembro de 2016, e (c) ao Programa Nacional de Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica – Luz para Todos até 31 de dezembro de 2018, atualmente gerido pela Eletrobras, mas de incumbência das distribuidoras de energia elétrica.

Uma vez aprovado o PL 9.463/2018 pelo Congresso Nacional, com sua posterior publicação como lei, caberá ainda à assembleia geral de acionistas da Eletrobras decidir pela adesão ou não aos termos e condições da desestatização previstas em lei, sendo que a União não poderá participar dessa deliberação na qualidade de acionista. Isso porque o PL 9.463/2018 prevê que a União não poderá exercer direito de voto sobre a aceitação dos termos e condições da desestatização da companhia. O objetivo é evitar situação de conflito de interesse quando de sua deliberação no âmbito da assembleia geral de acionistas da Eletrobras.

O atual posicionamento do governo federal diverge do adotado pelo governo da então presidente Dilma Rousseff, quando da aprovação pela União, como acionista da Eletrobras, da adesão da companhia ao regime de quotas para fins de prorrogação de algumas de suas concessões, no âmbito da Lei nº 12.783/2013. Tal fato pode trazer interessante precedente para outras empresas estatais.

O modelo adotado na formulação do PL 9.463/201 reflete claramente uma tentativa do governo brasileiro de conciliar pressões contrárias à desestatização da maior estatal brasileira do setor elétrico. Entendemos que, até ser aprovado pelo Congresso Nacional, o projeto passará por mudanças, que deverão ser acompanhadas atentamente pelos profissionais do setor.

O Decreto nº 9.143/2017, de 23 de agosto, fez modificações substanciais em normas aplicáveis aos leilões do setor elétrico. As novas regras tornaram previsível a sistemática dos leilões de contratação de energia elétrica no ambiente regulado, ao determinar a periodicidade com a qual a Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) deverá promovê-los.

A frequência dos leilões foi vinculada ao tipo de empreendimento envolvido na contratação:

• Leilões de energia nova (anos "A-3", "A-4", "A-5" e "A-6");
• Leilões de energia existente (anos "A", "A-1", "A-2", "A-3", "A-4" e "A-5");
• Leilões para fontes de energia alternativas (anos "A-1", "A-2", "A-3", "A-4" e "A-5" e "A-6");
• Leilões para energia proveniente de projetos de geração indicados por resolução do CNPE (Conselho Nacional de Política Energética) e aprovada pelo presidente da República (anos "A-5", "A-6" ou "A-7"); e
• Leilões para energia nova cuja licitação ocorrerá em conjunto com a dos ativos de transmissão pelos quais a energia será escoada (anos "A-5", "A-6" ou "A-7").

A respeito do item “e” acima, vale ressaltar que a possibilidade de realização simultânea de licitações para geração e transmissão é um pleito antigo do mercado elétrico, tendo em vista que o descasamento entre a edificação das usinas e a construção das instalações de transporte necessárias ao escoamento da energia é corriqueiro no país. O leilão conjunto visa reduzir os gargalos das linhas de transmissão e, assim, contribuir para a eficiência do Sistema Interligado Nacional.

Havendo demanda declarada das distribuidoras, os leilões acontecerão, no mínimo, uma vez por ano, para a compra de energia advinda de empreendimentos existentes, com entrega para o ano subsequente “A-1” e, no mínimo, duas vezes por ano, para a contratação de empreendimentos novos. Os leilões de energia nova serão divididos em “A-3” ou “A-4” e “A-5” ou “A-6”. Caberá ao Ministério de Minas e Energia publicar cronograma com a estimativa para os leilões até 30 de março de cada ano.

O decreto também dá preferência para leilões de energia existente – agora com início de suprimento em um período que vai do mesmo ano do leilão a cinco anos após sua realização – em detrimento dos de energia nova, caso ambos sejam realizados no mesmo ano e com data de início de suprimento também para o mesmo ano. Nessa hipótese, o leilão para empreendimentos existentes deverá ser promovido antes do certame para novos empreendimentos.

O objetivo dessas modificações é dar maior transparência aos certames de geração, incentivando os investidores a entrar ou ampliar a sua participação no mercado de energia brasileiro.

No mesmo decreto, as distribuidoras foram autorizadas a negociar contratos de venda de energia no Ambiente de Contratação Livre (ACL) para consumidores livres e demais agentes do ACL (geradores, comercializadoras e autoprodutores), desde que esses contratos se lastreiem em excesso de energia contratada em leilões.

A ideia é mitigar o problema da sobrecontratação das distribuidoras, cujas posições estão fragilizadas devido aos impactos da volatilidade do cenário político e da retração econômica no consumo de energia interno.

O tratamento dado aos conceitos de “recuperação de mercado” e “exposição involuntária” foi outra forma de refrear a sobrecontratação. Em leilões de energia para empreendimentos existentes, os agentes de distribuição poderão contratar energia equivalente ao montante de reposição e à recuperação do mercado, que é o somatório do montante de reposição não contratado nos cinco anos anteriores ao ano de realização do leilão. Essa alternativa permite que as retrações e recuperações do mercado sejam supridas por empreendimentos existentes, evitando a contratação de novas usinas e, consequentemente, custos adicionais para o consumidor.

As hipóteses de “exposição involuntária” foram incrementadas para estabelecer que a Aneel, ao aferir violações às normas de comercialização de energia, deverá avaliar o “máximo esforço do agente de distribuição” diante de (a) contratação inferior à declaração de necessidade das distribuidoras; (b) alteração de distribuição de cotas ou disponibilidade de energia e potência de Itaipu, PROINFA e Angra 1 e 2; e (c) migração de consumidores livres e especiais para o ACL.

O governo federal regulamentou, por meio do Decreto nº 9.158/2017, de 22 de setembro, a prorrogação fora do regime de cotas das concessões e autorizações de usinas hidrelétricas com capacidade instalada entre 5 MW e 50 MW.

A hipótese estava prevista no artigo 2º da Lei nº 12.783/2013, que provocou à época um grande impacto no setor elétrico, ao instituir o regime de cotas para usinas hidrelétricas regidas pelo regime de concessão de serviço público e outorgadas antes da publicação da Lei das Concessões (Lei nº 8.987/1995). Objeto da conversão da Medida Provisória nº 579/2012, a Lei nº 12.783/2013 foi posteriormente alterada pela Lei nº 13.360/2016.

A renovação das concessões e autorizações regulamentada agora por decreto se aplica aos empreendimentos em operação com capacidade instalada entre 5 MW e 50 MW que ainda não tinham sido prorrogados. Incluíram-se também as outorgas de aproveitamento de potencial hidráulico destinado à autoprodução em operação e que não estão interligadas ao SIN (Sistema Interligado Nacional) – no caso, independentemente da potência da usina.

Especificamente para os autoprodutores, uma vez prorrogada a outorga nas condições do decreto, eventual excedente de energia produzido e não consumido pelas unidades consumidoras do titular da outorga será obrigatoriamente liquidado no mercado de curto prazo ao PLD (Preço de Liquidação de Diferenças).

A prorrogação será concedida por 30 anos e mediante as seguintes condições cumulativas: (i) pagamento pelo UBP (Uso do Bem Público) em parcelas mensais até o final da outorga; (ii) recolhimento da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos; (iii) reversão dos bens vinculados ao final da concessão sem direito à indenização; e (iv) renúncia a eventuais direitos preexistentes que contrariem as disposições da Lei nº 12.783/2013.

O decreto delegou à Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) a responsabilidade por definir o valor a ser pago a título de UBP, estipulando apenas diretrizes amplas a serem observadas, como princípios da razoabilidade e viabilidade técnica e econômica, consideração dos riscos e tipos de exploração distintos, bem como custos com reinvestimento.

Apesar de não ter definido a metodologia a ser aplicada ao valor do UBP, o decreto estipulou os seguintes prazos e procedimentos que já devem ser observados pelos agentes do setor: (a) 60 meses de antecedência da data final do contrato ou ato de outorga para requerer a prorrogação; (b) a Aneel deverá encaminhar ao MME (Ministério de Minas e Energia) sua manifestação quanto à prorrogação, acompanhada do valor definido a título de UBP, com antecedência mínima de 60 dias da data-limite para publicação pelo MME; (c) o MME deverá publicar com antecedência mínima de dois anos do final da outorga a definição sobre a prorrogação; e (d) o titular da outorga deverá ratificar seu interesse para prorrogação da outorga em até 360 dias a partir da publicação pelo MME, mencionada no tópico anterior.

Por fim, quanto aos empreendimentos cujo prazo remanescente da outorga for inferior a 60 meses, o titular deverá protocolar o requerimento de prorrogação em 60 dias da publicação do decreto, independentemente de já ter feito a apresentação em data anterior.

Entre as muitas reformas empreendidas pela nova gestão nacional na área de infraestrutura desde setembro do ano passado – como o programa massivo de desestatização, que deu novo ânimo ao mercado, ou as novas políticas de compartilhamento de garantias do BNDES, que visam dar maior conforto aos bancos comercias – ganha destaque a aprovação da Medida Provisória nº 777/2017, que institui a Taxa de Longo Prazo (TLP) e foi convertida em lei.

A TLP vem para sanar distorções de mercado que, segundo o governo, foram geradas com a Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP) e oneram os cofres públicos. A principal dessas distorções está no fato de que a remuneração do Tesouro Nacional pelo BNDES com os resultados oriundos pela TJLP – com juros muito inferiores àqueles dos títulos públicos federais pelos quais o Tesouro se financia – geraria perdas que ficariam ocultas na dívida pública e que caracterizariam não um mero empréstimo de longo prazo, mas um tipo de subsídio.

Como as operações do BNDES não têm juros atrelados à taxa básica do Banco Central (Selic), ao incidir apenas sobre parte do crédito público na economia, a Selic precisaria ser mais elevada que o natural para alcançar os resultados almejados, compensando a redução da potência da política monetária. Ou seja, as empresas que não tomam crédito do BNDES arcam com juros mais elevados, inclusive desestimulando o financiamento privado, que depende da taxa básica.

A substituição da TJLP, até hoje base da política do BNDES, pela TLP ocorrerá em três etapas:

• Início: Com validade para os contratos firmados a partir de 1º de janeiro de 2018. A TLP será baseada na soma do IPCA e dos juros reais que a TJLP já embute. Será calculado um fator que, multiplicado a esses juros reais, corresponderá aos juros das Notas do Tesouro Nacional Série B (NTN-B) de cinco anos, utilizados pelo governo para financiar sua dívida e balizar a inflação.

• Transição: Continuará como no início, mas o fator de ajuste entre os juros reais da TJLP e os das NTN-B será aumentado progressivamente até 2023, aproximando os juros reais da TLP aos pagos pelo governo em seus títulos.

• Consolidação e futuro: Reajustada gradualmente, a TLP será igualada ao rendimento real total da NTN-B cumulada com a inflação em 2023, extinguindo de vez a diferença entre o que o governo cobra e paga de juros nos novos contratos.

Além de sanar as distorções, o governo federal quer estimular o financiamento privado com os bancos comerciais, trazendo mais transparência na alocação de “subsídios”, ao reduzir eventuais falhas distributivas do crédito para financiamento; promover uma melhoria no mercado de capitais, tornando-o mais competitivo, como veremos adiante; dar maior espaço para organismos multilaterais estrangeiros atuarem como financiadores de projetos de infraestrutura no Brasil, sobretudo em reais, contando com mecanismos eficientes de hedge, entre outros.

O BNDES e o financiamento em infraestrutura têm passado por um processo de reestruturação, orientado pela retirada da instituição de fomento do seu papel centralizador das operações. A ideia é que o BNDES deixe de ter uma atuação isolada e passe a complementar o papel do mercado de capitais, especialmente com o reavivar do instituto das debêntures em infraestrutura.

Com a equiparação dos juros (TLP) ao valor dos papéis públicos federais, o mercado de capitais se tornará mais competitivo com relação ao BNDES, podendo oferecer opções de financiamento de longo prazo mais vantajosas, o que incentivará a participação dos bancos privados comerciais nessas operações. Entende-se assim que o BNDES espera diminuir sua exposição, parcial e gradualmente, ao financiamento da infraestrutura, que passaria então a se sustentar de forma mais independente na atuação de agentes privados, desonerando o Estado, mas garantindo o desenvolvimento da infraestrutura nacional.

Deve-se ressaltar, no entanto, que, no curto prazo, um período de adaptação será necessário, pois o mercado privado talvez não seja capaz de suprir tão imediatamente algum vácuo criado pela menor exposição do BNDES nos investimentos de longo prazo.

Por outro lado, é necessário que o papel do BNDES e suas taxas de juros se adequem à nova realidade nacional e às diretrizes de desestatização e desaparelhamento do Estado, desatando certos nós que ainda o prendem à burocracia estatal em seu sentido mais estrito e que, dependendo do governo de turno, podem direcioná-lo para políticas mais ou menos benéficas ao desenvolvimento da infraestrutura nacional.

Claramente há um trade-off entre os objetivos da TLP e eventuais efeitos de curto prazo. Caberá ao Estado, como é natural, garantir a segurança jurídica (e política) dessa nova taxa de abertura para participação mais efetiva do mercado. A expectativa é que este possa suprir o espaço que deverá se abrir no financiamento de longo prazo em projetos de infraestrutura como resultado dos efeitos da nova lei.