Após mais de seis anos em discussão, o Projeto de Lei nº 6.407/13 (PL do Gás) foi aprovado pela Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados no dia 23 de outubro. O texto altera dispositivos da Lei nº 11.909/09, que estabelece o marco legal do setor de gás natural no país.

Com a aprovação, o PL do Gás segue agora para análise de outras três comissões da Câmara: as de Desenvolvimento Econômico, Indústria, Comércio e Serviços; Finanças e Tributação; e Constituição e Justiça (a não ser que o processo seja posto no regime de urgência, e o PL siga diretamente para votação pelo plenário). Após a aprovação em definitivo pelas comissões, o projeto será submetido à análise do Senado.

O texto aprovado pela Comissão de Minas e Energia preservou a maior parte do último substitutivo ao projeto, apresentado no mesmo dia da aprovação. Entre as modificações, ressalta-se a exclusão do artigo 45 do substitutivo. O dispositivo previa que a participação da energia de fonte termoelétrica a gás natural nos leilões da Aneel deveria levar em conta o custo e a disponibilidade do combustível comercializado pelas distribuidoras de gás natural. No texto final, a definição dos preços-teto para energia termoelétrica ficaria a cargo da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). De acordo com os deputados, a redação anterior do artigo era contrária à principal motivação do PL do Gás, que é a abertura do mercado.

Entre as principais modificações trazidas pelo PL do Gás, destacam-se:

  • A implementação de um modelo tarifário por entradas e saídas. No marco legal vigente, o transporte de gás natural tem modelos conhecidos como modelo postal ou ponto-a-ponto, nos quais o percurso da molécula desde o ponto de entrada no sistema até o ponto de saída é relevante para fins do contrato de transporte de gás natural. No novo modelo proposto pelo PL do Gás (modelo de entradas e saídas), o fluxo físico da molécula de gás é desvencilhado do seu fluxo contratual. Com esse novo modelo, comum no mercado europeu, a facilidade de comercialização em pontos distantes da rede deve gerar maior liquidez no mercado de gás natural.

  • A aplicação do regime de autorização para o transporte e a estocagem de gás natural. Atualmente, a atividade de transporte de gás natural pode ser exercida por concessão (para novos gasodutos) ou por autorização (para gasodutos existentes ou sendo implementados na época de promulgação da lei). No entanto, pelas dificuldades burocráticas do modelo de concessão, nenhum gasoduto foi construído nem operado por concessão desde a promulgação da lei vigente. No novo marco pretendido, a atividade de transporte de gás não mais será realizada por meio de concessão, apenas por autorizações. Do mesmo modo, a estocagem subterrânea de gás natural passaria a ser exercida no regime de autorizações com uma futura promulgação do PL do Gás.

  • A desverticalização da atividade de transporte de gás natural com outras atividades do setor. A fim de coibir o self dealing e preservar a concorrência no setor, o PL do Gás contém dispositivo que proíbe o transportador de gás natural de praticar diretamente atividades concorrenciais do setor (comercialização, produção, liquefação e importação) ou de ter participação societária direta ou indireta em sociedades que pratiquem essas atividades. A desverticalização de agentes já é realidade no Brasil na regulação do setor elétrico.

  • A criação de áreas de mercado e o reforço do aspecto de organização em rede do transporte de gás. Apesar de não contar mais com a criação de um agente específico para coordenar o transporte de gás em todo o território nacional (similar ao ONS no setor elétrico), como havia sido discutido no âmbito da iniciativa Gás para Crescer, o PL do Gás conta com dispositivos para as áreas de mercado, coordenadas por um gestor da área de mercado. O PL do Gás também conta com mecanismos de autorregulação para operacionalizar a interação entre os agentes do setor e o controle da rede de transportes (como códigos comuns de rede, criados pelos gestores da área de mercado).

  • A ampliação do rol de infraestruturas consideradas essenciais.No marco legal atual, apenas os gasodutos de transporte recebem o tratamento de estruturas essenciais. Isso faz com que seus operadores/proprietários devam conceder acesso a essas instalações para terceiros interessados, por meio do acesso regulado. Apesar de não ter proposto o acesso regulado a outras infraestruturas, o PL do Gás, com base na doutrina das essential facilities (já presente no Brasil em setores como energia elétrica, ferrovias e telecomunicações), prevê o acesso negociado e não discriminatório a outras estruturas do setor (ou seja, gasodutos de escoamento, unidades de processamento, terminais GNL e seus gasodutos integrantes). Essa alteração também busca ampliar a competitividade do setor para impedir a reserva de mercado pelos detentores dessas infraestruturas.

Apesar das mudanças trazidas pelo PL do Gás para a implementação do novo modelo de contratação de capacidade de transporte por entradas e saídas, o artigo 44 do próprio PL garante a preservação do equilíbrio econômico dos contratos vigentes na época de promulgação da nova lei.

A geração distribuída (GD) permite que o consumidor gere a sua própria energia elétrica por meio de fontes renováveis ou cogeração qualificada e, quando possível, forneça o excedente para a rede de distribuição da sua própria localidade. O sistema tem duas modalidades: a microgeração distribuída (com potência instalada menor ou igual a 75 kW) e a minigeração distribuída (com potência instalada superior a 75 kW e menor ou igual a 5 MW) de energia elétrica. Com a possibilidade de nova regulamentação para GD, as inovações esperadas poderão aliar economia financeira, consciência socioambiental e autossustentabilidade.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) regulamenta a geração de energia elétrica na modalidade GD por meio da Resolução Normativa n° 482/2012 (REN 482/2012). Em 2015, a REN 482/2012 foi revisada com o propósito de aumentar a potência limite de 1 MW para 5 MW e criar as modalidades de empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras e geração compartilhada. Desde então, a Aneel já demonstrava interesse em modificar, até o fim deste ano, os termos e as condições que regulam a GD. No último dia 15 de outubro, a agência anunciou a abertura da Consulta Pública nº 25/2019, a fim de receber contribuições à proposta de revisão da REN 482/2012 e abrir discussão com os agentes do setor sobre as regras a serem aplicáveis à micro e minigeração distribuída. Além disso, a Aneel também pretende abrir audiência pública (sessão presencial) para discutir o tema em sua sede em Brasília, com data prevista para o próximo dia 7 de novembro.

Conforme as informações públicas disponibilizadas pela agência, a maior parte (75%) da geração de energia elétrica em sede de GD é local, ou seja, em sistemas instalados em uma única residência, condomínio, comércio ou indústria. Os outros 25% estão alocados na GD remota, isto é, em duas ou mais unidades em locais distintos, pertencentes ao mesmo titular. Nessa última modalidade, destacam-se grandes consumidores que buscam redução de despesas e consciência socioambiental.

O ponto crucial da revisão da REN 482/2012 é o Sistema de Compensação de Energia em GD. Pela regra atual, o abatimento da energia injetada leva em conta não somente a Tarifa de Energia (TE), como também as componentes tarifárias TUSD Fio A e Fio B. Assim, as compensações a empreendimentos de GD que injetam energia no sistema incluem tarifas sobre o fio, e os custos de uso da rede são atualmente rateados pelos demais consumidores que não consomem a energia gerada em sede de GD. Embora os empreendimentos em sede de GD gerem sua própria energia elétrica, a rede de distribuição continua a ser utilizada por eles mesmo assim, ocasionando uma compensação tarifária indevida e onerando todos os outros consumidores que terão de ratear os custos de uso da rede.

Por esse motivo, após discussão pública, chegou-se à seguinte proposta: para a GD local, consumidores existentes e aqueles que protocolarem solicitação de acesso antes da publicação da norma continuam com as regras de compensação atualmente vigentes até o fim de 2030. A partir do ano seguinte, vigorará a compensação somente da componente de energia da TE. Consumidores que protocolarem solicitação de acesso após a publicação da norma não compensarão as componentes tarifárias TUSD Fio B e Fio A, mas somente a componente tarifária da TE quando atingida a potência instalada adicional de 4,7 GW (artigo 7-D da minuta com alterações à REN 482/2012).

Para a GD Remota, os consumidores existentes e os que protocolarem solicitação de acesso completa antes da publicação da norma também continuam submetidos às regras de compensação atualmente vigentes até o fim de 2030. Depois disso, vigora a compensação somente da componente tarifária da TE. Consumidores que protocolarem solicitação de acesso após a publicação da norma compensarão somente a componente tarifária TE Energia (artigo 7-D da minuta com alterações à REN 482/2012).

Quanto à minigeração distribuída, entendeu-se que o minigerador, ao fazer uso da rede para consumir e injetar energia através do mesmo ponto de conexão, deve celebrar Contrato de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD), com inclusão dos valores de MUSD (Montante de Uso do Sistema de Distribuição) contratados para cada posto tarifário e referentes à unidade consumidora, conforme opção da modalidade tarifária e o valor de MUSD contratado referente à central geradora (art. 4º, §4º-B, da minuta com alterações à REN 482/2012).

Embora a medida não signifique o enquadramento regulatório da minigeração como unidade geradora, o resultado será a aplicação da tarifa de geração (TUSDg) ao respectivo MUSD de geração contratado. Nesse ponto é importante destacar que, apesar da aplicação da TUSDg, o consumidor com minigeração continua não fazendo jus aos descontos de fonte incentivadas, previstos na Lei n° 9.427/96.

Pela nova regulamentação, portanto, mesmo compensando toda a energia consumida (por meio da energia injetada ou de créditos de meses passados), o consumidor ainda terá de pagar pelas outras componentes da tarifa, o que, na grande maioria dos casos, pode superar o valor mínimo a ser faturado na unidade consumidora. Desse modo, a minuta com as alterações à REN 482/2012 sugere que a compensação seja limitada à integralidade do consumo no ciclo de faturamento (Artigo 7º-C da minuta com alterações à REN 482/2012).

A ANEEL tem afirmado que os estudos por ela realizados indicariam que, mesmo com a implementação das alterações na REN 482/2012, o retorno do investimento em GD continuaria bastante atrativo, com payback estimado entre quatro e cinco anos. Porém, os agentes do setor não parecem ter a mesma percepção. A expectativa é que as contribuições a serem feitas na Consulta Pública nº 25/2019 sejam levadas em consideração para que as possíveis alterações na minuta da resolução tornem os investimentos em GD atrativos para o mercado.

Criadas pela Lei nº 12.431/11 para promover a participação dos investimentos privados no financiamento do setor de infraestrutura no Brasil, as debêntures de infraestrutura vêm ganhando cada vez mais força desde 2016, com a redução da participação do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) no financiamento de novos projetos e a estabilização das condições macroeconômicas nacionais.

De acordo com informações divulgadas pela Secretaria de Política Econômica do Ministério da Economia, as emissões de debêntures de infraestrutura em 2018 atingiram R$º23,9 bilhões, contra apenas R$º9,1 bilhões em 2017 e R$º4,4 bilhões em 2016.

De maneira geral, o principal atrativo desses instrumentos para os investidores é a incidência de imposto de renda com alíquotas reduzidas sobre os rendimentos auferidos.

Podem se beneficiar da emissão de debêntures de infraestrutura projetos de investimento desenvolvidos nos segmentos de logística e transporte, mobilidade urbana, energia, telecomunicações, radiodifusão, saneamento básico e irrigação, desde que integrem o Programa de Parcerias de Investimentos (PPI) ou sejam considerados prioritários pelo ministério setorial, nos termos do Decreto nº 8.874/16.

Nesse contexto, o governo tem se debruçado sobre possíveis mudanças na atual regulamentação das debêntures de infraestrutura para criar um ambiente ainda mais favorável para os investimentos privados, com especial atenção aos fundos de pensão, fundos de renda fixa e investidores estrangeiros. Para tanto, está em discussão um conjunto de alterações à Lei 12.431 e ao Decreto 8.874 relacionadas aos seguintes temas:

  • possibilidade de emissão de um novo tipo de debêntures de infraestrutura batizado de “série 2”, que não contaria com a isenção do imposto de renda para pessoas físicas, mas ofereceria taxas de rentabilidade mais elevadas aos investidores em geral em contrapartida à possibilidade de o emissor abater dos tributos incidentes sobre seu resultado mais de 100% dos juros a serem pagos aos investidores. Tal alteração tem como objetivo melhorar as perspectivas de retorno para os investidores pessoa jurídica, favorecendo, em especial, a atração dos grandes fundos de pensão, os quais, em regra, têm maior preocupação com o retorno dos investimentos do que com benefícios fiscais relacionados aos resultados dos investimentos;

    isenção do imposto de renda para os rendimentos auferidos por investidores estrangeiros, melhorando a atratividade das debêntures de infraestrutura e fomentando a captação de recursos no exterior para o financiamento do setor de infraestrutura;

    aumento, de 24 para 60 meses, do prazo das despesas passíveis de reembolso com os recursos captados por meio da emissão de debêntures de infraestrutura. Tal mudança tem como propósito assegurar maior flexibilidade para o desenvolvimento dos projetos de infraestrutura, uma vez que, para mitigar parcialmente os riscos do projeto a serem assumidos pelos investidores, é bastante comum a emissão das debêntures de infraestrutura somente depois que os projetos estejam mais avançados e já tenham recebido boa parte do investimento necessário para sua implementação;

    alteração das regras de enquadramento dos fundos de investimento em infraestrutura, que atualmente têm dois anos para compor uma carteira com pelo menos 85% de debêntures de infraestrutura. Como tal prazo pode desestimular o recebimento de novos aportes por tais fundos para evitar possíveis desenquadramentos ao longo do tempo, discute-se a criação de uma média móvel de 6 meses para avaliar a composição dos fundos, assegurando aos gestores maior flexibilidade temporal para cumprir as exigências de composição de carteira definidas pela Lei nº 12.431; e

    mudanças no processo de enquadramento dos projetos de investimento como prioritários nos termos do Decreto nº 8.874. Em síntese, a proposta seria estabelecer um procedimento simplificado para o processo de análise e enquadramento, de forma que, atendidos determinados requisitos de relevância, os projetos não mais precisem passar pelo crivo do ministério responsável, como acontece hoje com os que integram o Programa de Parcerias de Investimentos (PPI).

As alterações apresentadas ainda estão sendo discutidas pelo governo e não foram propriamente objeto de um projeto de lei apresentado ao Congresso Nacional até o momento, mas é inquestionável que estamos diante de um novo capítulo da história do financiamento de projetos de infraestrutura no Brasil. Abordando boa parte das atuais demandas do mercado em relação às debêntures de infraestrutura, as mudanças em discussão poderão viabilizar a criação de melhores condições para que o setor privado assuma posição preponderante como financiador de longo prazo dos projetos de infraestrutura no Brasil.

A Resolução nº 4.751 do Conselho Monetário Nacional (CMN), emitida no dia 26 de setembro, regulamentou a possibilidade de liquidação por meio de resgate e oferta de resgate das debêntures amparadas pela Lei nº 12.431/11, que trata da captação de recursos para projetos de investimento em infraestrutura. Essa hipótese era vedada nos termos do inciso II do parágrafo único do artigo 1º da lei.

A mudança oferece mais segurança para que as empresas emitam esse tipo de valor mobiliário, uma vez que elas poderão gerenciar melhor seu endividamento, sem serem expostas à uma dívida inflexível no mercado de capitais brasileiro.

Para fazer o resgate antecipado previsto na resolução, a companhia emissora deverá cumprir todos os seguintes requisitos:

  • O prazo médio ponderado dos pagamentos transcorrido entre a data de emissão e a data de liquidação das debêntures deve ser superior a quatro anos, calculado nos termos da Resolução CMN nº 3.947/11;

    Haja previsão expressa no Instrumento de Escritura de Emissão sobre a possibilidade de liquidação antecipada das debêntures e sobre os critérios para determinação dos valores a serem pagos aos debenturistas em razão da liquidação;

    A taxa de pré-pagamento seja menor ou igual à soma da taxa do título público federal remunerado pelo mesmo índice da debênture com duration mais próxima à duration da debênture na data de liquidação antecipada, com o spread sobre o título público federal remunerado pelo mesmo índice da debênture com duration mais próxima à duration do título na data de emissão; e

    Haja previsão no Instrumento de Escritura de Emissão de possíveis datas de liquidação antecipada com intervalos não inferiores a seis meses entre elas e a fórmula de cálculo que será utilizada no momento da liquidação.

Os dois últimos requisitos poderão ser desconsiderados caso os debenturistas que representem, no mínimo, 75% das debêntures em circulação aprovem a liquidação. Essa aprovação deverá ser formalizada por meio de deliberação em assembleia de debenturistas ou adesão à oferta de compra feita pela companhia emissora, observadas as normas editadas pela Comissão de Valores Mobiliários (CVM).

A liquidação antecipada deve ser realizada por meio de resgate antecipado total das debêntures da mesma série (de infraestrutura), não sendo permitido o resgate antecipado parcial.

As novas regras se aplicam às debêntures emitidas após a publicação da resolução, que entrou em vigor no próprio dia 26 de setembro.

A Resolução Normativa n° 846/2019 da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), publicada em junho, traz mudanças relevantes para o regime de penalidades do setor elétrico que indicam uma preocupação concreta do governo brasileiro em viabilizar o ingresso do país na OCDE (Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico).

Ao aprovar os procedimentos, parâmetros e critérios para a imposição de penalidades aos agentes do setor de energia elétrica, a REN 846/2019 altera as disposições existentes na REN 063/2004, que dispunha sobre o mesmo tema. Conforme o artigo 49 da nova resolução, os dispositivos nela presentes entrarão em vigor seis meses após a data de sua publicação (18 de dezembro deste ano) – com exceção das regras referentes a parcelamento de débitos, que passaram a valer imediatamente.

A nova resolução é resultado de oito anos de discussão sobre possíveis revisões nos procedimentos e critérios de aplicação de penalidades aos agentes do setor elétrico e segue os princípios da OCDE contidos no documento “Recomendação do Conselho sobre Política Regulatória e Governança”, publicado nesse período.

Uma das inovações do texto são as diretrizes gerais contidas no art. 2°, que prevê a fiscalização para a educação e a orientação dos agentes do setor de energia elétrica. Tal mudança está de acordo com os conceitos da OCDE de regulação responsiva, a fim de que os benefícios econômicos, sociais e ambientais justifiquem os custos imputados aos agentes do sistema.

Da mesma forma, em linha com a terceira recomendação da OCDE, o art. 3° da REN 846/2019 confere um papel de destaque às superintendências de fiscalização no que se refere às competências de monitoramento, controle, prevenção de práticas ilegais e análise de desempenho e de riscos relacionadas à atuação dos agentes setoriais. Além disso, em seu art. 4°, a REN 846/2019 estipula planos de resultados aos agentes para melhoria de desempenho, o que demonstra o novo papel orientador que a Aneel pretende assumir.

Uma Aneel mais orientadora também pode ser identificada nas mudanças previstas no art. 5º da REN 846/19, que adiciona dois novos tipos de penalidades à lista existente na REN 063/2004: (i) a obrigação de fazer e (ii) a obrigação de não fazer, as quais buscam compensar ou corrigir atos que afetem consumidores e usuários, a fim de melhorar os serviços oferecidos pelos empreendimentos e orientar os agentes do setor elétrico a adotar as melhores condutas.

A esse respeito, conforme prescreve o art. 15 da REN 846/2019, a penalidade para as obrigações de fazer ou de não fazer deve: (i) ser compatível com as obrigações relacionadas às competências regulatória e fiscalizatória da Aneel; (ii) estar relacionada com a infração cometida, sendo vedada a determinação de prática ou abstenção de ato que não tenha qualquer relação com a conduta irregular apenada; e (iii) consistir em compensação direta aos consumidores ou usuários ou na adoção de medidas para melhoria do serviço atingido.

Outra inovação relacionada às penalidades está no art. 8º, que divide as infrações sujeitas a multa em cinco grupos – não mais em quatro, como faz a REN 063/2004 – de acordo com o tipo de infração cometida. Conforme o art. 21 da mesma resolução, os percentuais de cálculo variam de 0,125% a 2% da Receita Operacional Líquida (ROL), não mais da receita total da companhia, como prevê a REN 063/2004. Caso o agente infrator atue em mais de um dos segmentos de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica – e a infração possa ser associada a apenas um dos segmentos – a base de cálculo será a daquele no qual foi identificada a infração.

Em recente decisão da diretoria colegiada da Aneel (de relatoria do diretor Rodrigo Limp Nascimento),[1] nota-se que a REN 846/2019 sofrerá alteração em seu art. 21º – especificamente nos parágrafos 8º e 9º e com a inclusão de um 10º parágrafo – por meio da REN 852/2019, a ser publicada.

Essas alterações decorrem de um pleito formulado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que foi acolhido para determinar que a base de cálculo das multas relacionadas à gestão de fundos setoriais sejam os respectivos Custos Administrativos, Financeiros e Tributários (CAFT), e não todo o orçamento anual mais recente da entidade, como está previsto atualmente na REN 846/2019. Assim, uma vez publicada a REN 852/2019, a REN 846/2019 passará a incorporar essas alterações.

Além das mudanças destacadas acima, o art. 38 da REN 846/2019 corrobora os preceitos da OCDE de uma regulação menos punitiva e mais educadora, pois prevê redução de 25% no valor da multa aplicada, caso não seja apresentado recurso pelo infrator e o pagamento seja feito no prazo previsto.

Publicada no momento em que o Brasil pleiteia sua associação à OCDE, a REN 846/2019 é passo importante para a adequação do sistema regulatório brasileiro às recomendações da organização e sinal evidente de que o país está em busca de implantar os níveis mais elevados de regulação no setor elétrico brasileiro. Além de tornar esse segmento ainda mais atraente para investidores nacionais e internacionais, as novas regras também tendem a trazer benefícios sociais, por incentivarem o aprimoramento dos serviços de acordo com as demandas da sociedade, e representam impulso importante para o desenvolvimento contínuo do setor.


[1] Processo: 48500.003095/2009-55, 48500.006118/2009-83, 48500.007207/2009-47, 48500.000857/2008-81 e 48500.004650/2009-66.
http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes_liferay/noticias_area/arquivo.cfm?tipo=PDF&idNoticia=12608&idAreaNoticia=425