Tribunal de Contas da União TCU - DESESTATIZAÇÃO (DES): XXXXX - Inteiro Teor

Adoto como relatório a instrução da Secretaria de Fiscalização de Infraestrutura de Energia Elétrica - SeinfraElétrica (peça 69) , que contou com a anuência do corpo dirigente da unidade (peças 70 e 71) :

"INTRODUÇÃO

Trata-se de acompanhamento da nova outorga de concessão de geração de energia elétrica das usinas associadas ao Contrato de Concessão 25/2000, em face dos artigos 26, 27, 28 e 30 da Lei 9.074/1995, regulamentados pelo Decreto 9.271/2018, e da iminente alienação do controle societário da atual concessionária da usina, a Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT) .

A CEEE-GT é controlada pelo Estado do Rio Grande do Sul. Já o Contrato de Concessão 25/2000 alcança a exploração dos potenciais de energia hidráulica associados a quatorze centrais geradoras e suas instalações de interesse restrito, a saber: (i) Usinas Hidrelétricas (UHEs) Bugres, Canastra, Itaúba, Jacuí e Passo Real; (ii) Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) Capigui, Ernestina, Forquilha, Guarita, Herval, Ijuzinho, Passo do Inferno, Santa Rosa; e (ii) a Central Geradora Hidrelétrica (CGH) Toca (peça 47) .

As contratações para a outorga de concessão da exploração de aproveitamento energético são regidas também pelo artigo 175 da Constituição Federal de 1988 e pela legislação setorial específica, especialmente pelas Leis 8.987/1995, 9.074/1995, 9.427/1996 e 10.848/2004.

No âmbito do Tribunal de Contas da União (TCU) , a matéria está disciplinada pela Instrução Normativa 81/2018, que dispõe sobre a fiscalização dos processos de desestatização, por meio de análise da documentação remetida pelo Poder Concedente.

HISTÓRICO

Originalmente, o Decreto-Lei Estadual 328/1943 instituiu a Comissão Estadual de Energia Elétrica (CEEE) , para, sob a subordinação da Secretaria de Estado dos Negócios das Obras Públicas, prever e sistematizar, em plano geral, para todo o Estado do Rio Grande do Sul, o aproveitamento de seus potenciais hidráulicos em conexão com suas reservas carboníferas.

Por meio da Lei Estadual 4.136/1961, a então comissão foi transformada em sociedade de economia mista, sob o controle societário do Estado do Rio Grande do Sul, com a designação de Companhia Estadual de Energia Elétrica, mantendo-se a sigla CEEE.

No ano de 1997, a atividade de distribuição de energia elétrica da CCEE foi dividida em três empresas, sendo duas privatizadas (RGE e AES Sul) e restando à estatal apenas a área da região metropolitana de Porto Alegre e o litoral gaúcho. Na mesma época, as usinas termelétricas da companhia foram transferidas para o governo federal, formando a Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica (CGTEE) (disponível em https://www.ceee.com.br/a-ceee/historia. Acesso em 5/3/2021) .

Com a desverticalização do setor elétrico instituída pela Lei 10.848/2004, a companhia foi reestruturada no ano de 2006, com a criação da Companhia Estadual de Energia Elétrica Participações (CEEE-Par) , holding do Grupo CEEE, e a segregação das atividades da empresa nas controladas Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT) e Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica (CEEE-D) (disponível em https://www.ceee.com.br/a-ceee/historia. Acesso em 5/3/2021) .

No que diz respeito à possibilidade de privatização das empresas do Grupo CEEE, a Constituição do Estado do Rio Grande do Sul (RS) exigia, por meio do art. 22, § 4º, consulta plebiscitária favorável para tanto. No entanto, com a vigência da Emenda Constitucional 77/2019, o referido dispositivo foi revogado e a Lei Estadual 15.298/2019 foi publicada, autorizando o feito.

Em 2/1/2020, o Governo do Estado do Rio Grande do Sul encaminhou ao Ministério de Minas e Energia (MME) o Ofício GAB/SEMA 3/2020 (peça 2) informando sobre a contratação do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) , com o objetivo de estruturar os projetos de desestatização das empresas do Grupo CCEE e solicitando nova outorga pelo prazo de trinta anos para as usinas do Contrato de Concessão 25/2000, conforme previsão do art. 1º, § 2º, inciso II, do Decreto 9.271/2018.

Em 7/12/2020, foi publicada a Portaria Interministerial MME/ME 1/2020 (peça 45) , que estabeleceu o valor mínimo e a forma de pagamento da outorga de concessão de geração de energia elétrica a ser concedida à CEEE-GT, a qual foi complementada pela Portaria MME 437/2020 (peça 46) .

Sendo assim, em atendimento à IN-TCU 81/2018, que dispõe sobre a fiscalização dos processos de desestatização, o MME encaminhou, em 15/12/2020, o Ofício 418/2020/SE-MME, com as informações iniciais que subsidiaram a publicação das referidas portarias (peça 1) .

Tendo em vista a incompletude das informações encaminhadas, em 29/12/2020, foi encaminhada a diligência objeto do Ofício 237/2020-TCU/SeinfraElétrica (peça 12) , solicitando"especificação do atendimento (ou justificativa para sua ausência) , por meio da documentação já encaminhada ao TCU em anexo ao Ofício 418/2020/SE-MME, para cada um dos itens previstos no caput e nos incisos do art. 3º da IN-TCU 81/2018".

Em resposta, o MME fez constar dos autos a Nota Informativa 3/2021/ASSEC, de 22/1/2021 (peça 18) , em que correlacionou a documentação apresentada por meio do Ofício 418/2020/SE-MME a cada um dos incisos do art. 3º da IN-TCU 81/2018, apresentou novas informações, requeridas pelo normativo, e justificou a ausência de outras.

No entanto, tendo em vista ainda restarem ausentes informações essenciais para o prosseguimento dos autos, sobretudo no que diz respeito à minuta do novo contrato de concessão, com a consolidação dos resultados decorrentes da consulta pública realizada pela Aneel (Consulta Pública 39/2020), esta Unidade Técnica informou ao MME, em 8/2/2021, com fundamento no art. 9º, § 2º, da IN-TCU 81/2020, que o prazo para análise do acompanhamento somente teria início após o recebimento da aludida documentação (peças 32 a 35) .

Por fim, em 19/2/2021, por meio do Ofício 50/2021/SE-MME (peça 38) , o MME informou que a minuta do novo contrato de concessão foi aprovada por meio do Despacho Aneel 402/2021 e a anexou ao expediente, dando início ao prazo normativo de setenta e cinco dias para a instrução de mérito desta unidade técnica, estabelecido no art. 9º da IN-TCU 81/2018.

EXAME TÉCNICO

Tendo em vista a documentação exigida pelo art. 3º da IN-TCU 81/2018 e as particularidades que envolvem a hipótese de outorga de nova concessão prevista na Lei 9.074/1995, artigos 26, 27, 28 e 30, o Poder Concedente apresentou as informações constantes da Nota Informativa 3/2021/ASSEC (peça 18) e, posteriormente, a minuta do contrato de concessão aprovada pela Aneel (peça 40) , considerando-se atendidas as exigências impostas pela referida instrução normativa.

Contudo, no que diz respeito à exigência da documentação relativa à minuta de instrumento convocatório, há que se ressaltar as particularidades do caso concreto, envolvendo a possibilidade de nova outorga associada a um processo de desestatização de empresa controlada por ente federativo distinto da União.

Dentro da esfera de competência federal, foi juntado aos autos apenas um futuro anexo dessa minuta editalícia, relativa à minuta do novo contrato de concessão elaborada pela Aneel após as contribuições dos interessados realizadas na Consulta Pública 39/2020 (peça 40) .

Como consignado no art. 27, caput, da Lei 9.074/1995, o procedimento licitatório a ser realizado refere-se à privatização de concessionária atualmente sob o controle do estado do Rio Grande do Sul (CEEE-GT) , de competência desse ente federado estadual, o que autoriza, na área de competência da União, a outorga de nova concessão ou a prorrogação de concessões existentes.

Ocorre que, naturalmente, a minuta do novo contrato de concessão elaborada pela Aneel (peça 40) não esgota todas as matérias que devem constar no edital do certame, que é de competência estadual, havendo referências vinculativas a cláusulas essenciais do futuro edital de privatização em elaboração pelo estado-membro, mas que, por serem diretamente ligadas à nova concessão a ser outorgada, seriam de competência privativa da União, a saber:

a) Cláusula Quarta, Subcláusula Primeira, inciso I - vinculação a exigências, de uma forma geral, previstas no edital (peça 40, p. 5) ;

b) Cláusula Quarta, Subcláusula Primeira, inciso VII - condições de habilitação e qualificação da concessionária, a serem mantidas durante toda a execução contratual (peça 40, p. 6) ;

c) Cláusula Quarta, Subcláusula Décima Primeira, inciso I - penalidades previstas no edital no caso de não pagamento do valor da outorga da nova concessão (peça 40, p. 10) ;

d) Cláusula Quinta, Subcláusula Quarta, inciso III, itens i e ii - requisitos de regularidade jurídica e fiscal previstos no edital (peça 40, 12) ; e

e) Cláusula Quinta, Subclaúsula Sexta - condições de habilitação e qualificação da concessionária, a serem mantidas no caso de transferência de controle societário (peça 40, p. 12-13) .

Ou seja, considerando as aludidas referências, que não exaurem por completo o delineamento das condições contratuais propostas pelo Poder Concedente porque dependem da publicação do edital de privatização - o qual, repisa-se, é de competência estadual - vislumbra-se o risco de insucesso do procedimento de outorga, com a consequente frustração do processo de privatização, caso o instrumento convocatório não reflita as condições a serem pactuadas em comum acordo com os interesses e critérios existentes em âmbito federal.

Ressaltam-se as seguintes exigências legais aos editais de licitação em geral, definidos na Lei de Licitações (Lei 8.666/1993) e na Lei de Concessoes (Lei 8.987/1995):

Lei 8.666/1993

Art. 55. São cláusulas necessárias em todo contrato as que estabeleçam:

[...]

VI - as garantias oferecidas para assegurar sua plena execução, quando exigidas;

[...]

XIII - a obrigação do contratado de manter, durante toda a execução do contrato, em compatibilidade com as obrigações por ele assumidas, todas as condições de habilitação e qualificação exigidas na licitação.

Lei 8.987/1995

Art. 18. O edital de licitação será elaborado pelo poder concedente, observados, no que couber, os critérios e as normas gerais da legislação própria sobre licitações e contratos e conterá, especialmente:

[...]

V - os critérios e a relação dos documentos exigidos para a aferição da capacidade técnica, da idoneidade financeira e da regularidade jurídica e fiscal;

Nesse sentido, tendo em vista o risco de frustração do negócio a ser celebrado em razão das lacunas identificadas, afigura-se pertinente que o MME, no papel de representante do poder concedente, e a Aneel, como partícipe ativa do processo, orientem as instâncias administrativas competentes do Estado do Rio Grande do Sul para que façam constar do edital de privatização da CEEE-GT todas as cláusulas necessárias previstas na legislação e referenciadas na minuta do novo contrato de concessão, em especial as constantes dos arts. 55, incisos VI e XIII, da Lei 8.666/1993 e art. 18, caput, e inciso V da Lei 8.987/1995, as quais devem estar em conformidade com os normativos federais que regulam as concessões de serviço público.

É o caso, por exemplo, da Resolução Normativa Aneel 484/2012, que, embora não veicule matéria a ser diretamente observada na elaboração de editais de licitação, define os requisitos de capacidade técnica e econômico-financeira a serem cumpridos para fins de anuência à transferência de controle societário, como é o caso da privatização da CEEE-GT.

Isto posto, considerando a completude do objeto em apreço - nova outorga de concessão de geração de energia elétrica das usinas associadas ao Contrato de Concessão 25/2000, já caracterizada nesta instrução - definiu-se inicialmente, em conformidade com o art. 9º, § 6º, da IN-TCU 81/2018, o escopo de análise para o exame efetuado sobre as informações encaminhadas, como se expõe a seguir.

Escopo de análise

A definição do escopo de análise desta Unidade Técnica sobre a nova outorga das usinas da CEEE-GT partiu de uma avaliação de risco, materialidade e relevância, na qual se concluiu pelo exame dos seguintes aspectos do objeto fiscalizado:

f) a necessidade de elaboração de estudos para a definição do aproveitamento ótimo das usinas, tendo em vista serem ativos de longa data com potencial otimização operacional, bem como a eficiência da solução dada pelo Poder Concedente - à luz do caso da UHE Porto Primavera, outorgada à Companhia Energética de São Paulo (CESP) concomitantemente à privatização da empresa, no ano de 2018, em que se exigiu da nova controladora a elaboração desses estudos; e

g) os dados e premissas considerados na modelagem econômico-financeira para o cálculo do valor mínimo de outorga da nova concessão.

Além disso, ainda que fora do escopo estabelecido inicialmente, identificou-se ponto específico que merece tratamento, relacionado à inclusão das PCHs Capigui, Ernestina, Forquilha, Guarita, Herval, Ijuzinho, Passo do Inferno e Santa Rosa na minuta do novo contrato de concessão.

Tais exames constam de tópicos específicos desta instrução, apresentados na sequência.

Características gerais das usinas associadas ao Contrato de Concessão 25/2000, atualmente vigente

O Contrato de Concessão 25/2000 foi celebrado em 5/4/2000, com o objetivo de regular a exploração dos potenciais de energia hidráulica associados a quatorze centrais geradoras e suas instalações de interesse restrito, a saber: (i) UHEs Bugres, Canastra, Itaúba, Jacuí e Passo Real; (ii) PCHs Capigui, Ernestina, Forquilha, Guarita, Herval, Ijuzinho, Passo do Inferno, Santa Rosa; e (iii) a CGH Toca (peça 47) .

De acordo com o instrumento, os preços aplicáveis na comercialização da energia elétrica gerada pelas referidas usinas eram livremente negociados pela concessionária (CEEE-GT) com os compradores e os termos finais das concessões variavam de 7/7/2015 a 30/12/2021 (peça 47, p. 3) .

Em 29/2/2012, foi assinado o Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão 25/2000, para modificar a capacidade instalada associada à UHE Itaúba, que passou de 512,4 MW, para 500,4 MW (peça 48) .

O Segundo Termo Aditivo foi assinado em 4/12/2012, com o objetivo de alterar o regime de exploração das usinas em questão para o regime de Cotas de Garantia Física (CGF) , à exceção da UHE Itaúba e da CGH Toca. Com a alteração, as usinas sob o novo regime passaram a ser remuneradas pela Receita Anual de Geração (RAG) , regulada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) , e os termos finais das concessões alteradas passaram para 31/12/2042, mantendo-se inalterados os prazos de vigência para os demais aproveitamentos: UHE Itaúba em 30/12/2021, e CGH Toca em 7/7/2015 (peça 49) .

Ainda foram assinados mais três termos aditivos ao Contrato de Concessão 25/2000, sendo os dois primeiros para alterar as características das instalações de interesse restrito associadas à UHE Bugres, e o terceiro para incluir dispositivo prevendo, no processo de revisão da receita associada às usinas sob o regime de cotas da garantia física (CGF) , a possibilidade de realização de ajustes e compensações de erros ou inconsistências eventualmente identificados no cálculo da parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis ainda não amortizados, não depreciados ou não indenizados pelo Poder Concedente (peças 50) .

A Tabela 1, a seguir, sintetiza as principais características dos empreendimentos concedidos.

Tabela 1 - Informações básicas relativas às usinas objeto do Contrato de Concessão 25/2000

Usina	Rio	Município	Termo final da concessão	Potência instalada (MW)
UHE Bugres	Santa Cruz	Canela/RS	31/12/2042	19,2
UHE Canastra	Santa Cruz	Canela/RS	31/12/2042	44,8
UHE Itaúba	Jacuí	Pinhal Grande/RS	30/12/2021	500,4
UHE Jacuí	Jacuí	Salto do Jacuí/RS	31/12/2042	180
UHE Passo Real	Jacuí	Salto do Jacuí/RS	31/12/2042	158
PCH Capigui	Capigui	Passo Fundo/RS	31/12/2042	4,47
PCH Ernestina	Jacuí	Ernestina/RS	31/12/2042	4,96
PCH Forquilha	Forquilha	Maximiliano de Almeida/RS	31/12/2042	1,118
PCH Guarita	Guarita	Erval Seco/RS	31/12/2042	1,76
PCH Herval	Cadeia	Santa Maria do Herval/RS	31/12/2042	1,52
PCH Ijuzinho	Ijuzinho	Eugênio de Castro/RS	31/12/2042	1,118
PCH Passo do Inferno	Santa Cruz	São Francisco de Paula/RS	31/12/2042	1,49
PCH Santa Rosa	Santa Rosa	Três de Maio/RS	31/12/2042	1,528
CGH Toca (1)	Santa Cruz	São Francisco de Paula/RS	7/7/2015	1

Fonte: Elaboração própria, com base nas informações do Contrato de Concessão 25/2000 (peça 47) .

(1) À época da nova outorga das usinas no regime de CGF, o art. 8º da Lei 9.074/1995 dispensava autorização, permissão ou concessão para o aproveitamento de potenciais hidráulicos iguais ou inferiores a 1 MW e, após o término da vigência da concessão relativa à CGH Toca, a usina passou a ter apenas registro na Aneel, conforme Declaração YCPJCBMOC6QClY1 (peça 4, p. 4) .

Para calcular o montante associado aos bens reversíveis das usinas, ou seja, o valor do ativo imobilizado, a EPE elabora orçamento dos investimentos realizados e subtrai a depreciação acumulada, conforme os valores informados pela Aneel, com esteio nas taxas estabelecidas na REN 731/2016 (peça 3) .

Nesse contexto, a Aneel informou que todas as usinas da CEEE-GT estão inteiramente depreciadas, à exceção da UHE Itaúba (peça 24, p. 8) . Para essa usina, a Agência verificou que apenas o agrupamento de ativos da usina referente ao reservatório, barragem e adutora não se encontra inteiramente depreciado. A taxa já depreciada para o agrupamento seria de 86,67% (peça 51) .

O valor investido nas obras previstas no projeto básico da UHE Itaúba foi calculado pela EPE conforme o Relatório EPE-DEE-RE-041/2020-r0 (peça 3) , resultando em um montante de R$ 1.737.995.730,00, na data-base de dezembro de 2019.

A partir dos valores investidos e das taxas de depreciação acumulada do ativo imobilizado, calculadas pela Aneel, a EPE calculou uma parcela de R$ 103.043.150,00 correspondente à parte não depreciada dos bens reversíveis da UHE Itaúba, na data-base de dezembro 2019 (peça 3, p. 24) .

Características da nova concessão a ser outorgada

A Constituição Federal de 1988 dispôs, no caput de seu art. 175, que as concessões de serviço público deverão ser sempre precedidas de licitação. Todavia, o parágrafo único deste dispositivo prevê que cabe à lei dispor sobre os contratos de concessão de serviço público, inclusive quanto à sua prorrogação.

Com base nisso, a Lei 9.074/1995, nos termos de seus artigos 26, 27, 28 e 30, estabeleceu a possibilidade de outorgar uma nova concessão ou prorrogar concessões existentes no ato da privatização de concessionárias sob controle direto ou indireto da União, de Estado, do Distrito Federal ou de Município. Tais dispositivos foram regulamentados por meio do Decreto 9.271/2018.

O Decreto 9.271/2018, alterado pelo Decreto 10.135/2019, estabeleceu condições para a celebração dessa outorga de novo contrato de concessão, a saber:

Art. 1º A União poderá outorgar novo contrato de concessão pelo prazo de até trinta anos, contado da data de sua celebração, à empresa resultante do processo licitatório de privatização de concessionária de serviço público de geração de energia elétrica sob controle direto ou indireto da União, de Estado, do Distrito Federal ou de Município, nos termos estabelecidos nos art. 26, art. 27, art. 28 e art. 30, da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.

[...]

§ 2º Para fins do disposto no caput, a outorga de novo contrato de concessão de geração de energia elétrica fica condicionada ao cumprimento dos seguintes requisitos:

I - existência de contrato de concessão de serviço público de geração vigente no momento da formalização da solicitação prevista no inciso II, com prazo remanescente de concessão superior a quarenta e dois meses do advento do termo contratual ou do ato de outorga;

II - solicitação ou ratificação de pedido anterior encaminhada ao Ministério de Minas e Energia pelo controlador da pessoa jurídica titular de contrato vigente de concessão de serviço público de geração de energia elétrica que será privatizada, nos termos estabelecidos neste Decreto;

III - privatização da pessoa jurídica titular de concessão de serviço público de geração de energia elétrica, mediante transferência do controle acionário;

IV - alteração de regime de gerador hídrico de energia elétrica, de serviço público para produção independente de energia elétrica, com o pagamento de uso do bem público, nos termos estabelecido no art. 7º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998;

V - pagamento do valor de outorga de concessão a que se refere o inciso II do caput do art. 15 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, observado o disposto no § 3º do art. 2º e no § 3º do art. 3º deste Decreto; e

VI - conclusão do processo de privatização com prazo remanescente de concessão superior a dezoito meses do advento do termo contratual ou do ato de outorga.

[...]

§ 5º Na hipótese do prazo remanescente da concessão a que se refere o inciso I do § 2º ser inferior a quarenta e dois meses na data de publicação do Decreto nº 10.135, de 28 de novembro de 2019, a formalização da solicitação prevista no inciso IIdo § 2º deverá ser feita no prazo de noventa dias, contado da data da referida publicação.

§ 6º Na hipótese prevista no § 5º, o processo de privatização deve ser concluído com prazo remanescente de concessão superior a seis meses do advento do termo contratual ou da outorga.

No presente caso do Contrato de Concessão 25/2000, celebrado com a CEEE-GT, o Poder Concedente optou por aproveitar a intenção de privatização da companhia pelo Estado do Rio Grande do Sul, para emitir nova outorga de todas as usinas concedidas à empresa, à exceção da CGH Toca, cujo prazo de concessão encerrou em 7/7/2015 (peça 45) e que atualmente, diante de mudanças normativas que facultaram regime de exploração, encontra-se apenas na condição de registro, após comunicação ao Poder Concedente.

Desse modo, a nova concessão terá prazo para exploração dos potenciais pela CEEE-GT até o ano de 2051 e não mais 2021 para a UHE Itaúba ou 2042 para as demais usinas cuja concessão ainda está vigente.

Adicionalmente, com a nova outorga, a exploração de todos os potenciais pela CEEE-GT, inclusive aqueles relativos às usinas que aderiram ao regime de CGF instituído pela MP 579/2012, passa a se dar novamente sob o regime de produção independente previsto nos arts. 11 e 12 da Lei 9.074/1996, ou seja, a comercialização de toda ou parte da energia produzida é livremente realizada pela concessionária, por sua conta e risco.

Nesses moldes, a definição do valor correspondente à nova outorga das usinas e do novo contrato de concessão cabe ao Poder Concedente, ao passo que o procedimento licitatório para a privatização da CEEE-GT cabe ao Estado do Rio Grande do Sul, controlador da companhia. Para a licitação, deve-se adotar como critério de seleção das propostas o maior valor ofertado para aquisição das ações da empresa objeto da privatização a serem alienadas, de acordo com o art. 3º, § 2º, do Decreto 9.271/2018.

Por se tratar, na prática, de uma transferência de controle acionário, a nova outorga pressupõe a prévia anuência da Aneel quanto ao atendimento, pelo novo controlador, das exigências de capacidade técnica, idoneidade financeira e regularidade jurídica e fiscal necessárias à assunção do serviço, conforme o art. 27, § 1º, inciso I, da Lei 8.987/1995.

Outrossim, com o advento do termo final do novo contrato, todos os bens reversíveis e instalações vinculados às usinas passarão a integrar o patrimônio da União. Ou seja, à exceção dos investimentos realizados referentes ao projeto básico original da UHE Itaúba, aos quais a concessionária renunciará o direito de indenização com o novo contrato, os investimentos realizados ao longo da nova outorga ainda não amortizados quando do termo contratual, desde que devidamente aprovados pelo Poder Concedente, geram direito de indenização à concessionária (peça 40, p. 5 e 16) .

Ressalta-se, por fim, que a vigência da concessão relativa à UHE Itaúba no âmbito do Contrato 25/2000 finda em 31/12/2021, motivo pelo qual, conforme a previsto no art. 1º, § 6º, do Decreto 9.271/2018, o processo de privatização da CEEE-GT deve ocorrer até a data-limite de 30/6/2021.

Do valor mínimo de outorga da nova concessão

O Poder Concedente estabeleceu o valor mínimo da nova outorga em R$ 1.395.760.871,51, conforme a Portaria Interministerial 1, de 7/12/2020, publicada pelo MME (peça 45) .

Adicionalmente, conforme o art. 3º do § 3º do Decreto 9.271/2018, será convertido em favor da União o produto deste valor mínimo de outorga com o percentual de ágio sobre o valor mínimo para a aquisição das ações a serem alienadas para fins de transferência de controle acionário da CEEE-GT, obtido quando da seleção do vencedor no leilão de privatização, da seguinte forma:

Onde:

VO = valor de outorga de concessão;

VMO = valor mínimo de outorga de concessão; e

PA = percentual de ágio sobre o valor mínimo para aquisição das ações a serem alienadas quando da seleção do vencedor do Leilão.

Para a definição do valor mínimo de outorga, o art. 2º, § 3º, do Decreto 9.271/2018 estabelece que esse deverá ser calculado" com base no benefício econômico-financeiro adicionado pelo novo contrato de concessão de geração de energia elétrica, representado pelo Valor Presente Líquido (VPL) adicional do novo contrato ".

Assim, a modelagem realizada pelo MME em conjunto com o Ministério da Economia trouxe dois cenários possíveis para a outorga das usinas em apreço: um de continuidade das concessões como hoje se encontram, com vigência até o ano de 2021 para a UHE Itaúba e até 2042 para as demais usinas com concessão vigente; e outro com vigência até o ano de 2051 (peça 52) , conforme se ilustra em seguida.

Cenário 1: manutenção das condições do Contrato de Concessão 25/2000, com fim de vigência em 2021 para a UHE Itaúba, que se encontra no regime de Produtor Independente de Energia (PIE) , e em 2042 para as demais usinas com concessão atualmente vigente, que se enquadram atualmente sob o regime de Cotas de Garantia Física (CGF) . O somatório das Garantias Físicas atualmente vigentes é de 405,86 MWmédios, conforme verificado nos relatórios Infomercado, publicados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) ; e

Cenário 2: outorga de novo contrato de concessão de geração para todas as usinas com concessão atualmente vigente, decorrente da efetiva privatização da CEEE-GT, com vigência já a partir de 2021 até 2051, no regime de Produtor Independente de Energia (PIE) , com novo somatório de Garantias Físicas estimado em 398,36 MW.

De acordo com a Portaria SPE/MME 338/2020 (peça 53) , a alteração nas Garantias Físicas com a nova outorga será a seguinte.

Tabela 2 - Alteração nas Garantias Físicas com a nova outorga

Usina	Código Único do Empreendimento de Geração (CEG)	Garantia física atualmente vigente (1)	Garantia física da nova outorga
UHE Bugres	UHE.PH.RS.000324-7.01	10	9,9
UHE Canastra	UHE.PH.RS.000635-1.01	24	24,6
UHE Itaúba	UHE.PH.RS.027019-9	180,5	176,1
UHE Jacuí	UHE.PH.RS.001217-3	116,9	112,5
UHE Passo Real	UHE.PH.RS.002003-6	66,2	67,6
PCH Capigui	PCH.PH.RS.000654-8.01	0,69	0,8
PCH Ernestina	PCH.PH.RS.000898-2.01	3,24	2,71
PCH Forquilha	PCH.PH.RS.000976-8.01	0,95	0,92
PCH Guarita	PCH.PH.RS.001076-6.01	0,99	0,97
PCH Herval	PCH.PH.RS.001085-5.01	0,29	0,26
PCH Ijuzinho	PCH.PH.RS.027405-4.01	0,7	0,69
PCH Passo do Inferno	PCH.PH.RS.001998-4.01	0,52	0,49
PCH Santa Rosa	PCH.PH.RS.026730-9.01	0,88	0,82
Total	405,86	398,36

Fonte: Elaboração própria.

(1) As informações sobre garantia física podem ser consultadas nos relatórios Infomercado, publicados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) .

Nesse contexto, o benefício econômico-financeiro da nova outorga foi definido, no caso concreto, como a diferença do valor da outorga existente nos dois cenários mencionados (peça 4, p. 11) , de forma que:

o fluxo de caixa da concessão vigente permaneça com o titular da concessão, preservando seus direitos, e compondo incentivo para que o agente aceite as condições do Decreto 9.271/2018;

o fluxo de caixa adicionado pelo novo contrato, ou seja, referente ao período que excede aquele da concessão vigente, seja da União.

O resultado desse modelo atingiu o montante já mencionado de R$ 1.395.760.871,51, referente ao valor mínimo da outorga (peça 4, p. 12) , como descrito a seguir.

Tabela 3 - Benefício econômico-financeiro com a nova outorga das usinas da CEEE-GT

Cenário	Data de início	Data de término	Garantia física	Valor Presente Líquido (VPL)
1	2021	2021 para UHE Itaúba	180,5 MWmédios	R$ 104.479.718,97
		2042 para as demais usinas	225,36 MWmédios
2	2021	2051	398,36 MWmédios	R$ 1.500.240.590,48
Nova outorga	2021	2051	398,36 MWmédios	R$ 1.395.760.871,51

Fonte: Elaboração própria, com base no modelo econômico-financeiro apresentado (peça 1, item não digitalizável - Anexo III - Planilha Eletrônica - Valor de Outorga - CEEE GT.xlsm) .

Sobre o valor da garantia física considerada para ambos os cenários, foi descontado cerca de 2,5% para perdas na Rede Básica, menos de 1% para consumo interno e cerca de 6,5% para hedge, conforme modelagens anteriores desenvolvidas pelo Poder Concedente (peça 4, p. 8) .

Como dado de entrada para as receitas futuras, foi considerado na modelagem econômico-financeira que o novo controlador da CEEE-GT terá livre dispor da energia proveniente das usinas, em conformidade com o regime de exploração do novo contrato (peça 4, p. 8) .

Os preços de comercialização da energia das usinas foram projetados pela EPE por meio do relatório EPE-DEE-NT-061/2020-r0 (peça 26) , conforme a seguinte curva:

Figura 1 - Projeção de preços da EPE

Fonte: peça 26, p. 16.

Para a projeção acima, a EPE considerou: (i) os valores publicados pela plataforma Dcide, empresa dedicada ao desenvolvimento de soluções de informação, processamento e modelagem quantitativa para o setor de energia elétrica; e (ii) os valores projetados para o Custo Marginal de Expansão de Energia (CME-Energia) até o ano de 2033 (peça 4, p. 8-9) .

De acordo com a plataforma Dcide (disponível em https://www.dcide.com.br/. Acesso em 5/3/2021) , os preços por ela publicados são calculados com base nas métricas do pool de preços apurados semanalmente, utilizando as referências da curva forward de energia elétrica dos agentes classificados como comercialmente mais ativos, sendo ainda que a cotação dos ativos pode ser obtida do site do Balcão Brasileiro de Comercialização de Energia Elétrica.

O CME-Energia, por sua vez, representa o custo associado ao atendimento de um incremento de demanda de energia para o Sistema Interligado Nacional (SIN) permitindo a operação dos recursos já disponíveis e/ou o investimento em novos ativos, visando otimizar a evolução do parque gerador e garantir o atendimento aos critérios de suprimento. Tal otimização é avaliada através de simulações com Modelo de Decisão de Investimento (MDI) , que busca a minimização do valor esperado do custo total de expansão (composto pelo custo de operação somado ao custo de investimento) . Para a projeção, foi utilizado o cenário de referência do Plano Decenal de Energia (PDE) 2030 (peça 26, p. 9) .

Em suma, a estimativa da EPE é resultado da utilização dos preços publicados pela plataforma Dcide ano a ano, até que estes sejam inferiores ao valor projetado para o CME-Energia (no caso da Figura 1, em 2029) , utilizando-se, a partir daí, a média dos valores do CME-Energia projetados para os demais anos.

Por recomendação do Ministério da Economia (ME) , o Ministério de Minas e Energia (MME) ainda atualizou a estimativa com os valores publicados pela Dcide em 14/10/2020, com o ajuste das demais variáveis, bem como correção do CME-Energia pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) a partir de janeiro de 2020, pois a data de referência utilizada pela EPE foi de dezembro de 2019 (peça 4, p. 9) .

Dessa forma, o valor aplicado para negociação da energia proveniente do novo contrato de concessão das usinas foi de R$ 154,95/MWh, para o período de XXXXX-2029, e de R$ 167,30/MWh, para o período de XXXXX-2051, na data-base de junho de 2021 (peça 1, item não digitalizável - Anexo III - Planilha Eletrônica - Valor de Outorga - CEEE GT.xlsm) .

Com relação aos custos, a metodologia adotada partiu do Custo de Gestão dos Ativos de Geração (GAG) - que é o procedimento introduzido pela MP 579/2012, convertida na Lei 12.783/2013, para se remunerar as concessões de geração prorrogadas sob o regime de CGF - segregados em custos operacionais (OPEX) e dos investimentos da usina (CAPEX) (peça 4, p. 5) .

A parcela de OPEX foi obtida a partir da soma dos seguintes valores calculados pela Aneel (peça 4, p. 5) : (i) Custos de Gestão dos Ativos de Geração (GAG O&M) ; e Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI) .

A parcela de CAPEX é decorrente dos valores de investimentos em reforços e melhorias, tal como calculados para os Custos de Gestão dos Ativos de Geração (GAG Melhorias) para usinas enquadradas no regime de cotas (peça 4, p. 5) .

De acordo com a Aneel, tais valores foram calculados conforme a metodologia estabelecida no Submódulo 12.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária (Proret) da Agência (peça 25) .

Para a modelagem, os valores calculados pela Aneel foram atualizados para a data-base de junho de 2021, conforme exposto a seguir.

Tabela 4 - Custos considerados na modelagem do valor mínimo de outorga

Usina	OPEX (em R$)	CAPEX (em R$)
	GAG O&M	CAIMI	GAG Melhorias
UHE Bugres	1.805.403,38	124.215,81	1.647.966,20
UHE Canastra	6.329.771,22	500.437,81	5.762.156,21
UHE Itaúba	37.368.508,71	5.589.711,56	44.592.048,55
UHE Jacuí	20.411.157,81	2.010.687,61	24.418.430,75
UHE Passo Real	16.555.580,39	1.764.936,90	14.478.351,96
PCH Capigui	1.004.179,21	43.667,20	1.115.799,29
PCH Ernestina	1.130.025,36	55.405,61	913.361,72
PCH Forquilha	353.999,61	43.667,20	283.299,43
PCH Guarita	508.233,33	43.667,20	428.267,84
PCH Herval	521.247,00	43.667,20	485.767,51
PCH Ijuzinho	355.115,50	43.667,20	283.299,43
PCH Passo do Inferno	430.615,72	43.667,20	349.348,02
PCH Santa Rosa	433.996,86	43.667,20	362.297,46
Total	87.207.834,08	10.351.065,73	95.120.394,35

Fonte: Elaboração própria, com base no modelo econômico-financeiro apresentado (peça 1, item não digitalizável - Anexo III - Planilha Eletrônica - Valor de Outorga - CEEE GT.xlsm) .

Ressalta-se que desde a publicação da REN 818/2018, a fórmula estabelecida para o cálculo dos custos com GAG não considera mais a garantia física dos empreendimentos enquadrados no regime de CGF. Tal informação é relevante, dado que eventuais revisões de garantia física não interferem na remuneração dos aproveitamentos sob o regime atualmente vigente para a maior parte das usinas da CEEE-GT.

Outrossim, a metodologia atualmente vigente não incorpora mais a taxa adicional de 10% recomendada pela Nota Técnica DEA/DEE 01/12 (peça 43, p. 2) , emitida pela EPE, relativa à taxa de lucro das empresas de geração que renovaram suas concessões com base na MP 579/2012, tampouco o adicional de 5% a título de remuneração dos investimentos em bens não reversíveis.

Visando aprofundar o exame sobre a questão, solicitou-se à Aneel o detalhamento das características contratuais relativas à remuneração pelo regime de CGF (peça 41) .

Em resposta, a Agência informou, em suma, que, conforme apontado no voto condutor da REN 818/2019,"a receita das concessionárias é baseada nos componentes de custo associados à prestação adequada do serviço. Em um contexto de regulação por incentivos, tais custos são atribuídos pelo regulador de forma dissociada daqueles efetivamente praticados pelas empresas e são pautados em parâmetros operacionais eficientes. Assim, a depender da gestão de custos adotadas pela empresa, é possível que a empresa aufira lucro em ambos os componentes: custos operacionais (O&M) e custos de capital (CAPEX) "(peça 43, p. 2) .

Vale dizer, o modelo de remuneração concebido para as usinas enquadradas no regime de cotas não consiste na previsão de receitas, mas de custos, o que não prejudica a obtenção de lucro por parte das concessionárias, caso o real nível de custos dessas empresas situe-se abaixo dos parâmetros regulatórios.

Foram estimadas ainda as parcelas de encargos considerando a Tarifa de Fiscalização do Sistema de Energia Elétrica (TSFEE) , a Contribuição Financeira pela Utilização dos Recursos Hídricos (CFURH) , o Programa de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) , os Encargos de Uso do Sistema de Transmissão (EUST) , o pagamento referente ao Uso de Bem Público (UBP) e PIS/COFINS (peça 4, p. 6) .

Para a UHE Itaúba, única usina ainda não inteiramente depreciada, também foi considerada, como parcela redutora do fluxo de caixa, a depreciação ou amortização dos investimentos não depreciados ou amortizados do projeto básico - calculada a partir do Valor Novo de Reposição (VNR) , informado pela EPE (peça 4, p. 11) .

De acordo com a orientação OCPC 5/2010, do Comitê de Pronunciamentos Contábeis ( CPC) (peça 54, p. 18):

(...) o modelo que melhor reflete o negócio de geração é o modelo bifurcado, abrangendo:

(a) a parcela estimada dos investimentos realizados e não amortizados ou depreciados até o final da concessão que deve ser classificada como ativo financeiro por ser um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro diretamente do poder concedente ou para quem ele delegar essa tarefa;

(b) a parcela remanescente à determinação do ativo financeiro (valor residual) que deve ser classificada como ativo intangível em virtude de a sua recuperação estar condicionada à venda de energia no mercado regulado e no mercado livre.

Como mencionado anteriormente, no caso concreto, não há possibilidade de indenização por investimentos relacionados ao Projeto Básico da UHE Itaúba que não tenham sido inteiramente amortizados ou depreciados até a celebração da nova outorga de concessão. Ou seja, conforme a OCPC 5/2010, a contabilização do direito pela exploração relativo ao novo contrato de concessão é realizada apenas por meio de um ativo intangível, o qual deve ser amortizado dentro do prazo da concessão, de acordo com o padrão de consumo do benefício econômico por ele gerado (peça 54, p. 10) .

Por fim, para a definição da remuneração do investimento a ser aplicada ao modelo, a Secretaria do Tesouro Nacional (STN/ME) utilizou as diretrizes do estudo"Metodologia de Cálculo do WACC - Concessões Públicas", publicado em dezembro de 2018 pelo ME (disponível em Erro! A referência de hiperlink não é válida.. Acesso em 13/1/2020) .

A metodologia do estudo consiste na utilização do Custo Médio Ponderado de Capital (Weighted Average Capital Cost - WACC) , normalmente utilizado em concessões do setor elétrico, fundamentado na seguinte equação:

Onde:

E = Percentual da estrutura de capital referente à capital próprio (equity) ;

Ke = Custo do capital próprio em termos reais;

D = Percentual da estrutura de capital referente à capital de terceiros (debt) ;

Kd = Custo do capital de terceiros em termos reais e líquido de impostos.

Para o cálculo da estrutura de capital da taxa apresentada pela STN/ME, foi adotada amostra de 538 empresas do setor de energia elétrica disponível em portal Damodaran Online, mantido pelo professor da Universidade de Nova Iorque (NYU) Aswath Damodaran, (disponível em http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/data.html. Acesso em 13/1/2020) , chegando-se a uma razão de D/E de 94,68%, sendo 48,6% D e 51,4% E (peça 44, p. 2) .

No que se refere ao custo do capital próprio (Ke) , a metodologia incorpora o método CAPM (Capital Asset Pricing Model) , expresso pela seguinte equação:

Onde:

Kei = Custo do capital próprio nominal ou taxa de retorno nominal requerida para o investimento;

Rf = Taxa livre de risco conjuntural;

¿a = Beta alavancado para um dado investimento ou risco sistêmico;

PRM = Prêmio de risco de mercado. É a remuneração que correspondente à diferença entre o retorno de mercado (Rm) e o retorno livre de risco estrutural (R'f) .

Rp = Risco país.

A taxa livre de risco conjuntural (Rf) considerada foi de 1,53% e refere-se à remuneração média de uma cesta de títulos de dez anos do Tesouro dos Estados Unidos para um período de doze meses, de junho de 2019 a maio de 2020 (peça 44, p. 3) .

Para o cálculo do prêmio de risco de mercado (PRM) , normalmente resultado da diferença entre o retorno de mercado (Rm) e o retorno livre de risco, a metodologia diferencia a taxa livre de risco conjuntural (Rf) da taxa livre de risco estrutural (R'f) .

A taxa de retorno do mercado (Rm) foi obtida pela média histórica dos rendimentos mensais da carteira de ações do Standard & Poor's 500 (S&P 500) , para o período de janeiro de 1995 a maio de 2020. Por sua vez, a taxa de retorno livre de risco estrutural (R'f) é a taxa mensal dos títulos de dez anos do Tesouro dos Estados Unidos, para o período de janeiro de 1995 a maio de 2020 (peça 44, p. 3-4) .

O resultado da diferença, dada pelo logaritmo neperiano da razão entre as duas variáveis, foi de 5,55% a.a., valor que corresponde ao prêmio de risco de mercado (PRM) (peça 44, p. 4) .

O coeficiente Beta, utilizado para medir o risco de um ativo em relação ao mercado (risco sistêmico) é calculado pela seguinte equação:

Onde:

¿ = Beta desalavancado (desconsiderando as dívidas das empresas) ;

Ri = Retorno da ação;

Rm = Retorno do mercado;

O valor utilizado foi de 0,484 e corresponde à média do resultado da equação para cinco anos, obtida a partir de uma amostra de 538 companhias do setor de energia, mediante consulta no site Damodaran Online (peça 44, p. 4-5) .

Tal valor, entretanto, não considera a estrutura de capital considerada no projeto (51,4% capital próprio e 48,6% capital de terceiros) tampouco o benefício tributário para a assunção de dívidas, previsto na legislação tributária brasileira.

Tais ajustes são o resultado da equação abaixo, por meio da qual se obteve o valor de Beta alavancado de 0,79 (peça 44, p. 5) .

Onde:

¿a = Beta alavancado;

¿ = Beta desalavancado;

Tm = Alíquota de imposto;

E = Percentual da estrutura de capital referente à capital próprio (equity) ;

D = Percentual da estrutura de capital referente à capital de terceiros (debt) ;

Além do risco sistêmico expresso pelo coeficiente Beta, os investimentos no Brasil assumem um risco inerente ao ambiente de negócios a que estão sujeitos, tais como risco regulatório, ambiental, entre outros. Para a quantificação desse risco, foi utilizada o spread dos Credit Default Swaps (CDS) , que são derivativos de crédito negociados no mercado, com prazo de dez anos e para o período de junho de 2019 a maio de 2020, resultando numa taxa de 2,45% (peça 44, p. 5) .

A referida taxa foi ainda ajustada para representar o risco de títulos de renda variável, dado que a medida obtida pelos CDS possui como parâmetro títulos de renda fixa. Nesse sentido, foi desenvolvido um multiplicador de volatilidade, que corresponde à razão entre a volatilidade do retorno do mercado de ações e a volatilidade do retorno dos títulos públicos de longo prazo, conforme a seguinte equação (peça 44, p. 6) .

Onde:

Mvol = multiplicador de volatilidade;

¿rIBOV = desvio padrão dos retornos diários do índice Ibovespa nos últimos 5 anos, apurados pelo logaritmo neperiano das variações dos índices diários, resultando em 0,0178;

¿rDI = desvio padrão dos retornos diários de 10 anos, com base no nos contratos futuros de taxa média do DI, apurados nos últimos 5 anos. Para apurar a taxa de 10 anos, efetuou-se uma interpolação linear das taxas dos contratos com vencimento em janeiro imediatamente inferior e superior ao prazo de 10 anos, resultando em 0,0146.

O produto da taxa de 2,45% pelo referido multiplicador correspondeu ao prêmio de risco país (Rp) utilizado no modelo, de 2,99% (peça 44, p. 6) .

Como resultado da equação mediante a aplicação dos parâmetros informados, encontrou-se um custo de capital próprio nominal (Kei) correspondente à taxa de 8,88% (peça 44, p. 8) .

Para enfim se chegar ao custo de capital próprio real (Ke) , descontou-se a inflação americana, pois utilizou-se o mercado americano como referência para o cálculo das taxas livre de risco e do retorno do mercado. A taxa de inflação considerada foi decorrente da média de junho de 2019 a maio de 2020 da inflação implícita americana, calculada a partir da razão entre a rentabilidade nominal e real dos títulos de dez anos do Tesouro dos Estados Unidos, resultando em um valor de 1,51% (peça 44, p. 4) .

Desse modo, descontando-se a inflação de 1,51% do custo de capital próprio nominal (Kei) de 8,88%, obteve-se o custo de capital próprio real (Ke) de 7,26% a.a. (peça 44, p. 8)

No que tange ao custo do capital de terceiros (Kd) , por sua vez, utilizou-se a média dos dados diários da rentabilidade anual esperada (yield to maturity) , no período de junho de 2019 a maio de 2020, para uma amostra de debêntures emitidas por empresas do setor elétrico brasileiro negociadas no mercado secundário, atreladas ao IPCA e com liquidez no período da concessão (peça 44, p. 6-7) .

Como a maior parte dos referidos títulos são Debêntures Incentivadas previstas na Lei 12.432/2011, foi feito o seguinte ajuste para que o benefício tributário fosse retirado do valor calculado para a taxa:

h) obteve-se uma taxa nominal equivalente, a partir da adição da taxa de inflação projetada;

i) esse valor foi dividido por 0,85, a título de reversão do benefício tributário; e

j) a taxa de inflação foi novamente descontada, obtendo-se uma taxa real de custo de capital de terceiros (Kd) de 4,94% a.a. (peça 44, p. 7) .

Por fim, a metodologia utilizada pela STN/ME fundamenta-se em uma abordagem probabilística, que busca incorporar as incertezas relacionadas à estimativa do WACC.

Para tanto, foi utilizado o método de Monte Carlo, que corresponde a um processo aleatório para a geração de números e fornece a distribuição de probabilidade da variável que está sendo simulada. Os parâmetros que integraram essa análise probabilística, denominados variáveis independentes, foram os de maior coeficiente de variação, quais sejam: o prêmio de risco de mercado (PRM) e o custo real da dívida (Kd) (peça 44, p. 7) .

Foram gerados trinta mil números aleatórios para cada uma das variáveis independentes acima, a partir da normal padronizada, com média (¿) = 0 e desvio padrão (¿) = 1, resultando nos valores de 5,55 para PRM e 4,94 para o Kd (peça 44, p. 7) .

Com base nos números aleatórios sorteados e as médias e desvios das variáveis, são gerados trinta mil resultados diferentes para o WACC, sendo que a metodologia apresenta a possibilidade de utilização de 3 percentis: o percentil 50, correspondente ao ponto médio; o percentil 69, correspondente ao ponto médio acrescido de meio desvio padrão e o percentil 84, também correspondente ao ponto médio e acrescido de um desvio padrão.

As taxas de retorno (WACC) calculadas para os três percentis foram de, respectivamente, 5,31%, 6,26% e 7,2% a.a. (peça 44, p. 7) .

Todas as variáveis calculadas pela STN/ME são apresentadas na figura a seguir.

Figura 2 - Variáveis calculadas pela STN/ME na estimativa de retorno dos investimentos para a concessão

Fonte: peça 44, p. 8.

A partir das taxas calculadas pela STN/ME, o MME adotou no modelo a taxa de 7,2% a.a. para a remuneração dos investimentos, haja vista: (i) ser a taxa que mais se aproxima da Taxa Regulatória de Remuneração de Capital estabelecida pela Aneel; (ii) que a taxa regulatória é considerada para as concessões de geração sob o regime de CGF, em que os empreendedores, diferentemente do regime de PIE, não estão submetidos ao risco hidrológico; (iii) que com a nova outorga, as usinas da CEEE-GT estarão descontratadas, aumentando a percepção de risco de preço; e (iv) as mudanças estruturais vivenciadas pelo setor elétrico, com maior competição entre as fontes de geração, redução da capacidade de regularização dos reservatórios das UHEs e maior frequência de períodos de hidrologia desfavorável (peça 4, p. 10-11) .

Do aproveitamento ótimo das usinas no âmbito do novo contrato de concessão a ser outorgado

De acordo com o art. 1º, § 4º, da Portaria MME 437/2020 (peça 46) , que estabeleceu condições complementares à nova outorga das usinas da CEEE-GT, a concessionária será obrigada, sob pena de caducidade da concessão, a elaborar estudos e implantar, caso economicamente viável, novo aproveitamento ótimo para as UHEs Itaúba, Passo Real e Jacuí.

No entanto, tendo em vista a antiguidade dos ativos envolvidos na concessão, com potencial otimização operacional, estabeleceu-se como escopo do presente trabalho verificar a amplitude desses estudos e a eventual necessidade de ampliação para todo o conjunto de usinas compreendidas na nova outorga.

Nesse sentido, encaminhou-se ao MME o Ofício 237/2020-TCU/SeinfraElétrica (peça 12) , solicitando"as justificativas técnicas para a obrigação disposta no § 4º do art. 1º da Portaria MME 437/2020, fazendo incluir cópia do processo relativo à decisão que fundamentou tal exigência e os motivos para não se exigir a mesma obrigação no que se refere às demais usinas constantes do Contrato de Concessão 25/2000".

Em resposta, o MME encaminhou, por meio do Ofício 15/2021/SE-MME (peça 16) , o estudo EPE-DEE-088/2019-r0, intitulado"Repotenciação e Modernização e Usinas Hidrelétricas - Ganhos de eficiência, energia e capacidade instalada"(peça 22) , que, entre outros objetivos, identificou usinas do parque hidrelétrico brasileiro com possível necessidade de repotenciação.

Segundo o documento, a repotenciação do parque hidrelétrico pode gerar, em suma, os seguintes benefícios (peça 22, p. 53-54) :

k) evitar custos de degradação das máquinas, que refletem nos custos operativos do sistema e em ineficiência do uso dos recursos hídricos, com incremento da geração térmica. Em simulação realizada, sem as iniciativas para repotenciação, a elevação foi da ordem de 15% no Custo Marginal de Operação (CMO) ;

l) ganhos energéticos de eficiência;

m) otimização da geração hidrelétrica;

n) redução do CMO. Em simulação realizada, a repotenciação de todo o parque reduziu o CMO médio do período dos estudos em até 11%, quando comparado ao caso base;

o) ganhos de adicional de capacidade de até 11.000 MW, sem a necessidade da expansão hidrelétrica para novos sítios ao SIN; e

p) disponibilidade de reserva operativa e suprimento de capacidade de potência.

Dessa forma, mostra-se desejável, do ponto de vista sistêmico, a repotenciação de usinas depreciadas, tendo em vista os potenciais ganhos gerados com a modernização do parque hidrelétrico brasileiro.

Com vistas a selecionar as usinas candidatas a um programa de repotenciação, a EPE menciona que a idade dos ativos é essencial e define o corte de 25 anos como idade razoável para a triagem (peça 22, p. 21) .

Para fins de simulação dos efeitos energéticos dessa repotenciação, a empresa selecionou usinas com pelo menos 100 MW de capacidade instalada, haja vista que englobam 96% do parque hidrelétrico brasileiro (peça 22, p. 22) , motivo pelo qual, de todas as usinas relacionadas na nova outorga a ser concedida à CEEE-GT, apenas as UHEs Itaúba, Passo Real e Jacuí foram contempladas.

Não obstante, impende mencionar que todas as usinas da CEEE-GT entraram em operação há pelo menos 40 anos, conforme extrato do Sistema SIGA, da Aneel (peça 55) , sendo, portanto, candidatas a um programa de repotenciação pelos critérios da EPE.

Contudo, além de necessitarem de" testes específicos de desempenho "(peça 22, p. 20-21) , a real viabilidade de repotenciação de uma usina só é possível de se verificar com a elaboração dos estudos de aproveitamento ótimo, objeto da exigência contida na Portaria MME 437/2020. E, embora a repotenciação de algumas usinas seja viável economicamente pelas regras atuais de remuneração, o próprio documento destaca ser necessário que a regulação evolua na forma de remuneração, visando ao pagamento efetivo pelo serviço prestado, tema que vem sendo discutido no âmbito da modernização do setor elétrico brasileiro (peça 22, p. 53-54) .

Portanto, entre as alternativas existentes para a realização dos estudos de aproveitamento ótimos de usinas já depreciadas, há possibilidade da aplicação de duas no caso concreto: i) induzir, mediante sistema de incentivo adequado, a produção desses estudos por conta e risco das concessionárias; ou ii) fazer constar tal exigência do próprio ato de outorga.

Considerando as conclusões da EPE quanto à ausência de mecanismos adequados de remuneração, entende-se razoável a exigência desses estudos no âmbito de novas outorgas de geração para usinas já depreciadas do parque hidrelétrico brasileiro.

No tocante a essa exigência apenas para as UHEs Itaúba, Passo Real e Jacuí, também não foram identificados reparos a serem feitos, pelos motivos expostos a seguir.

Atualmente, a definição de aproveitamento ótimo de um potencial hidrelétrico está descrita no art. 5º, § 3º, da Lei 9.074/1995:

§ 3º Considera-se" aproveitamento ótimo ", todo potencial definido em sua concepção global pelo melhor eixo do barramento, arranjo físico geral, níveis d'água operativos, reservatório e potência, integrante da alternativa escolhida para divisão de quedas de uma bacia hidrográfica.

O aproveitamento ótimo de uma usina, caracterizado por, entre outros elementos, a potência mínima e o nível d'água do reservatório, é obtido por meio de dois estudos realizados previamente à etapa construtiva do empreendimento: i) os estudos de inventário hidrelétrico; e ii) os estudos de viabilidade.

A Resolução Normativa da Aneel 875/2020 é o normativo que estabelece os requisitos e procedimentos necessários à aprovação dos Estudos de Inventário Hidrelétrico de bacias hidrográficas, à obtenção de outorga de autorização para exploração de aproveitamentos hidrelétricos, à comunicação de implantação de Central Geradora Hidrelétrica com Capacidade Instalada Reduzida e à aprovação de Estudos de Viabilidade Técnica e Econômica de Usina Hidrelétrica sujeita à concessão. De acordo com o art. 39 do normativo, os estudos de viabilidade técnica e econômica apenas são exigidos de UHEs com potência superior a 50 MW.

Destarte, considerando que, dentre as usinas atualmente concedidas à CEEE-GT, apenas as UHEs Itaúba, Passo Real e Jacuí possuem potência superior ao definido normativamente, entende-se adequado que a exigência se restrinja a elas.

Por fim, resta pendente de análise ponto que fora levantado quando da análise empreendida no bojo do TC Processo XXXXX/2018-0, em que se discutiu a concessão da UHE Porto Primavera, outorgada à Companhia Energética de São Paulo (CESP) concomitantemente à privatização da empresa, no ano de 2018.

Na ocasião, identificou-se possível conflito de interesses na elaboração desses estudos pela própria concessionária, o que motivou recomendação ao MME para que avaliasse"a oportunidade e conveniência de buscar meios próprios para desenvolver os estudos de viabilidade da UHE Porto Primavera exigidos por meio da Cláusula Quarta, Subcláusula Primeira, item II, da minuta do novo Contrato de Concessão da UHE Porto Primavera, eliminando a referida previsão contratual, se for o caso".

A despeito da recomendação, o MME, fundamentando-se, em suma, na segurança jurídica do processo de definição de"aproveitamento ótimo", e em posicionamento emitido pela Aneel sobre o tema, considerou não conveniente alterar o procedimento estabelecido à época (peça 56) .

Tendo em vista o caso concreto tratar da mesma solução adotada à época, buscou-se verificar se o caso da UHE Porto Primavera revela alguma oportunidade de melhoria para a nova outorga da CEEE-GT, motivo pelo qual foi requisitado à Agência que apresentasse informações atualizadas quanto ao cumprimento pela CESP da exigência de elaboração de estudos de aproveitamento ótimo, em especial quanto à qualidade e aprovação dos estudos apresentados (peça 27) .

Em resposta, a Aneel informou que,"em atendimento ao comando contratual, a CESP protocolou a carta CT/58/2020, datada de 27 de abril de 2020 (SIC 48513.011998/2020) , contendo os estudos relativos à identificação do aproveitamento ótimo da UHE Porto Primavera. A documentação apresentada ainda se encontra em análise na ANEEL nos autos de nº 48500.005033/2000-41"(peça 31, p. 2) .

Embora os estudos tenham sido acostados aos presentes autos (peça 31, p. 3-161) , restam ausentes informações com o condão de permitir uma análise mais aprofundada a respeito do tema, visto que o documento apresentado pela concessionária ainda não foi objeto de qualquer análise por parte da Agência. Portanto, entende-se desnecessárias providências do TCU sobre esse ponto, no momento.

Da necessidade de ajustes na modelagem econômico-financeira adotada para o cálculo do valor mínimo de outorga da nova concessão

A análise dos documentos e planilhas eletrônicas desenvolvidos para avaliação econômico-financeira que subsidiou o valor de bônus de outorga publicado na Portaria Interministerial MME-ME 1/2020 identificou pontos de atenção que merecem tratamento desta Corte, como será exposto a seguir.

As premissas adotadas no modelo têm origem, em grande parte, em informações de terceiros, como Aneel, EPE, Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) e Banco Central do Brasil (Bacen) , motivo pelo qual, em um processo relativamente longo de valoração, é comum que se tornem desatualizadas antes de o produto a ser gerado ser concluído.

A atualização dessas premissas, contudo, é uma boa prática em modelos prospectivos como o de fluxo de caixa descontado, com base no conceito de que as projeções mais precisas são elaboradas com base nos dados mais atuais disponíveis. Pode-se, então, falar em um princípio da atualidade dos parâmetros constantes dos modelos econômico-financeiros regulatórios, expresso, por exemplo, no item 5.25 do Submódulo 12.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - Proret da Aneel.

No que diz respeito às informações fornecidas pela Aneel, cabe destaque aos dados que servem de input para o cálculo: (i) da Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) cobrada das concessionárias, com fundamento na Lei 9.427/1996, regulamentada pelo Decreto 2.410/1997; e (ii) da Compensação Financeira pela Exploração de Recursos Hídricos (CFURH) , instituída pela Lei 7.990/1989, regulamentada pelo Decreto 1/1991.

No caso da TFSEE, o modelo considera o valor de 764,73 R$/kW para o Benefício Econômico Típico Unitário (BETU) , vigente para o ano de 2020, aprovado pelo Despacho Aneel 9/2020 (peça peça 1, item não digitalizável - Anexo III - Planilha Eletrônica - Valor de Outorga - CEEE GT.xlsm) . A atualização desse parâmetro requer a adoção do valor de 842,99 R$/kW, tendo em vista os valores vigentes para o ano de 2021, conforme o Despacho Aneel 34/2021 (peça 57) .

A CFURH cobrada das usinas, por sua vez, é calculada considerando o valor da Tarifa Atualizada de Referência (TAR) . Foi utilizado o valor de 79,62 R$/MWh, vigente para o ano de 2020 (peça 1, item não digitalizável - Anexo III - Planilha Eletrônica - Valor de Outorga - CEEE GT.xlsm) , ao passo que a informação mais atual é de R$ 77,62 R$/MWh, conforme a Resolução Homologatória Aneel 2.827/2020 (peça 58) .

Outro parâmetro adotado no modelo é o preço projetado para a energia elétrica vendida pelas usinas, com base em informações da EPE, cuja metodologia de cálculo compreende no acoplamento dos valores publicados pela plataforma Dcide com a curva projetada para o CME-Energia no âmbito do PDE 2030, conforme descrito no tópico III desta instrução.

Com relação aos valores publicados pela plataforma Dcide, o modelo apresentado utilizou as informações existentes em 14/10/2020, que indicavam um patamar de preços de 150,89 R$/MWh para as fontes convencionais no longo prazo (peça 1, item não digitalizável - Anexo III - Planilha Eletrônica - Valor de Outorga - CEEE GT.xlsm) . Conforme os dados publicados em 24/2/2021, o mesmo parâmetro foi ajustado para 164,2 R$/MWh (peça 59) .

O ajuste desse valor no modelo requer, ainda, novo acoplamento à curva do CME-Energia porque, conforme a metodologia originalmente utilizada, devem ser utilizados no modelo os valores publicados pela plataforma Dcide até que estes tornem-se inferiores aos valores projetados no PDE 2030.

Com a atualização, a curva do CME-Energia projetada apenas ultrapassa o valor publicado pela plataforma Dcide no ano de 2032, quando foi projetada para o patamar de 164,72 R$/MWh. A partir de então, a metodologia estabelece como preço da energia elétrica vendida pelas usinas o valor igual à média dos valores projetados no PDE 2030 para o ano de 2032 e os seguintes, o que equivale a 165,68 R$/MWh, considerando que a projeção da EPE alcança apenas até o ano de 2033 (peça 26, p. 15) .

Como resultado da atualização realizada neste momento, portanto, devem ser utilizados no modelo os valores de 164,2 R$/MWh até o ano de 2031 e de 165,68 R$/MWh para os anos seguintes de vigência da outorga, os quais devem ser devidamente atualizados à data-base de julho de 2021, data-base da modelagem econômico-financeira apresentada.

Já os índices de inflação utilizados no modelo são resultado dos valores verificados, publicados pelo IBGE, bem como de valores projetados no Sistema Expectativas do Bacen (peça 1, item não digitalizável - Anexo III - Planilha Eletrônica - Valor de Outorga - CEEE GT.xlsm) . Tendo em vista o período transcorrido desde a apresentação do modelo, faz-se necessário atualizar os dados com os valores realizados e com as projeções mais atuais do Bacen.

Além da atualização das premissas, uma impropriedade identificada nas planilhas apresentadas pelo Poder Concedente refere-se aos valores considerados de Encargos por Uso do Sistema de Distribuição (EUSD) , de Encargos por Uso do Sistema de Transmissão (EUST) e dos custos de conexão das UHEs Canastra, Itaúba, Jacuí e Passo Real, informados pela Aneel por meio dos Ofícios 100/2020-DR/Aneel (peça 24) , complementado pelo Ofício 192/2020-DR/Aneel (peça 25) , a saber.

Tabela 5 - Diferenças apuradas nos valores de EUSD, EUST e custos com conexão

Período	Usina	Valor adotado pelo Poder Concedente	Valor informado pela Aneel
		EUSDT	Conexão	EUSDT	Conexão (1)
2020/2021	UHE Canastra	1.314.720,00	103.311,56	1.314.720,00	108.091,33
2021/2022	UHE Canastra	1.314.720,00	103.311,56	1.314.720,00	108.091,33
2022/2023	UHE Canastra	1.314.720,00	103.311,56	1.314.720,00	108.091,33
2021/2022	UHE Itaúba	41.981.824,46	973.680,32	42.132.942,80	973.680,32
2022/2023	UHE Itaúba	47.102.970,51	973.680,32	47.405.207,20	973.680,32
2023/2024	UHE Itaúba	52.224.116,57	973.680,32	52.677.471,60	973.680,32
2024/2025	UHE Itaúba	52.224.116,57	973.680,32	52.677.471,60	973.680,32
2025/2026	UHE Itaúba	52.224.116,57	973.680,32	52.677.471,60	973.680,32
2026/2027	UHE Itaúba	52.224.116,57	973.680,32	52.677.471,60	973.680,32
2027/2028	UHE Itaúba	52.224.116,57	973.680,32	52.677.471,60	973.680,32
2028/2029	UHE Itaúba	52.224.116,57	973.680,32	52.677.471,60	973.680,32
2029/2030	UHE Itaúba	52.224.116,57	973.680,32	52.677.471,60	973.680,32
2030/2031	UHE Itaúba	52.224.116,57	973.680,32	52.677.471,60	973.680,32
2031/2032	UHE Itaúba	51.583.240,53	870.615,80	52.524.084.00	973.680,32
2020/2021	UHE Jacuí	3.477.600,00	1.181.165,28	3.477.600,00	1.602.044,82
2021/2022	UHE Jacuí	3.477.600,00	1.181.165,28	3.477.600,00	1.602.044,82
2022/2023	UHE Jacuí	3.477.600,00	1.181.165,28	3.477.600,00	1.602.044,82
2020/2021	UHE Passo Real	18.006.312,00	317.211,06	18.006.312,00	331.887,02

Fonte: Elaboração própria, com base nas informações apresentadas no Ofício 192/2020-DR/Aneel (peça 25) .

(1) De acordo com o Ofício1922/2020-DR/Aneel (peça 25, p. 6) , os custos com conexão à rede básica foram homologados pela REH 2.725/2020, incluindo a Receita Anual Permitida (RAP) e uma Parcela de Ajuste (PA) oriunda da revisão periódica das transmissoras prorrogadas. Em grande parte dos casos, o Poder Concedente não considerou os valores referentes à parcela de ajuste na modelagem.

COMENTÁRIOS DOS GESTORES

Em cumprimento ao disposto no art. 14 da Resolução TCU 315/2020, que trata da construção participativa das deliberações do TCU, foi oportunizada ao MME (peça 62) e à Aneel (peça 64) a apresentação de comentários acerca das propostas de determinações e recomendação constantes do relatório preliminar da equipe de acompanhamento do TCU na peça 60.

De plano, faz-se necessário salientar que a Agência não apresentou, dentro do prazo concedido, contribuições à versão preliminar do relatório, razão pela qual somente serão destacados os comentários apresentados pelo Ministério.

Em resposta, o MME apresentou comentários, consubstanciados no Parecer 00110/2021/CONJUR-MME/CGU/AGU (peça 68) , em relação apenas a uma das três deliberações propostas, qual seja (item 172, alínea a.ii, do relatório preliminar na peça 60) :

ii. não inclua, considerando o disposto pelo art. 8º da Lei 9.074/1995, as Pequenas Centrais Hidrelétricas Capigui, Ernestina, Forquilha, Guarita, Herval, Ijuzinho, Passo do Inferno e Santa Rosa no âmbito do novo contrato de concessão a ser celebrado em razão da privatização da Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Rio Grande do Sul, com a consequente revisão do cálculo do bônus de outorga a ser cobrado da nova controladora da empresa;

Os fundamentos dessa proposta encontram-se nos itens 144 a 158 e 168 a 170 do relatório preliminar (peça 60, p. 20-23) , assim resumidos:

a) norma advinda do teor do art. 8º, caput, da Lei 9.074/1995 (o aproveitamento de potenciais hidráulicos (...) de potência igual ou inferior a 5.000 kW (...) estão dispensados de concessão, permissão ou autorização, devendo apenas ser comunicados ao poder concedente) :

148. Atualmente, após as sucessivas alterações promovidas pelas Leis 13.097/2015 e 13.360/2016, a Lei 9.074/1995 exige concessão apenas para o aproveitamento de potenciais hidráulicos superiores a 50.000 kW. Os aproveitamentos entre 50.000 e 5.000 kW, destinados a produção independente, estão sujeitos a autorização. Já os inferiores a 5.000 kW estão dispensados dos regimes de concessão, permissão ou autorização, cabendo apenas o registro mediante comunicação ao poder concedente.

149. A inclusão de usinas com potenciais hidráulicos iguais ou inferiores a 5.000 kW na nova outorga a ser concedida à CEEE-GT, portanto, ignora a dispensa legal instituída por meio do art. 8º da Lei 9.074/1995, como é o caso das oito PCHs Capigui, Ernestina, Forquilha, Guarita, Herval, Ijuzinho, Passo do Inferno e Santa Rosa.

b) falta de fundamentos na documentação encaminhada pelo MME ao TCU para afastar a norma constante do art. 8º, caput, da Lei 9.074/1995:

150. Instada a se manifestar sobre esse ponto, a Aneel informa que" cabe ao poder concedente estabelecer os critérios e premissas a serem consideradas na construção do contrato de concessão "que foi solicitado à Agência. Não obstante, assevera que, em 25/8/2020, consultou o MME a respeito da inclusão das aludidas PCHs no contrato de concessão, não havendo resposta específica sobre a questão. A diretriz foi estabelecida em 7/12/2020, por meio da Portaria Interministerial MME-ME 1/2020, que incluiu as oito usinas com capacidade inferior a 5 MW no escopo do novo contrato de concessão a ser firmado (peça 31, p. 1-2) .

151. Tendo em vista a ausência de argumentos capazes de consolidar um entendimento diverso, portanto, entende-se pela impossibilidade legal de inclusão das oito PCHs da CEEE-GT no âmbito da nova outorga de concessão.

No entanto, afiguram-se procedentes os fundamentos supervenientes ora colacionados pelo MME, sendo aptos, então, para afastar o cabimento da determinação inicialmente vislumbrada pela equipe do TCU.

O parecer da AGU (peça 68) , ao analisar o regime jurídico do instituto da comunicação prevista no art. 8º, caput, da Lei 9.074/1995, concluiu pela legitimidade da inclusão das usinas com potência inferior a 5.000 kW no novo contrato de concessão a ser celebrado, sendo assim ementado, no que interessa à determinação em pauta:

I. Análise do relatório preliminar produzido pelo TCU, no âmbito do Processo TC Processo XXXXX/2020-7, relativo à desestatização da CEEE-GT - Usinas Hidrelétricas de capacidade instalada reduzida. Determinação ao MME para que não inclua as usinas com potenciais hidráulicos inferiores a 5.000kW no novo contrato de concessão.

II. Instituto da comunicação. Inteligência. Art. 8º da Lei nº 9.074/1995.

III. Exclusão das hipóteses de reestruturação dos serviços públicos concedidos (arts. 26/30) ao caso do artigo retromencionado. Especificidade da licitação para privatização e atribuição de nova outorga de concessão. Silêncio eloquente do legislador. Posição topográfica das normas (situadas em Capítulos distintos da Lei nº 9.074/1995). Aplicação do inciso I do art. 3º do Decreto nº 2.003/99. Observância das condicionantes dispostas pelo Decreto nº 9.271/2018. Regra de transição. Interesse público. Higidez jurídica da pretensa inclusão.

(...)"

Veja-se o resumo dos argumentos da AGU nos seguintes trechos do parecer (peça 68) , no sentido de que não poderia prevalecer a interpretação literal da Lei 9.074/1995 constante do relatório preliminar:

27. Infere-se, portanto, do fragmento acima exposto, que o respeitável entendimento partiu da literalidade do artigo 8º da Lei nº 9.074/1995, ou seja, que as referidas usinas estariam sujeitas ao instituto da comunicação, sem haver autorização legal para sua inserção no contrato de concessão. Com todo respeito ao entendimento externado, o tratamento dado à matéria goza de respaldo legal.

(...)

44. Dessa forma, a partir da interpretação literal da Lei nº 9.074/95, restaria ao intérprete concluir pela desnecessidade, no presente caso, de qualquer ato de consentimento estatal, o que conduziria apenas à comunicação ao poder concedente. Porém, esta não é a melhor solução, seja pela (i) especialidade da reestruturação dos serviços públicos concedidos; (ii) silêncio eloquente do legislador para tais casos; (iii) posição topográfica da norma; (iv) previsão do Decreto nº 2.003/1996; (v) observância das condições definidas pelo Decreto nº 9.271/2018; (vi) influxo de normas de direito público aos contratos celebrados pela Administração Público; (vii) aderência ao interesse público (vantajosidade da medida) ; (viii) ausência de previsão no regulamento da Aneel; (ix) pela ausência de caráter mandamental da norma em questão, (x) falta de previsão legal na convolação automática do contrato para registro.

Consideram-se de especial relevância os seguintes argumentos da AGU:

a) A natureza especial das normas da Lei 9.074/1995 que tratam da privatização da concessionária atual associada à outorga de nova concessão (arts. 26 a 30) , o que afasta a aplicação da regra geral prevista no art. 8º, caput, desse diploma legal.

b) A "dispensa" prevista no art. 8º, caput, da Lei 9.074/1995 não pode ser interpretada como mandamental, sendo que, apenas se houver, para as usinas de pequeno porte, a opção discricionária do Poder Concedente pela dispensa de concessão, permissão ou autorização, em prol do interesse público, somente aí então haveria apenas o dever de mera comunicação do interessado ao Poder Concedente, sem as formalidades dos referidos institutos. Veja-se o seguinte trecho do parecer da AGU, com foco na própria literalidade do texto legal:

41. Apesar de todos os argumentos já expostos, é necessário também avaliar o próprio caráter mandamental da regra. Isto porque, o significado de "dispensado" é "desobrigado, eximido, isento, livre" e, mesmo considerados os princípios da livre iniciativa e da eficiência (desburocratização e simplificação) , informadores do artigo 8º, o Poder Concedente pode justificadamente concluir por manter a necessidade de outorga, em razão da vantajosidade técnico-econômico da medida, (...)

Ante o exposto, considerados os comentários apresentados pelo MME em sua resposta, entende-se que não mais deve subsistir a determinação ora proposta acerca desse tema, conforme já mencionado.

CONCLUSÃO

O presente processo foi constituído para acompanhamento da outorga de nova concessão tendo por objeto as usinas da CEEE-GT (UHEs Bugres, Canastra, Itaúba, Jacuí e Passo Real, bem como PCHs Capigui, Ernestina, Forquilha, Guarita, Herval, Ijuzinho, Passo do Inferno e Santa Rosa) em face dos artigos 26, 27, 28 e 30 da Lei 9.074/1995, regulamentados pelo Decreto 9.271/2018, e da sua iminente privatização pelos Estado do Rio Grande do Sul.

Tratando-se de uma renovação de outorga concomitante à privatização da concessionária - que no presente caso é pertencente a outra unidade federativa - a definição do valor correspondente à renovação da outorga das usinas e do novo contrato de concessão coube ao Poder Concedente, ao passo que o procedimento licitatório para a privatização da CEEE-GT cabe às instâncias administrativas estaduais competentes.

De acordo com a Portaria Interministerial 1/2020-MME/ME, o valor mínimo da outorga foi calculado pelo Poder Concedente em R$ 1.395.760.871,51 (peça 45) .

A análise da nova concessão a ser outorgada, objeto deste processo, partiu de uma avaliação de risco, materialidade e relevância, conforme disposto no art. 9º, § 6º, da IN-TCU 81/2018, resultando nas ocorrências listadas a seguir.

Constatou-se, inicialmente, a existência de referências na minuta de contrato de concessão aprovada pela Aneel que não exaurem por completo o delineamento das condições contratuais propostas pelo Poder Concedente porque dependem da publicação do edital de privatização - o qual, repisa-se, é de competência estadual (parágrafos 17 a 24 desta instrução).

Por isso, vislumbra-se o risco de insucesso do procedimento de outorga, com a consequente frustração do processo de privatização, caso o instrumento convocatório não reflita as condições a serem pactuadas em comum acordo com os interesses e critérios existentes em âmbito federal.

Nesse sentido, tendo em vista o risco de frustração do negócio a ser celebrado, afigura-se pertinente recomendar ao MME, no papel de representante do Poder Concedente, e à Aneel, como partícipe ativa do processo, que orientem as instâncias administrativas competentes do Estado do Rio Grande do Sul para que façam constar do edital de privatização da CEEE-GT todas as cláusulas necessárias previstas na legislação e referenciadas na minuta do novo contrato de concessão, em especial as constantes dos arts. 55, incisos VI e XIII, da Lei 8.666/1993 e art. 18, caput, e inciso V da Lei 8.987/1995, as quais devem estar em conformidade com os normativos federais que regulam as concessões de serviço público.

O monitoramento dessa recomendação é importante (cf. art. 17, § 2º, da Resolução TCU 315/2020) para verificar, com o seu cumprimento, se haverá o afastamento adequado do risco vislumbrado pela equipe do TCU de o teor das cláusulas editalícias relacionadas à nova concessão a ser outorgada não atender todos os parâmetros legais e os interesses do Poder Concedente (União) .

Os aspectos importantes para a nova concessão a ser outorgada, cuja regulação é de competência privativa da União, constantes do edital em elaboração pela Governo do Estado do Rio Grande do Sul, abrangem outros aspectos legais além da minuta do novo contrato e da estipulação do valor mínimo do bônus de outorga, de forma que a União deverá zelar pela presença desses outros aspectos e para que eles atendam aos seus interesses.

No tocante à modelagem econômico-financeira para o cálculo do bônus de outorga mínimo a ser cobrado da nova controladora da CEEE-GT pela assunção da nova concessão, verificou-se a existência de premissas desatualizadas, em face do lapso temporal entre a apresentação da documentação exigida pela IN-TCU 81/2018 e a respectiva análise por parte da equipe de fiscalização (tópico VI desta instrução, parágrafos 130 a 142).

Tendo em vista que projeções mais precisas são elaboradas com base nos dados mais atuais disponíveis e que a atualização dessas premissas é boa prática em modelos prospectivos como o de fluxo de caixa descontado, entende-se necessário determinar ao MME que providencie os devidos ajustes ao modelo, de modo a incorporar premissas e dados atualizados, a exemplo do verificado nos dados fornecidos pela Aneel, EPE, IBGE e Bacen.

As constatações acima apontadas devem ser devidamente tratadas pelo MME, com impacto direto na modelagem econômico-financeira da outorga a ser cobrada da nova controladora da CEEE-GT, anteriormente à privatização da companhia pelo Estado do Rio Grande do Sul, de forma a afastar a subavaliação do valor mínimo da outorga em cerca de R$ 190 milhões, conforme a diferença apurada na Tabela 6.

Tabela 6 - Resultado das alterações no modelo em razão de impropriedades verificadas

	Cálculo do Poder Concedente	Alteração sugerida
Valor da outorga atual da UHE Itaúba (A)	R$ 104.479.718,97	R$ 110.471.546,22
Valor da outorga atual das UHEs cotistas (B) (1)	-	-
Valor da nova outorga (C)	R$ 1.500.240.590,48	R$ 1.697.828.045,72
Valor da renovação (C - A + B)	R$ 1.395.760.871,51	R$ 1.587.356.499,20

Fonte: Elaboração própria (peça 60, item não digitalizável - Planilha de ajuste.xlsm).

(1) A remuneração dos contratos de concessão enquadrados no regime de cotas é pautada apenas na cobertura dos componentes de custo associados à prestação adequada do serviço. Ou seja, caso exista lucro na execução dos referidos contratos, isso ocorre porque, na prática, os reais níveis de custo das concessionárias são abaixo dos parâmetros regulatórios. Por esse motivo, não é estimado no modelo valor relativo ao benefício econômico-financeiro desses contratos.

PROPOSTA DE ENCAMINHAMENTO

Ante todo o exposto, e tendo em vista a previsão de controle concomitante deste Tribunal de Contas da União em processos de concessões públicas federais no âmbito do art. 258, inciso II, do Regimento Interno do TCU e da Instrução Normativa TCU 81/2018, submetem-se os autos à consideração superior com a seguinte proposta de encaminhamento:

q) determinar, com fundamento no art. 250, inciso II, do Regimento Interno do TCU e no art. 4º, inciso II, da Resolução-TCU 315/2020, ao Ministério de Minas e Energia, na qualidade de representante do Poder Concedente, que ajuste a modelagem econômico-financeira para o cálculo do bônus de outorga mínimo da nova concessão decorrente da privatização da Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Rio Grande do Sul (CEEE-GT) , de modo a incorporar as premissas e dados mais atuais disponíveis, a exemplo do verificado nos dados fornecidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica, Empresa de Pesquisa Energética, Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística e Banco Central do Brasil (cf. princípio da atualidade dos parâmetros constantes dos modelos econômico-financeiros regulatórios, expresso, por exemplo, no item 5.25 do Submódulo 12.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - Proret da Aneel) ;

r) recomendar, com fundamento no art. 250, inciso III, do Regimento Interno do TCU e no art. 11 da Resolução TCU-315/2020, ao Ministério de Minas e Energia, na qualidade de representante do Poder Concedente, e à Agência Nacional de Energia Elétrica, como partícipe ativa do processo de concessão, que orientem as instâncias administrativas competentes do Estado do Rio Grande do Sul para que façam constar do edital de privatização da Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Rio Grande do Sul todas as cláusulas necessárias previstas na legislação e referenciadas na minuta do novo contrato de concessão, em especial as constantes dos arts. 55, incisos VI e XIII, da Lei 8.666/1993 e 18, caput e inciso V, da Lei 8.987/1995, as quais devem estar em conformidade com os normativos federais que regulam as concessões de serviço público;

s) encaminhar cópia do Acórdão que vier a ser exarado nestes autos, bem como do Relatório e Voto que o fundamentarem ao Ministério de Minas e Energia e à Agência Nacional de Energia Elétrica; e

t) retornar os presentes autos à SeinfraElétrica, para fins de monitoramento do cumprimento da determinação e da recomendação acima, conforme previsto no art. 4º, § 3º, inciso III, da Portaria-Segecex 9/2020."

É o relatório.

Cuidam os autos de acompanhamento da outorga de nova concessão dos potenciais de energia hidráulica associados a centrais geradoras e suas instalações de interesse restrito da Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT) - Usinas Hidrelétricas (UHEs) Bugres, Canastra, Itaúba, Jacuí e Passo Real, bem como Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) Capigui, Ernestina, Forquilha, Guarita, Herval, Ijuzinho, Passo do Inferno e Santa Rosa - e da iminente privatização da CEEE-GT pelo Estado do Rio Grande do Sul.

Conforme relatório que antecede este Voto, após tratativas entre este Tribunal, o Ministério da Minas e Energia (MME) e a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) , aquele ministério informou que a minuta do novo contrato de concessão foi aprovada por meio do Despacho Aneel 402/2021 e a anexou àquele documento. Posteriormente a minuta foi aprovada pela Aneel, que considerou atendidas as exigências constantes da IN-TCU 81/2018 e demais normativos.

No âmbito deste Tribunal, a Secretaria de Fiscalização de Infraestrutura de Energia Elétrica (SeinfraElétrica) analisou a documentação apresentada pelo órgão concedente, em parecer à peça 69, a qual teve a anuência do corpo diretivo da unidade (peças 70 e 71) . De acordo com tal parecer, foram atendidos todos os requisitos da Instrução Normativa 81/2018, que dispõe sobre a fiscalização dos processos de desestatização, exceto dois pontos explicitados neste Voto.

Cabe ressaltar que este processo de concessão sob análise tem uma particularidade, uma vez que envolve a outorga de novas concessões ou prorrogação das concessões existentes (competência da União) associada a um processo de privatização de empresa controlada pelo estado do Rio Grande do Sul - CEEE-GT.

A Lei 9.074/1995, nos termos de seus artigos 26, 27, 28 e 30, estabeleceu a possibilidade de outorga de uma nova concessão ou de prorrogação das concessões existentes no ato da privatização de concessionárias sob controle direto ou indireto da União, de Estado, do Distrito Federal ou de Município. Tais dispositivos foram regulamentados por meio do Decreto 9.271/2018.

Neste caso concreto, a União optou por aproveitar a intenção de privatização da companhia pelo Estado do Rio Grande do Sul (CEEE-GT) , para emitir nova outorga de todas as usinas concedidas à empresa, à exceção da CGH Toca, cujo prazo de concessão encerrou em 7/7/2015 e que atualmente, diante de mudanças normativas que facultaram regime de exploração, encontra-se apenas na condição de registro.

Quanto às características das usinas objetos do presente processo, cabe mencionar primeiramente que os termos de outorga da UHE Itaúba têm prazo final em 30/12/2021 e o da CGH Toca teve em 7/7/2015 (peça 49) , que passou a ter apenas registro na Aneel após o término da concessão, conforme Declaração YCPJCBMOC6QClY1 (peça 4, p. 4) . Já as demais usinas têm os termos finais das atuais concessões em 31/12/2042.

Além disso, a Aneel informou que todas as usinas da CEEE-GT estão inteiramente depreciadas, à exceção da UHE Itaúba (peça 24, p. 8) . Para essa usina, a Agência verificou que apenas o agrupamento de ativos da usina referente ao reservatório, barragem e adutora não se encontra inteiramente depreciado. A taxa já depreciada para o agrupamento seria de 86,67%.

Feito breve resumo do processo, passo a decidir.

De antemão, concordo com a análise da SeinfraElétrica, cujos fundamentos incorporo às minhas razões de decidir.

Primeiramente, estou de acordo com a unidade técnica quanto ao risco de insucesso do procedimento de outorga, com a consequente frustração do processo de privatização, caso o instrumento convocatório desse último certame não reflita as condições a serem pactuadas em comum acordo com os interesses e critérios existentes em âmbito federal. Ou seja, o edital de privatização (competência estadual) deverá conter todas as cláusulas necessárias previstas na legislação federal relacionadas com as outorgas de concessões.

Dessa forma, acato a proposta da unidade técnica no sentido de recomendar ao Ministério de Minas e Energia, na qualidade de representante do Poder Concedente, e à Agência Nacional de Energia Elétrica, como partícipe ativa do processo de concessão, que orientem as instâncias administrativas competentes do Estado do Rio Grande do Sul para que façam constar do edital de privatização da Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Rio Grande do Sul todas as cláusulas necessárias previstas na legislação e referenciadas na minuta do novo contrato de concessão.

No que se refere às características da nova concessão a ser outorgada, ressalto que o prazo para exploração da UHE Itaúba será até o ano de 2051, enquanto para os outros potenciais energéticos da CEEE-GT, cuja concessão está vigente, será em 2042, conforme já afirmado no parágrafo 7º acima.

Em adição, em conformidade com a legislação vigente sobre o tema, a definição do valor correspondente à nova outorga das usinas e do novo contrato de concessão cabe ao Poder Concedente, ao passo que o procedimento licitatório para a privatização da CEEE-GT cabe ao Estado do Rio Grande do Sul, controlador da companhia.

No que concerne à modelagem econômico-financeira, não há nada a acrescentar aos cálculos efetivados pela unidade técnica, destacando-se que o MME adotou no modelo a taxa de 7,2% a.a. para remuneração de investimentos.

Em conformidade com a SeinfraElétrica, entendo ser necessária a atualização das premissas utilizadas, visto que o modelo apresentado utilizou alguns parâmetros desatualizados, tais como: patamar de preços do Megawatt/hora para cálculo do preço projetado para a energia elétrica, Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica cobrada das concessionárias (TFSEE) , Compensação Financeira pela Exploração de Recursos Hídricos (CFURH) e índices de inflação.

Além disso, a unidade técnica identificou uma impropriedade nas planilhas apresentadas pelo Poder Concedente referente aos valores considerados de Encargos por Uso do Sistema de Distribuição (EUSD) , de Encargos por Uso do Sistema de Transmissão (EUST) e dos custos de conexão das UHEs Canastra, Itaúba, Jacuí e Passo Real, a qual também deve ser atualizada pelo poder concedente.

Ante tais considerações, deve-se determinar ao Ministério das Minas e Energia para que faça o ajuste da modelagem econômico-financeira com a utilização de dados corretos e mais atualizados para o cálculo do bônus de outorga mínimo da nova concessão.

Adicionalmente, ressalto que a vigência da concessão relativa à UHE Itaúba no âmbito do Contrato 25/2000 finda em 31/12/2021, motivo pelo qual, conforme a previsto no art. 1º, § 6º, do Decreto 9.271/2018 (abaixo transcrito) , o processo de privatização da CEEE-GT deve ocorrer até a data-limite de 30/6/2021.

§ 6º Na hipótese prevista no § 5º, o processo de privatização deve ser concluído com prazo remanescente de concessão superior a seis meses do advento do termo contratual ou da outorga.

Apesar disso, o cumprimento da determinação e da recomendação ora propostas não trazem impacto relevante para o andamento da privatização da CEEE-GT, sob a responsabilidade do Estado do Rio Grande do Sul.

A recomendação sugerida não implica em nenhuma ação adicional diferente daquilo que os responsáveis pelo leilão já teriam a obrigação de fazer. Sendo o Edital uma peça indispensável para o processo de privatização da CEEE-GT, tal recomendação busca alertar a União no sentido de garantir que todas as regras constantes daquele edital estejam em conformidade com a legislação federal e com os interesses da União relativos à outorga. A inclusão de tais itens nesse edital trará maior segurança jurídica aos pretendentes a participar do certame, de maneira a reduzir as chances de uma licitação deserta no processo de privatização da CEEE-GT.

Já a determinação alvitrada faz referência à utilização e correção de valores anteriormente calculados, com reflexo direto no valor mínimo do bônus de outorga. Como se trata apenas de uma atualização e correção dos valores, sem a necessidade de alteração na metodologia, é algo que representa um esforço baixo, porém com possibilidades de ganhos relevantes para o erário.

Tendo em vista a necessidade de tomada de providências urgentes de todos os envolvidos nas concessões sob análise, proponho o encaminhamento da deliberação a ser prolatada também ao Governo do Estado do Rio Grande do Sul.

Ante o exposto, ao acolher as conclusões uníssonas da unidade instrutiva, VOTO por que o Tribunal adote a minuta de acórdão que submeto à consideração deste Colegiado.

TCU, Sala das Sessões, em 5 de maio de 2021.

Ministro JOÃO AUGUSTO RIBEIRO NARDES

Relator