Parecer afasta rateio de encargos de transmissão devidos pela Norte Energia e aponta estratégia unilateral de risco; agência dá prazo para ONS atualizar extrato de débitos.
A Procuradoria Federal junto à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) emitiu um parecer jurídico determinante para a governança financeira e o controle de riscos no setor elétrico nacional. O órgão consultivo afastou categoricamente a possibilidade de que a inadimplência de R$ 416 milhões acumulada pela Norte Energia, concessionária da Usina Hidrelétrica (UHE) Belo Monte, nos encargos de transmissão seja rateada entre os consumidores e demais usuários do Sistema Interligado Nacional (SIN).
A manifestação jurídica barra a tentativa de embutir o passivo na Parcela de Ajuste (PA) do ciclo tarifário de Receita Anual Permitida (RAP) das transmissoras para o período 2026/2027. O imbróglio regulatório, que coloca em lados opostos o segmento de geração e o de transmissão, deve entrar na pauta da 17ª sessão pública ordinária de distribuição de processos da Aneel, agendada para o dia 4 de junho, data em que o colegiado analisará eventos extraordinários com impacto direto nas receitas das concessionárias de rede.
Impasse contábil e o risco de distorção na base de consumidores
O conflito normativo ganhou complexidade após questionamentos estruturados pela Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica (STR) da Aneel. A área técnica da autarquia provocou a Procuradoria para avaliar se o montante retido pela Norte Energia poderia ser compensado temporariamente na tarifa geral antes do trânsito em julgado das ações judiciais em curso.
Ao submeter a matéria à análise jurídica, o corpo técnico da superintendência alertou para as dimensões sistêmicas da usina e para o risco de criar distorções definitivas na alocação de custos tarifários, apontando que o porte de Belo Monte, com seus mais de 11 GW de capacidade instalada, gera repercussões severas sobre todo o SIN. A equipe da STR ressaltou que, se a decisão final do poder judiciário for favorável à geradora, as transmissoras absorverão os valores retroativos por meio do rateio da RAP entre todos os agentes conectados à rede.
A preocupação central da área técnica reside no fato de que, se o montante for incluído preventivamente na Parcela de Ajuste e a liminar judicial for revertida no futuro, o mecanismo de compensação dificilmente conseguirá restituir os valores aos mesmos consumidores que arcaram originalmente com o custo, visto que a base de pagadores do sistema elétrico sofre mutações contínuas ao longo dos ciclos tarifários.
Procuradoria aponta interpretação unilateral da geradora
Em resposta às ponderações da superintendência, a Procuradoria Federal detalhou que a ausência de uma sentença judicial definitiva não constitui o único impedimento para o repasse regulatório. O ponto central do parecer reside no fato de que o Tribunal Regional Federal da 1ª Região (TRF-1) não determinou o rateio do passivo com terceiros; a corte atendeu apenas parcialmente ao pleito da Norte Energia para adequar os custos ao escoamento efetivo, sem autorizar a transferência do ônus financeiro para o restante do mercado.
A equipe jurídica do órgão consultivo enfatizou que a redistribuição desses custos extrapolaria o comando do tribunal, sinalizando que a redução nos repasses mensais decorreu de uma estratégia corporativa assumida voluntariamente pela geradora da hidrelétrica do rio Xingu. Os procuradores frisaram que não houve autorização judicial explícita para que a Norte Energia reduzisse os pagamentos previstos no Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (Cust), tendo a empresa optado por recolher valores menores por conta própria, baseada em uma interpretação particular da decisão judicial e assumindo os riscos dessa conduta.
O parecer reconhece que a inadimplência, estimada em mais de R$ 416 milhões, impõe prejuízos relevantes ao segmento de transmissão, mas defende que a solução deve ser buscada por meio de mecanismos diretos de cobrança contra a Norte Energia, e não pelo rateio do déficit no SIN. Como a inadimplência decorre de uma postura comercial da própria geradora e não de uma orientação da agência reguladora, a Procuradoria recomendou formalmente que os valores retroativos fiquem fora da Parcela de Ajuste no ciclo de 2026/2027.
Diante do posicionamento, a Aneel notificou oficialmente o diretor-geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Marcio Rea. A agência fixou o prazo até 29 de maio de 2026 para o envio de planilhas detalhadas com o extrato atualizado dos pagamentos de Encargos de Uso do Sistema de Transmissão (Eust) devidos por Belo Monte, discriminando os Avisos de Crédito (AVC) e Avisos de Débito (AVD) gerados na Apuração Mensal de Serviços e Encargos (AMSE) para consolidar o tamanho real do déficit por transmissora.
Transmissoras alegam quebra de equilíbrio econômico-financeiro
A análise regulatória foi disparada por uma representação formal da Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica (Abrate). A entidade demandava a recomposição imediata das RAPs de suas associadas por meio da Parcela de Ajuste, sob o argumento de que as concessionárias de transmissão estão atuando como câmaras de compensação involuntárias de uma disputa na qual não possuem gerência técnica ou contratual.
A diretoria da associação detalhou a evolução do passivo e defendeu que o risco associado à judicialização de grandes plantas não pode ser imputado às redes de transporte de energia, ressaltando que a inadimplência vem se acumulando desde agosto de 2024 e impacta diretamente a saúde financeira e o equilíbrio econômico-financeiro do segmento. A Abrate argumentou que as transmissoras não deram causa ao problema, não gerenciam os contratos de uso da transmissão e não possuem autonomia para executar garantias financeiras. Por essa razão, a entidade sustenta que a situação configura um evento extraordinário provocado por terceiros, o que caracteriza hipótese clássica de desequilíbrio das concessões.
Para a associação, a Parcela de Ajuste seria o mecanismo regulatório legítimo para mitigar os prejuízos e preservar a segurança jurídica do setor, tratando-se de uma medida reversível: caso haja uma decisão judicial definitiva favorável à geradora, eventuais acertos poderiam ser realizados em ciclos tarifários futuros no modelo tradicional de rateio da RAP. A Abrate demandava que a Procuradoria reconhecesse a possibilidade jurídica de recomposição das receitas já no ciclo de 2026, evitando que o ônus financeiro ficasse concentrado exclusivamente nas transmissoras.
O modelo de contratação por disponibilidade
A controvérsia teve início em 2022, quando a Norte Energia acionou o Judiciário alegando que restrições no planejamento do operador e gargalos físicos na rede de transmissão impediam o escoamento pleno do potencial da planta. Belo Monte dispõe de uma capacidade instalada nominal de 11.233 MW, mas funciona sob a dinâmica de usina a fio d’água. Sua garantia física média está fixada em 4.571 MWmed devido à extrema variação sazonal da bacia do rio Xingu, que alterna cheias abundantes entre dezembro e abril e secas severas entre maio e novembro.
Para escoar a potência máxima nos meses de cheia, o edital de concessão impôs a contratação do Montante de Uso do Sistema de Transmissão (Must) correspondente à capacidade total instalada. No modelo de regulação tarifária brasileiro, o Eust é cobrado com base na disponibilidade contratada da rede, garantindo a remuneração das transmissoras independentemente do volume de energia gerado em tempo real.
Em julho de 2024, o TRF-1 acatou recurso da Norte Energia, criando, de forma inédita, uma cobrança de transmissão calculada por megawatt-hora (MWh) efetivamente gerado. A decisão permitiu os recolhimentos parciais que geraram o rombo de R$ 416 milhões e desencadearam as ações de cobrança e bloqueios de garantias pelo ONS, atualmente suspensos por novas liminares. A decisão final da Aneel no próximo mês desenhará os limites de risco que cada segmento terá de absorver diante da judicialização de grandes ativos regulados.
