Em decisão unânime, diretoria colegiada atende pleito da Abrate e retira inadimplência de usinas não viabilizadas do ciclo tarifário 2026/2027; agência reconhece caso Gerdau, mas nega repasse de Belo Monte
A diretoria colegiada da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou, por unanimidade, uma medida considerada crucial para a previsibilidade e o fluxo de caixa do segmento de transmissão no Brasil. Em reunião pública ordinária realizada em 2 de junho de 2026, o órgão regulador decidiu excluir do cálculo dos reajustes tarifários do ciclo 2026/2027 o impacto imediato de R$ 875,39 milhões em encargos rescisórios inadimplidos. Esse montante bilionário é decorrente de projetos de geração que foram cancelados após o boom de outorgas no mercado livre, episódio conhecido no setor elétrico como a “corrida do ouro”.
A deliberação acompanhou o voto do diretor-relator Gentil Nogueira e alterou a recomendação inicial da Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica (STR). A área técnica defendia o desconto compulsório desses valores na Parcela de Ajuste (PA) das transmissoras credoras. Com a decisão do colegiado, o regulador adia a penalização das concessionárias enquanto houver discussões administrativas pendentes, aliviando a pressão sobre as receitas das companhias.
A herança da ‘corrida do ouro’ e o critério do máximo esforço
O passivo regulatório em discussão tem origem no encerramento de Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (CUST) de usinas, em sua maioria fontes renováveis intermitentes, que solicitaram acesso à rede de transmissão até março de 2022. O movimento em massa foi motivado pela busca de desenvolvedores para garantir subsídios e descontos nas tarifas de uso (TUST) antes do término faseado dos benefícios fiscais determinados por lei. Muitos desses projetos, contudo, foram protocolados sem a devida estruturação financeira e acabaram não se viabilizando comercialmente.
Como as transmissoras atuam por determinação regulatória como centralizadoras da cobrança desses encargos, a inadimplência dessas geradoras fantasmas passou a flutuar nos balanços do segmento. Para disciplinar esse passivo, a ANEEL aplica a Resolução Normativa (REN) nº 1.125/2025, que baliza a metodologia do “máximo esforço”. Por essa regra, se a transmissora comprovar que esgotou as vias administrativas e judiciais (como negativação, protesto e ações de cobrança), ela tem direito à cobertura tarifária integral, mitigando seu risco de crédito.
No lote avaliado pela STR, os valores elegíveis ao máximo esforço somaram R$ 805,73 milhões. Desse total, as transmissoras comprovaram a adoção de medidas rígidas de cobrança sobre R$ 789,41 milhões, garantindo o direito ao reequilíbrio. Apenas R$ 16,32 milhões foram considerados sem a comprovação necessária e acabaram descontados na PA do ciclo atual.
Prudência regulatória e o adiamento do corte de R$ 875,39 milhões
O grande nó financeiro do julgamento concentrou-se no grupo de contratos não elegíveis a REN nº 1.125/2025. Trata-se de usinas cujos distratos ocorreram após o marco temporal estipulado em normas anteriores da agência (o Despacho nº 1.687/2024), totalizando exatamente R$ 875.392.034,23. Seguindo o regulamento estrito, a STR recomendava que esse valor entrasse como componente negativo na receita das transmissoras.
Ao avaliar o cenário de governabilidade das empresas, o diretor-relator Gentil Nogueira ponderou que o mérito da extensão do alcance dessa regra protetiva ainda está sob análise na Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição (STD). A diretoria colegiada concluiu que impor uma perda imediata dessa magnitude com o debate ainda em aberto feriria a estabilidade tarifária.
O entendimento do colegiado fixou que os encargos desse grupo compartilham da mesma matriz de risco e do mesmo contexto macroeconômico da “corrida do ouro”. Dessa forma, o desconto foi formalmente afastado do ciclo 2026/2027 até que a agência delibere de forma definitiva sobre o mérito administrativo, preservando o caixa das operadoras da rede básica.
Vitória no caso Gerdau e o impacto de R$ 39,2 milhões
O julgamento na ANEEL também encerrou uma disputa jurídica de mais de uma década envolvendo a siderúrgica Gerdau. As transmissoras asseguraram uma recomposição financeira de R$ 39.227.331,65 (valores atualizados a preços de junho de 2025) decorrente de uma redução unilateral praticada pela indústria no seu Montante de Uso do Sistema de Transmissão (MUST).
A disputa impactou o faturamento do segmento entre as competências de junho de 2009 e dezembro de 2011. O ressarcimento foi validado após a Procuradoria Federal junto à ANEEL confirmar o trânsito em julgado da respectiva ação judicial em favor do regulador, ocorrido em setembro de 2025.
A diretoria colegiada seguiu a jurisprudência da autarquia para reequilíbrios retroativos: os valores serão devolvidos via Parcela de Ajuste com correção monetária pelo IGP-M, mas sem a incidência de juros ou multas moratórias, mantendo a neutralidade tarifária do SIN. Como contrapartida, as transmissoras ficam obrigadas a retirar a Gerdau de qualquer cadastro de inadimplentes setorial.
ANEEL barra repasse de R$ 548 milhões associados à Belo Monte
Se o segmento de transmissão obteve vitórias em relação à “corrida do ouro” e à Gerdau, o colegiado impôs um limite severo em relação aos desdobramentos da Usina Hidrelétrica de Belo Monte. As empresas buscavam o reconhecimento imediato na tarifa de R$ 548 milhões não pagos pela Norte Energia S.A. (NESA) entre os anos de 2024 e 2025. A geradora reteve os pagamentos de EUST amparada em liminares que discutiam o cronograma de motorização da usina e o escoamento de energia.
O pleito das transmissoras para socializar esse prejuízo com os demais usuários do sistema foi integralmente rejeitado pela ANEEL. O colegiado baseou-se em parecer conclusivo da Procuradoria Federal, que alertou para a falta de segurança jurídica em ratear o montante com terceiros, dado que a decisão judicial de Belo Monte tem natureza estritamente provisória e seus efeitos limitam-se às partes do processo.
O posicionamento da autarquia reforça que o pagamento a menor efetuado pela Norte Energia decorreu de uma interpretação unilateral do acórdão pelo próprio agente, realizada por sua conta e risco. Sem o trânsito em julgado do processo principal nas cortes federais, a agência concluiu ser impossível transferir o risco de crédito do gerador para os consumidores de energia do país.
