Uma usina hidrelétrica pode atravessar décadas de operação. Ao longo desse período, aquilo que originalmente foi concebido em seu projeto básico passa por sucessivas transformações: equipamentos são substituídos, instalações são modernizadas, estruturas são adequadas a novas exigências de segurança, investimentos ambientais são incorporados e novas tecnologias passam a fazer parte da operação.
Em outras palavras, a usina que chega ao final de uma concessão não é necessariamente a mesma usina que iniciou sua operação. Essa constatação, aparentemente simples, traz uma questão importante para o processo de indenização dos ativos de geração: os critérios regulatórios utilizados para determinar o valor residual desses ativos conseguem acompanhar adequadamente uma infraestrutura cuja história pode atravessar 40, 50 ou até mais anos?
A experiência recente com processos de indenização de usinas hidrelétricas permite observar algumas questões que merecem ser discutidas.
Não necessariamente porque o atual arcabouço regulatório seja inadequado. Pelo contrário. A regulamentação existente representou avanços importantes na organização do processo de avaliação e reconhecimento dos investimentos. Mas porque a própria experiência acumulada com sua aplicação permite identificar oportunidades de aperfeiçoamento.
Uma usina não é um ativo estático
Quando se fala em indenização ao final de uma concessão, é natural pensar no patrimônio existente no momento do encerramento contratual. Mas a realidade de uma usina hidrelétrica é muito mais dinâmica. Entre a entrada em operação da primeira unidade geradora e o encerramento da concessão podem existir décadas de investimentos destinados a manter a capacidade de prestação do serviço.
Alguns desses investimentos decorrem da própria evolução tecnológica. Outros surgem em resposta a mudanças regulatórias, ambientais ou operacionais. Uma instalação que não existia quando a usina foi construída pode se tornar necessária décadas depois. Um sistema que originalmente não fazia parte da infraestrutura pode passar a ser essencial para o monitoramento da operação. Uma estrutura concebida segundo os padrões de segurança de sua época pode precisar ser complementada ou modificada em função de novos requisitos.
Assim, a história patrimonial de uma usina pode ser representada de maneira muito mais próxima de uma linha do tempo do que de uma fotografia. O desafio da indenização é, portanto, reconstruir essa história e determinar quais elementos dessa trajetória permanecem associados à infraestrutura necessária à continuidade do serviço. É justamente nesse ponto que algumas questões regulatórias começam a aparecer.
O caso CESP e a evolução das discussões sobre indenização
A discussão sobre a indenização dos ativos de geração não é nova. E talvez um dos melhores exemplos para compreender sua evolução esteja justamente na trajetória da CESP após as controvérsias decorrentes da MP 579.
No processo envolvendo a UHE Três Irmãos, uma decisão judicial proferida em 2022 culminou na adoção de uma abordagem baseada no custo histórico dos investimentos, atualizado pela SELIC. É importante observar esse resultado dentro do contexto em que a decisão foi construída.
A discussão sobre a indenização dos ativos de geração vinha sendo amadurecida ao longo dos anos, enquanto diferentes processos buscavam estabelecer critérios para determinar o valor devido ao concessionário ao término da concessão.
Desde então, entretanto, o próprio arcabouço regulatório evoluiu. A REN 1.027/2022 consolidou uma abordagem mais estruturada para a avaliação dos ativos de geração, incorporando mecanismos que permitem aproximar o valor dos investimentos de uma referência associada à infraestrutura existente, por meio do Valor Novo de Reposição (VNR).
Essa evolução é particularmente relevante quando tratamos de empreendimentos antigos. Em uma usina cuja implantação ocorreu há várias décadas, reconstruir o valor de cada investimento exclusivamente a partir de seus registros históricos pode ser uma tarefa naturalmente sujeita a limitações: documentos podem não estar disponíveis, padrões construtivos foram alterados, preços e tecnologias mudaram e determinados investimentos podem ter sido registrados segundo critérios que já não encontram correspondência direta com a realidade atual.
É justamente nesse contexto que metodologias baseadas no VNR apresentam uma vantagem conceitual importante: elas permitem reconstruir o valor da infraestrutura a partir de referências mais próximas das condições atuais de reposição do ativo, reduzindo parte das distorções que podem surgir quando se tenta transportar diretamente para o presente os custos históricos de uma infraestrutura construída há décadas.
O caso CESP, portanto, permite observar algo maior do que uma discussão sobre um processo específico. Ele traz evidência sobre como as soluções encontradas para determinados processos de indenização refletem o momento regulatório em que foram construídas.
E isso nos leva a uma reflexão importante. Quanto mais antigas forem as usinas, maior tende a ser a distância entre a realidade histórica dos investimentos e os instrumentos regulatórios disponíveis para reconstruí-los.
Uma metodologia baseada em custos históricos pode ter sua lógica e sua aplicabilidade em determinado contexto. Mas, à medida que o setor desenvolve mecanismos mais robustos para avaliar ativos de infraestrutura, surge naturalmente a pergunta: até que ponto soluções construídas em um determinado momento devem continuar orientando processos de indenização quando o próprio arcabouço regulatório já evoluiu?
De um lado, processos de indenização precisam preservar segurança jurídica, previsibilidade e isonomia. De outro, diferentes gerações de empreendimentos carregam histórias de investimento muito distintas, e a utilização de critérios desenvolvidos em momentos diferentes pode produzir resultados que não sejam necessariamente comparáveis entre si. É justamente aí que surge uma questão que merece ser discutida: o arcabouço regulatório possui mecanismos suficientemente flexíveis para lidar com diferentes histórias de investimento sem perder consistência, previsibilidade e isonomia entre os processos?
Talvez essa seja uma das próximas fronteiras da discussão sobre indenização dos ativos de geração. Não apenas definir como calcular o valor de um ativo ao final da concessão, mas compreender qual critério é mais adequado para cada contexto histórico e regulatório, especialmente quando estamos tratando de empreendimentos cuja trajetória atravessa várias décadas.
Projeto básico e investimentos incrementais: duas histórias dentro da mesma usina
A Resolução Normativa ANEEL nº 1.027/2022 estabelece uma distinção importante entre os investimentos relacionados ao projeto básico e aqueles realizados posteriormente, os chamados investimentos incrementais.
Essa diferenciação faz sentido. O projeto básico representa a concepção original do empreendimento. Já os investimentos incrementais representam aquilo que foi incorporado à usina ao longo de sua vida operacional, posteriormente à entrada em operação da última unidade geradora.
São, portanto, investimentos com histórias distintas. No primeiro caso, estamos olhando para a origem da infraestrutura. No segundo, para a evolução dessa infraestrutura. A imagem a seguir representa essa evolução temporal e os montantes associados a projeto básico e investimentos incrementais, bem como sua depreciação ou amortização associada:
Diante disso, é necessário refletir acerca do que se refere o cálculo dessas parcelas. Se os investimentos possuem naturezas e históricos diferentes, seria possível que seus processos de levantamento, comprovação, avaliação e reconhecimento também fossem tratados de maneira mais integrada e padronizada?
A experiência recente com processos de indenização sugere que existe espaço para discutir uma evolução do modelo.
Não necessariamente para eliminar a distinção entre projeto básico e investimentos incrementais, que possui fundamento regulatório, mas para buscar maior uniformidade na forma como a trajetória dos ativos é reconstruída ao longo do processo.
Isso poderia envolver, por exemplo, maior padronização documental, integração das informações históricas dos empreendimentos e critérios mais claros para a conexão entre o investimento realizado e a infraestrutura necessária à continuidade da prestação do serviço.
A questão central talvez seja menos "qual metodologia utilizar?" e mais: como garantir que diferentes metodologias e diferentes conjuntos de informações consigam contar uma única história patrimonial coerente?
Terrenos, edificações e benfeitorias: o ativo deve ser analisado pela sua natureza ou pela sua função?
Outro ponto que chama atenção na aplicação da regulamentação está relacionado aos terrenos, edificações, obras civis e benfeitorias. A própria REN 1.027/2022 estabelece limitações relacionadas ao reconhecimento de determinados bens como reversíveis.
Ao mesmo tempo, o Anexo 3 da própria resolução contempla, entre os grupos de ativos passíveis de avaliação, justamente categorias como terrenos, reservatórios, barragens e adutoras, edificações, obras civis e benfeitorias.
À primeira vista, pode parecer uma simples questão de classificação. Mas talvez exista uma discussão mais profunda por trás dela. A natureza física ou contábil de um bem deveria ser suficiente para determinar sua possibilidade de reconhecimento no processo de indenização?
Ou seria necessário observar também sua função dentro da prestação do serviço?
Essa questão ganha ainda mais relevância quando analisamos usinas construídas há várias décadas. Os requisitos ambientais, de segurança de barragens, monitoramento hidrológico e operação do setor elétrico evoluíram significativamente ao longo do tempo.
Consequentemente, investimentos que não faziam parte da infraestrutura original podem ter se tornado necessários para que a usina continue operando de acordo com as exigências atualmente aplicáveis.
Imagine, por exemplo, uma nova estrutura de monitoramento hidrológico. Sua implantação pode exigir a aquisição de terreno, construção de uma edificação, execução de obras civis e implantação de equipamentos.
Sob uma análise puramente física, estaremos diante de terreno, edificação e benfeitoria. Sob uma análise funcional, entretanto, podemos estar diante de uma infraestrutura necessária à continuidade da prestação do serviço.
O risco de um critério excessivamente baseado na natureza do bem é criar situações em que investimentos realizados justamente para adequar a usina às exigências regulatórias e ambientais contemporâneas sejam desconsiderados sem que se avalie adequadamente sua finalidade.
Isso pode gerar um resultado paradoxal: quanto mais a concessionária investe para adaptar um empreendimento antigo às exigências atuais, maior pode ser a dificuldade de reconhecer determinados componentes físicos desse investimento no processo de indenização.
Talvez seja necessário, portanto, fortalecer uma abordagem que considere não apenas "o que é o bem", mas também "para que ele existe".
Depreciação: uma usina antiga sob uma ótica regulatória que também precisa acompanhar o tempo
Existe ainda outro componente fundamental do cálculo do valor residual: a depreciação. A REN 731/2016 trouxe uma estrutura importante para o cálculo da depreciação acumulada dos ativos de geração para fins de indenização, inclusive permitindo reconstruir a trajetória de depreciação de empreendimentos cuja história remonta a períodos anteriores a 1995.
Esse aspecto é particularmente relevante para usinas hidrelétricas antigas. Entretanto, existe uma característica inevitável nesse tipo de empreendimento: o ativo envelhece, mas também se transforma.
Uma usina pode receber equipamentos novos, passar por grandes modernizações, substituir componentes originalmente instalados e incorporar novas estruturas ao longo de sua vida operacional.
Ao mesmo tempo, as discussões técnicas e regulatórias sobre vida útil, depreciação, modernização e substituição de ativos também evoluem. Isso traz uma pergunta natural: até que ponto uma referência normativa estabelecida em 2016 continua sendo suficiente para representar, sozinha, a realidade de ativos que podem ter sido concebidos décadas antes e que continuam sendo modernizados até os dias atuais?
A questão não significa que a metodologia existente tenha perdido sua utilidade. Significa reconhecer que metodologias regulatórias também possuem um ciclo de vida. Assim como os ativos precisam ser modernizados, os instrumentos utilizados para avaliá-los também precisam ser periodicamente revisitados.
Talvez uma evolução futura do arcabouço regulatório possa permitir maior integração entre as referências históricas de depreciação e as discussões mais recentes sobre vida útil e modernização dos ativos.
Mais do que substituir uma resolução por outra, trata-se de evitar que uma única referência regulatória se transforme em uma fotografia permanente de um fenômeno que, por natureza, é dinâmico.
O desafio não é apenas calcular. É reconhecer a história do ativo.
Quando essas questões são analisadas em conjunto, elas apontam para uma conclusão comum. A indenização de uma usina hidrelétrica ao final da concessão não é simplesmente um exercício de determinar quanto vale o patrimônio remanescente.
É um processo de reconstrução. É necessário reconstruir a história do empreendimento, compreender quais investimentos foram realizados, por qual motivo foram realizados, quando foram incorporados, como contribuíram para a continuidade do serviço e qual parcela de sua vida útil permanece associada ao empreendimento no momento do encerramento da concessão. Isso torna o processo naturalmente complexo. E essa complexidade tende a aumentar à medida que as concessões mais antigas terminam.
Por isso, talvez seja o momento de começar a discutir uma nova etapa de amadurecimento da regulamentação. Uma etapa que preserve os princípios de segurança, isonomia, transparência e previsibilidade, mas que também reconheça uma característica fundamental do setor elétrico: a infraestrutura de geração não é estática.
Ela evolui. Os investimentos evoluem. As exigências regulatórias evoluem. As exigências ambientais evoluem. A tecnologia evolui. E, consequentemente, os mecanismos utilizados para reconhecer o valor residual dessa infraestrutura também precisam ter capacidade de evoluir.
Uma oportunidade de aperfeiçoamento regulatório
A discussão sobre indenização dos ativos de geração precisa, portanto, investigar os seguintes aspectos:
- Como padronizar e integrar as informações do projeto básico e dos investimentos incrementais?
- Como garantir maior uniformidade entre diferentes processos de indenização?
- Como avaliar investimentos realizados para atender novas exigências regulatórias e ambientais?
- Como distinguir um bem administrativo de uma infraestrutura efetivamente necessária à continuidade do serviço?
- Como manter atualizados os critérios de depreciação diante da evolução dos conceitos de vida útil e modernização?
- E, principalmente, como garantir que a regulamentação consiga enxergar a trajetória completa de um empreendimento?
Essas perguntas não significam necessariamente que o modelo atual precise ser substituído. Talvez indiquem algo mais interessante: que o modelo já amadureceu o suficiente para que possamos começar a discutir sua próxima evolução.
No fim, uma usina é mais do que aquilo que foi construído
Uma usina hidrelétrica que chega ao final de sua concessão carrega consigo décadas de história.
O projeto que a originou. Os investimentos que a transformaram, as adequações que permitiram sua continuidade, as exigências que surgiram ao longo do caminho e as decisões tomadas para mantê-la segura, eficiente e operacional.
A indenização precisa, de alguma maneira, traduzir essa história em critérios regulatórios. Talvez o próximo passo da regulamentação seja justamente aperfeiçoar essa tradução. Porque, quando uma usina envelhece, não envelhecem apenas seus ativos.
Também precisam ser revisitados os instrumentos utilizados para compreender, reconhecer e valorar aquilo que foi construído ao longo de sua vida.
Afinal, se a infraestrutura evoluiu ao longo das décadas, por que os critérios utilizados para reconhecer seu valor residual deveriam permanecer exatamente iguais?
