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A renovação das concessões de distribuição de energia elétrica é, sem dúvida, um dos movimentos mais relevantes do Setor Elétrico Brasileiro (SEB) nas últimas décadas. E posso assegurar que as balizas que foram construídas no Decreto nº 12.068/2024 são fundamentadas e miram a sustentabilidade do SEB.
Da mesma forma, os contratos recentemente assinados por um conjunto expressivo de distribuidoras, endereçam a mesma receita. Eles inauguram uma nova matriz de obrigações: qualidade percebida pelo consumidor, resiliência climática, digitalização, eficiência econômica, maior transparência, separação entre comercialização e distribuição, gestão de dados, abertura de mercado e integração de recursos energéticos distribuídos.
Mas há uma pergunta que o setor ainda evita enfrentar com a contundência necessária: de que adianta renovar contratos por mais 30 anos se a forma de precificar o serviço público de energia continuar presa à lógica do século passado?
O Brasil modernizou a geração, expandiu fontes renováveis, estimulou a micro e minigeração distribuída, avançou na abertura do mercado livre e já começou a pavimentar o armazenamento, além de operacionalizar a resposta da demanda e serviços ancilares.
No entanto, a tarifa — que é o principal sinal econômico percebido pelo consumidor e pelo investidor — segue excessivamente carregada de subsídios cruzados, encargos, médias regulatórias e sinais pouco ou nada aderentes ao uso real da rede, este último o verdadeiro ativo da política pública.
A conta de luz, e não é de hoje, virou o lugar errado para resolver problemas certos.
Universalização, tarifa social, transição energética, desenvolvimento regional e estímulo a determinadas tecnologias podem ser (e são) políticas públicas legítimas. O problema não está necessariamente na existência desses objetivos, mas na forma como eles são financiados. Quando custos de política pública são embutidos de maneira difusa na tarifa, o consumidor deixa de saber quanto paga pela energia, quanto paga pela rede, quanto paga por tributos, quanto paga por encargos e quanto paga por escolhas legislativas ou setoriais.
O resultado é uma tarifa menos transparente, menos eficiente e, muitas vezes, menos justa.
A própria Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) é a expressão mais constrangedora dessa constatação. A Aneel estimou para 2026 um orçamento da CDE da ordem R$ 50 bilhões (quando falávamos 5 anos atrás que isso ocorreria, éramos lidos como exagerados e apocalípticos), com crescimento de subsídios à geração distribuída e Tarifa Social. Esses números revelam que a tarifa está sendo chamada a financiar cada vez mais finalidades que não guardam relação direta com o custo eficiente de prestar o serviço de distribuição, ou de outra forma, de atender o pressuposto da política pública em garantir energia ininterrupta, em condições justas, para a nação desenvolver.
A distribuidora do futuro não será apenas a empresa que entrega elétrons até a unidade consumidora. Ela será, cada vez mais, uma operadora de plataforma elétrica local. Sua rede será usada por consumidores que também geram energia, por baterias que carregam e descarregam conforme o valor sistêmico da flexibilidade, por veículos elétricos, por agregadores de carga, por consumidores livres de baixa tensão, por programas de resposta da demanda, por soluções que podem evitar ou postergar investimentos tradicionais em expansão de rede, por modelos híbridos on e off grid.
Essa nova realidade já exige uma tarifa que deixe de ser apenas mecanismo de arrecadação e passe a ser instrumento de coordenação sustentável do sistema.
A lógica atual ainda está fortemente ancorada na ideia de consumo volumétrico, o que quer dizer que, quanto mais se consome em kWh, mais se paga, independente de como e quando se usa. Esse modelo foi funcional para uma rede predominantemente unidirecional, com geração centralizada, consumidores passivos e distribuidoras responsáveis pelo atendimento integral do mercado cativo. Mas ele se mostra insuficiente quando a rede passa a ser utilizada de forma bidirecional, intermitente, localizada e cada vez mais intensiva em capacidade.
O ponto, obviamente, não é punir quem gera a própria energia. Ao contrário: geração distribuída, armazenamento e gestão ativa da demanda são peças indispensáveis para garantir esse novo funcionamento. O problema é remunerar de forma inadequada o uso da rede ou deixar de reconhecer, de maneira simétrica, os custos e benefícios que cada comportamento impõe ao sistema.
Um consumidor com geração distribuída que injeta energia em uma região congestionada da rede não produz o mesmo efeito sistêmico de outro que reduz a demanda no horário de ponta em um alimentador crítico. Uma bateria instalada em local tecnicamente adequado, que posterga reforços de rede e reduz acionamento térmico, não pode ser tratada economicamente como uma carga convencional. Um consumidor capaz de deslocar consumo para horários de menor carregamento presta um serviço ao sistema e deve receber sinal econômico por isso.
A tarifa precisa distinguir essas situações. Não por discriminação, mas por causalidade de custos e benefícios.
Nesse sentido, o Decreto nº 12.068/2024 é mais ousado do que parece à primeira vista. Ao admitir maior flexibilidade normativa para o regime de regulação econômica, tarifas diferenciadas por critérios técnicos, locacionais e de qualidade, novas atividades e serviços pelas distribuidoras, digitalização das redes, abertura de dados e separação entre comercialização regulada e distribuição, o decreto assume novo casamento com a evolução adequada do sistema elétrico. Mas, nenhum casamento vive só de promessas.
O desafio agora é transformá-lo em ações, regulações, decisões e definições.
A política tarifária precisa sair de uma lógica excessivamente geral, uniforme e retrospectiva para uma lógica mais regionalizada, clusterizada e dinâmica. Isso significa reconhecer que o custo de atender uma área urbana adensada, uma zona rural extensa, uma região com perdas não técnicas severas, um polo de data centers, uma área com elevada penetração solar ou um bairro sujeito a eventos climáticos extremos não é o mesmo, com ou sem enterramento de redes, exigirá tarifas diferentes.
A tarifa média, quando aplicada de forma cega, socializa as ineficiências, esconde os sinais de escassez, desestimula os investimentos bem localizados e cobra de todos uma conta injusta.
Como gosto de olhar para frente e ser construtivo, ouso sugerir – com altas chances de errar – pelo menos cinco frentes para nossas decisões regulatórias.
A primeira é separar com mais clareza energia, rede, encargos e políticas públicas. A abertura do mercado livre, especialmente para consumidores de baixa tensão, torna essa separação inevitável. Se o consumidor poderá escolher seu fornecedor de energia, a distribuidora deverá ser remunerada de forma transparente pelo serviço de rede que continuará prestando. A Tusd (tarifa pelo uso do sistema de distribuição) deve ser o preço explícito de acesso, disponibilidade, capacidade, qualidade e confiabilidade da infraestrutura elétrica.
A segunda é aprimorar o pagamento pelo uso da rede. Tarifas horárias, locacionais, binômias, por capacidade contratada, por demanda efetiva ou por perfil de uso precisam deixar de ser experiências marginais e passar a integrar um cardápio regulatório. Consumidores que exigem capacidade do sistema em horários críticos devem receber sinal correspondente. Consumidores que aliviam o sistema também.
A terceira é remunerar serviços, não apenas ativos. A regulação tradicional remunera investimento prudente em rede e em certo grau penaliza a inovação em serviços capturando a receita que permite o investidor ousar. A regulação de curto prazo deve reconhecer também flexibilidade, resposta da demanda, armazenamento, redução de perdas, postergação eficiente de investimentos, recomposição rápida após eventos extremos e melhoria mensurável da qualidade. Em alguns casos, a melhor solução para o consumidor não será construir mais rede, mas contratar capacidade flexível, coordenar recursos distribuídos ou induzir comportamento eficiente de consumo.
A quarta é dar consequência econômica à digitalização. Medidores inteligentes, dados de carregamento, mapas de disponibilidade de carga e informações granulares por área de concessão não podem ser só um exercício de transparência. Devem ser também a infraestrutura informacional de uma tarifa mais precisa, responsiva e orientada por evidências.
A quinta é acelerar a regulação. Revisões tarifárias plurianuais continuarão importantes, mas não bastam para um sistema que muda em ciclos tecnológicos muito mais curtos. A ANEEL precisará harmonizar a estabilidade contratual com instrumentos mais ágeis, tais como os sandboxes tarifários, os gatilhos regulatórios objetivos, mecanismos de atualização entre revisões, consultas públicas mais focadas e métricas de desempenho que permitam corrigir rotas sem esperar a próxima revisão tarifária quinquenal.
Esse movimento exigirá o fortalecimento da ANEEL. E nós, agentes setoriais, precisamos atentar e atuar por isso, e muito rápido.
O Brasil já renovou parte relevante das concessões. Agora precisará renovar a forma de regular o SEB.
A modernização das concessões de distribuição e o funcionamento do próprio SEB fraquejarão se nã vierem acompanhados de uma correta precificação do serviço público de energia. Portanto, assim como iniciei, concluo, a rede do futuro não pode continuar sendo paga com o sinal de preço do passado.
* Wagner Ferreira é sócio do Caputo, Bastos e Serra Advogados — CBS, com mais de 20 anos de atuação no setor elétrico. Integrou o corpo executivo jurídico de companhias de energia elétrica e foi Diretor Institucional e Jurídico da Abradee (Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica)
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Conteúdo reproduzido originalmente em: CNN Brasil por robsonrodrigues
