Outros artigos de Rafael Véras de Freitas Artigo doutrinário
Equilíbrio econômico-financeiro das concessões de distribuição de energia: o desafio da geração distribuída
Publicado originalmente em Brasileira de Direito Público – RBDP, Belo Horizonte, ano 22, n. 84, jan./mar. 2024, pp. 127-161
Citação acadêmica
Copie a referência deste artigo no estilo da sua escolha e cole no seu trabalho. Geramos a citação no padrão exigido pela maioria das revistas jurídicas brasileiras. Ver guia completo.
Ver prévia das três referências▸
ABNT
DE FREITAS, Rafael Véras. Equilíbrio econômico-financeiro das concessões de distribuição de energia: o desafio da geração distribuída. professor_upload, 2026. Acesso via: JurisTube — Acervo Digital de Direito. Disponível em: https://juristube.com.br/colunistas/rafael-veras-de-freitas/equilibrio-economico-financeiro-das-concessoes-de-distribuicao-de-energia-o-desa. Acesso em: 8 nov. 2026.
APA
Freitas, R. V. D. (2026). Equilíbrio econômico-financeiro das concessões de distribuição de energia: o desafio da geração distribuída. *professor_upload*. https://juristube.com.br/colunistas/rafael-veras-de-freitas/equilibrio-economico-financeiro-das-concessoes-de-distribuicao-de-energia-o-desa
Chicago
DE FREITAS, Rafael Véras. 2026. “Equilíbrio econômico-financeiro das concessões de distribuição de energia: o desafio da geração distribuída.” *professor_upload*. https://juristube.com.br/colunistas/rafael-veras-de-freitas/equilibrio-economico-financeiro-das-concessoes-de-distribuicao-de-energia-o-desa
BibTeX
@article{rafael-v-ras-de-freitas-equil-brio-econ-mico-financeiro-das-conc-2026,
author = {Freitas, Rafael Véras de},
title = {Equilíbrio econômico-financeiro das concessões de distribuição de energia: o desafio da geração distribuída},
journal = {professor_upload},
year = {2026},
url = {https://juristube.com.br/colunistas/rafael-veras-de-freitas/equilibrio-economico-financeiro-das-concessoes-de-distribuicao-de-energia-o-desa}
}127R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
Equilíbrio econômico-financeiro das
concessões de distribuição de energia:
o desafio da geração distribuída
Rafael Véras de Freitas
Professor Responsável do LL.M. em Direito da Infraestrutura e Regulação da FGV Direito
Rio. Doutor e Mestre em Direito da Regulação pela FGV Direito Rio. Sócio do Departamento
de Infraestrutura e Regulatório do Braz, Coelho, Veras, Lessa e Bueno Advogados.
Felipe Henrique Braz
Professor do LL.M. em Direito da Infraestrutura e Regulação da FGV Direito Rio. Relator
da Task‑Force de Modernização do Setor Elétrico da ICC Brasil. Sócio do Departamento de
Infraestrutura e Regulatório do Braz, Coelho, Veras, Lessa e Bueno Advogados.
Resumo: O presente artigo tem por desiderato analisar os impactos produzidos nos contratos de
concessão de distribuição de energia elétrica em razão da “corrida” para a exploração da geração
distribuída (GD). Para tanto, serão abordados os aspectos introdutórios da geração distribuída, no
setor elétrico brasileiro, por intermédio da análise da Resolução Normativa nº 482/2012 da ANEEL. Em
prosseguimento, examinar-se-ão os impactos provocados, nos contratos de concessão de distribuição
de energia elétrica, pela expansão da geração distribuída, de forma desordenada e randômica, na
adequação e no equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão. Por fim, diante deste
cenário, pretende-se propor soluções, a serem endereçadas para equilibrar os impactos provocados
pela corrida da GD vis-à-vis a viabilidade das concessões de distribuição energia elétrica.
Palavras-chave: Geração Distribuída. Energia. Setor Elétrico. ANEEL. Distribuição de Energia. Contrato
de Concessão. Equilíbrio Econômico-Financeiro. Regulação.
Sumário: 1 Introdução – 2 A “corrida” pela geração distribuída (GD) – 3 Do antijurídico estabelecimento
de subsídios cruzados entre os projetos de geração distribuída e os usuários cativos do serviço público
de distribuição de energia elétrica – 4 Os impactos da “corrida pela GD” na adequada prestação
do serviço de distribuição de energia elétrica – 5 Os impactos da “corrida pela GD” no equilíbrio
econômico-financeiro dos contratos de distribuição de energia elétrica – 6 Conclusões – Referências
1 Introdução
O crescimento da geração distribuída no Brasil surpreendeu desde os céticos
até os mais entusiastas. Foram tantos projetos de geração adicionados ao siste-
ma que nem mesmo o mais preciso exercício de futurologia seria capaz de prever
as consequências daí decorrentes. Nada obstante, o mais surpreendente são os
efeitos causados pelo incremento da GD no setor elétrico brasileiro. Assim é que,
diferentemente do esperado e rompendo com premissas básicas da macroeconomia,
Equilíbrio econômico-financeiro das
concessões de distribuição de energia:
o desafio da geração distribuída
Rafael Véras de Freitas
Professor Responsável do LL.M. em Direito da Infraestrutura e Regulação da FGV Direito
Rio. Doutor e Mestre em Direito da Regulação pela FGV Direito Rio. Sócio do Departamento
de Infraestrutura e Regulatório do Braz, Coelho, Veras, Lessa e Bueno Advogados.
Felipe Henrique Braz
Professor do LL.M. em Direito da Infraestrutura e Regulação da FGV Direito Rio. Relator
da Task‑Force de Modernização do Setor Elétrico da ICC Brasil. Sócio do Departamento de
Infraestrutura e Regulatório do Braz, Coelho, Veras, Lessa e Bueno Advogados.
Resumo: O presente artigo tem por desiderato analisar os impactos produzidos nos contratos de
concessão de distribuição de energia elétrica em razão da “corrida” para a exploração da geração
distribuída (GD). Para tanto, serão abordados os aspectos introdutórios da geração distribuída, no
setor elétrico brasileiro, por intermédio da análise da Resolução Normativa nº 482/2012 da ANEEL. Em
prosseguimento, examinar-se-ão os impactos provocados, nos contratos de concessão de distribuição
de energia elétrica, pela expansão da geração distribuída, de forma desordenada e randômica, na
adequação e no equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão. Por fim, diante deste
cenário, pretende-se propor soluções, a serem endereçadas para equilibrar os impactos provocados
pela corrida da GD vis-à-vis a viabilidade das concessões de distribuição energia elétrica.
Palavras-chave: Geração Distribuída. Energia. Setor Elétrico. ANEEL. Distribuição de Energia. Contrato
de Concessão. Equilíbrio Econômico-Financeiro. Regulação.
Sumário: 1 Introdução – 2 A “corrida” pela geração distribuída (GD) – 3 Do antijurídico estabelecimento
de subsídios cruzados entre os projetos de geração distribuída e os usuários cativos do serviço público
de distribuição de energia elétrica – 4 Os impactos da “corrida pela GD” na adequada prestação
do serviço de distribuição de energia elétrica – 5 Os impactos da “corrida pela GD” no equilíbrio
econômico-financeiro dos contratos de distribuição de energia elétrica – 6 Conclusões – Referências
1 Introdução
O crescimento da geração distribuída no Brasil surpreendeu desde os céticos
até os mais entusiastas. Foram tantos projetos de geração adicionados ao siste-
ma que nem mesmo o mais preciso exercício de futurologia seria capaz de prever
as consequências daí decorrentes. Nada obstante, o mais surpreendente são os
efeitos causados pelo incremento da GD no setor elétrico brasileiro. Assim é que,
diferentemente do esperado e rompendo com premissas básicas da macroeconomia,
128 R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
o incremento da geração de energia, por intermédio da eclosão desordenada da
GD, fez com que os consumidores cativos das distribuidoras experimentassem
saliente incremento no valor da energia. Para além disso, este fenômeno vem
produzindo impactos operacionais e sistêmicos, que, no limite, podem comprome-
ter a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica. Segue daí
a necessidade de se endereçar uma investigação a propósito dos limites entre o
direito dos novos entrantes exploradores da GD e o regime jurídico-econômico dos
contratos de distribuição de energia elétrica.
Eis o tema objeto da presente investida. Para tanto, o presente ensaio percorrerá
o seguinte caminho. Em primeiro lugar, expor-se-ão os impactos da “corrida” pela
GD, por intermédio da apresentação dos benchmarks, internacional e nacional, a
propósito do tema. Em prosseguimento, será analisada a juridicidade da instalação
de subsídio cruzado tarifário fático provocado pela “corrida” à GD. Posteriormente,
serão investigados os seus impactos sobre o dever de prestação de um serviço
adequado, bem como sobre o equilíbrio econômico-financeiro das concessões de
distribuição de energia. Ao final, pretende-se propor soluções jurídicas, a serem
endereçadas para equacionar os impactos provocados pela “corrida” à GD vis-à-vis
a viabilidade das concessões de distribuição energia elétrica.
2 A “corrida” pela geração distribuída (GD)
A Geração Distribuída (GD) consiste em um modelo de descentralização da
geração de energia, por intermédio da qual o excedente de energia elétrica gerado,
por unidade consumidora de titularidade de um consumidor-gerador, pessoa física
ou jurídica (notadamente empreendimentos que se valem da energia solar, como
fonte de energia), é compensado ou creditado, pela mesma unidade, no âmbito
do Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE). Assim é que, como bem
asseveram Gustavo Kaercher Loureiro et al., 1 “considera-se geração distribuída a
produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos de agentes conces-
sionários, permissionários ou autorizados, incluindo aqueles de capacidade instala-
da reduzida dispensados de outorga, conectados diretamente no sistema elétrico
de distribuição do comprador”. Ainda, de acordo com o autor, “não são, porém,
elegíveis para essa modalidade de contratação os empreendimentos hidrelétricos
com potência superior a 30 MW e os termelétricos, inclusive de cogeração, com
eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento.”
O racional da GD é o de pulverizar a geração de energia, tornando-a mais
próxima do consumidor. Em breve resumo, uma vez produzida a energia, por meio
1 Loureiro et al., 2021.
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
o incremento da geração de energia, por intermédio da eclosão desordenada da
GD, fez com que os consumidores cativos das distribuidoras experimentassem
saliente incremento no valor da energia. Para além disso, este fenômeno vem
produzindo impactos operacionais e sistêmicos, que, no limite, podem comprome-
ter a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica. Segue daí
a necessidade de se endereçar uma investigação a propósito dos limites entre o
direito dos novos entrantes exploradores da GD e o regime jurídico-econômico dos
contratos de distribuição de energia elétrica.
Eis o tema objeto da presente investida. Para tanto, o presente ensaio percorrerá
o seguinte caminho. Em primeiro lugar, expor-se-ão os impactos da “corrida” pela
GD, por intermédio da apresentação dos benchmarks, internacional e nacional, a
propósito do tema. Em prosseguimento, será analisada a juridicidade da instalação
de subsídio cruzado tarifário fático provocado pela “corrida” à GD. Posteriormente,
serão investigados os seus impactos sobre o dever de prestação de um serviço
adequado, bem como sobre o equilíbrio econômico-financeiro das concessões de
distribuição de energia. Ao final, pretende-se propor soluções jurídicas, a serem
endereçadas para equacionar os impactos provocados pela “corrida” à GD vis-à-vis
a viabilidade das concessões de distribuição energia elétrica.
2 A “corrida” pela geração distribuída (GD)
A Geração Distribuída (GD) consiste em um modelo de descentralização da
geração de energia, por intermédio da qual o excedente de energia elétrica gerado,
por unidade consumidora de titularidade de um consumidor-gerador, pessoa física
ou jurídica (notadamente empreendimentos que se valem da energia solar, como
fonte de energia), é compensado ou creditado, pela mesma unidade, no âmbito
do Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE). Assim é que, como bem
asseveram Gustavo Kaercher Loureiro et al., 1 “considera-se geração distribuída a
produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos de agentes conces-
sionários, permissionários ou autorizados, incluindo aqueles de capacidade instala-
da reduzida dispensados de outorga, conectados diretamente no sistema elétrico
de distribuição do comprador”. Ainda, de acordo com o autor, “não são, porém,
elegíveis para essa modalidade de contratação os empreendimentos hidrelétricos
com potência superior a 30 MW e os termelétricos, inclusive de cogeração, com
eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento.”
O racional da GD é o de pulverizar a geração de energia, tornando-a mais
próxima do consumidor. Em breve resumo, uma vez produzida a energia, por meio
1 Loureiro et al., 2021.
129R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
da geração distribuída, o consumidor-gerador se utilizará desta, de modo que o
excedente de energia gerada é injetado no sistema de distribuição. Possibilita-se,
assim, que outras unidades consumidoras de titularidade do mesmo consumidor-
gerador possam usufruir desta energia. A GD pode ser empreendida sob duas pers-
pectivas: visando o lucro por agentes concessionários, permissionários ou autori-
zados, ou pelos consumidores, quando alvitram reduzir o valor de suas tarifas, por
intermédio da inserção de energia por eles produzidas no sistema. É o caso, por
exemplo, do consumidor que instala painéis fotovoltaicos no telhado de sua casa
para se beneficiar da energia gerada. Ainda, a depender da potência instalada, os
empreendimentos podem ser enquadrados em microgeração (potência instalada
de até 75 kW) ou minigeração (potência instalada superior a 75 kW e inferior ou
igual a 3 MW).
Por meio da Resolução Normativa nº 482/2012 da ANEEL, a Geração Distri-
buída tornou-se amplamente acessível à sociedade. De fato, segundo Vitor Rhein
Schirato e Felipe de Almeida Ribeiro Campos,2 a REN nº 482 “introduziu um regime
especial de consumo porque possibilitou à classe de consumidores regulados dos
pequenos geradores distribuídos, exclusivamente, por meio do SCEE, o abatimento
no valor cobrado pela energia elétrica consumida, em sua fatura, do valor corres-
pondente de energia elétrica gerada por suas pequenas centrais geradoras.” Ainda
de acordo com os autores, a resolução inaugurou um “novo regime jurídico de gera-
ção de energia elétrica no Brasil, uma vez que os pequenos geradores distribuídos
foram autorizados a gerar energia elétrica, sem a necessidade de um título jurídico
habilitante (concessão, permissão ou autorização.” Desde então, percebeu-se um
crescimento desenfreado desta modalidade de geração de energia. Tal normativo
restou alterado em quatro oportunidades distintas, por intermédio das Resoluções
Normativas da ANEEL ns. 517/2012, 687/2015, 786/2017 e 1.000/2021.
Nada obstante, a geração distribuída teve a sua mais recente normatização,
por intermédio da edição da Lei nº 14.300/2022, que entrou em vigor, em 6 de
janeiro de 2022. Tal diploma passou a disciplinar o Sistema de Compensação de
Energia Elétrica (SCEE), por meio do qual as unidades consumidoras com micro ou
minigeração distribuída injetam energia no sistema de distribuição, fazendo jus a
posterior compensação com o consumo de energia ou contabilização de crédito de
energia futura. A respeito do tema, Vitor Rhein Schirato e Felipe de Almeida Ribeiro
Campos3 asseveram que o Sistema de Compensação de Energia Elétrica ou SCEE
“possibilita aos consumidores do mercado regulado (que compram energia dire-
tamente da distribuidora) com mini e/ou microgeração distribuída compensarem,
2 Schirato; Campos, 2022.
3 Schirato; Campos, 2022, p. 186.
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
da geração distribuída, o consumidor-gerador se utilizará desta, de modo que o
excedente de energia gerada é injetado no sistema de distribuição. Possibilita-se,
assim, que outras unidades consumidoras de titularidade do mesmo consumidor-
gerador possam usufruir desta energia. A GD pode ser empreendida sob duas pers-
pectivas: visando o lucro por agentes concessionários, permissionários ou autori-
zados, ou pelos consumidores, quando alvitram reduzir o valor de suas tarifas, por
intermédio da inserção de energia por eles produzidas no sistema. É o caso, por
exemplo, do consumidor que instala painéis fotovoltaicos no telhado de sua casa
para se beneficiar da energia gerada. Ainda, a depender da potência instalada, os
empreendimentos podem ser enquadrados em microgeração (potência instalada
de até 75 kW) ou minigeração (potência instalada superior a 75 kW e inferior ou
igual a 3 MW).
Por meio da Resolução Normativa nº 482/2012 da ANEEL, a Geração Distri-
buída tornou-se amplamente acessível à sociedade. De fato, segundo Vitor Rhein
Schirato e Felipe de Almeida Ribeiro Campos,2 a REN nº 482 “introduziu um regime
especial de consumo porque possibilitou à classe de consumidores regulados dos
pequenos geradores distribuídos, exclusivamente, por meio do SCEE, o abatimento
no valor cobrado pela energia elétrica consumida, em sua fatura, do valor corres-
pondente de energia elétrica gerada por suas pequenas centrais geradoras.” Ainda
de acordo com os autores, a resolução inaugurou um “novo regime jurídico de gera-
ção de energia elétrica no Brasil, uma vez que os pequenos geradores distribuídos
foram autorizados a gerar energia elétrica, sem a necessidade de um título jurídico
habilitante (concessão, permissão ou autorização.” Desde então, percebeu-se um
crescimento desenfreado desta modalidade de geração de energia. Tal normativo
restou alterado em quatro oportunidades distintas, por intermédio das Resoluções
Normativas da ANEEL ns. 517/2012, 687/2015, 786/2017 e 1.000/2021.
Nada obstante, a geração distribuída teve a sua mais recente normatização,
por intermédio da edição da Lei nº 14.300/2022, que entrou em vigor, em 6 de
janeiro de 2022. Tal diploma passou a disciplinar o Sistema de Compensação de
Energia Elétrica (SCEE), por meio do qual as unidades consumidoras com micro ou
minigeração distribuída injetam energia no sistema de distribuição, fazendo jus a
posterior compensação com o consumo de energia ou contabilização de crédito de
energia futura. A respeito do tema, Vitor Rhein Schirato e Felipe de Almeida Ribeiro
Campos3 asseveram que o Sistema de Compensação de Energia Elétrica ou SCEE
“possibilita aos consumidores do mercado regulado (que compram energia dire-
tamente da distribuidora) com mini e/ou microgeração distribuída compensarem,
2 Schirato; Campos, 2022.
3 Schirato; Campos, 2022, p. 186.
130 R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
em sua fatura de energia elétrica, o valor a ser pago pela quantidade de energia
elétrica consumida da rede de distribuição com a quantidade de energia elétrica
injetada a partir da central geradora”.
Acontece que a exploração da geração distribuída vem crescendo, exponen-
cialmente. Segundo informações do Painel de Monitoramento de Geração de Ener-
gia da ANEEL,4 no final do ano de 2017, a totalidade de usinas de GD conectadas
ao Sistema Interligado Nacional (SIN) somava 0,24 GW de potência instalada. Ao
final de 2023, a GD somou 25,9 GW de potência instalada, com 2,2 milhões de
usinas conectadas ao SIN. Atualmente, para os fins da presente investida, é de se
destacar que a capacidade instalada de geração distribuída no Brasil é superior à
das usinas de Itaipu e Belo Monte juntas, o que pode ser evidenciado pelo gráfico
abaixo colacionado:
Figura 1 – Crescimento da GD.
0
2.000.000
4.000.000
6.000.000
8.000.000
10.000.000
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Potência Instalada
Crescimento da GD
(Potência Instalada adicionada em cada ano)
Note-se que o aumento da geração distribuída verificado, no período objeto
de análise (2017-2023), é de mais de dez mil por cento (10.691%). Para se ter
uma ordem de grandeza do que se passa, somente no ano de 2022, a quantidade
de potência instalada de GD adicionada ao sistema foi de 8,3 GW – praticamente,
idêntica à potência instalada de toda a UHE Tucuruí (8,5 GW), que é a segunda maior
usina geradora de energia no Brasil. Nada obstante, verifica-se uma sutil queda de
potência instalada desta modalidade de geração, no ano de 2023 em relação ao
ano de 2022. Isto se deve, possivelmente, ao fato de a Lei nº 14.300/2022 ter
estabelecido, em seu art. 26, inciso II, que os novos projetos de micro e minige-
ração distribuída com protocolos de solicitação de acesso posteriores à data de 7
de janeiro de 2023 estarão sujeitos à redução progressiva dos subsídios tarifários,
4 Brasil, [2024a].
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
em sua fatura de energia elétrica, o valor a ser pago pela quantidade de energia
elétrica consumida da rede de distribuição com a quantidade de energia elétrica
injetada a partir da central geradora”.
Acontece que a exploração da geração distribuída vem crescendo, exponen-
cialmente. Segundo informações do Painel de Monitoramento de Geração de Ener-
gia da ANEEL,4 no final do ano de 2017, a totalidade de usinas de GD conectadas
ao Sistema Interligado Nacional (SIN) somava 0,24 GW de potência instalada. Ao
final de 2023, a GD somou 25,9 GW de potência instalada, com 2,2 milhões de
usinas conectadas ao SIN. Atualmente, para os fins da presente investida, é de se
destacar que a capacidade instalada de geração distribuída no Brasil é superior à
das usinas de Itaipu e Belo Monte juntas, o que pode ser evidenciado pelo gráfico
abaixo colacionado:
Figura 1 – Crescimento da GD.
0
2.000.000
4.000.000
6.000.000
8.000.000
10.000.000
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Potência Instalada
Crescimento da GD
(Potência Instalada adicionada em cada ano)
Note-se que o aumento da geração distribuída verificado, no período objeto
de análise (2017-2023), é de mais de dez mil por cento (10.691%). Para se ter
uma ordem de grandeza do que se passa, somente no ano de 2022, a quantidade
de potência instalada de GD adicionada ao sistema foi de 8,3 GW – praticamente,
idêntica à potência instalada de toda a UHE Tucuruí (8,5 GW), que é a segunda maior
usina geradora de energia no Brasil. Nada obstante, verifica-se uma sutil queda de
potência instalada desta modalidade de geração, no ano de 2023 em relação ao
ano de 2022. Isto se deve, possivelmente, ao fato de a Lei nº 14.300/2022 ter
estabelecido, em seu art. 26, inciso II, que os novos projetos de micro e minige-
ração distribuída com protocolos de solicitação de acesso posteriores à data de 7
de janeiro de 2023 estarão sujeitos à redução progressiva dos subsídios tarifários,
4 Brasil, [2024a].
131R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
na forma prevista pelo art. 27 da referida lei. Sugere-se que tal circunstância gerou
uma “corrida” desenfreada por solicitações de acesso.5
No período de outubro de 2022 até 7 de janeiro de 2023, foram protocola-
das 486,6 mil solicitações de acesso de projetos de GD, totalizando 32,2 GW de
potência instalada. Todavia, mesmo com a redução de subsídios, imposta pela Lei
nº 14.300/2022, o incremento de projetos de GD conectados ao sistema no ano
de 2023 continuou sendo exponencial. Tanto assim é que, neste período, foram
conectadas 633.420 ao SIN, com potência instalada total de 7,5 GW.
Cuida-se de um círculo vicioso, que segue em crescente espiral. De fato,
há algumas semanas, o Operador Nacional do Sistema (ONS) divulgou o sumá-
rio executivo do Plano de Operação Elétrica de Médio Prazo do SIN (PAR-PEL) de
2023. Neste documento, o ONS apontou que, em dezembro de 2023, as fontes
solares (GD e centralizada) e eólica totalizaram 64,7 GW de potência instalada, o
que corresponde a 30,2% da matriz energética do país. Tal entidade prevê, ainda,
que, até dezembro de 2027, tais fontes venham a totalizar 122,4 GW de potência
instalada. Assim é que, considerando que a capacidade instalada total do parque
gerador nacional projetada, para o ano de 2027, será de 281,5 GW, estima-se que
as usinas solares e eólicas representarão mais de 44% da nossa matriz energética.
O problema deste cenário reside no fato de que a previsão de carga (i.e., con-
sumo de energia), para o ano de 2027, é de apenas 110,9 GW – menos da metade
potência instalada projetada. Nesse quadrante, ter-se-á uma capacidade instalada de
281,5 GW. Nada obstante, consumiremos, apenas, 39% de toda essa energia. Tal
cenário forjará um gargalo na infraestrutura do setor, sem precedentes na sua história.
Além da ocorrência de uma geração vertida de todas as fontes (i.e., energia
desperdiçada), o excesso de geração não reduzirá o valor da energia despendido
pelo consumidor cativo. Pelo contrário, a tendência é a de que a sobreoferta aumen-
te o valor justamente pelos usuários de tal sistema. O efeito negativo do excesso
de geração de fontes incentivadas sobre o preço da tarifa de energia é apontado,
por Edvaldo Santana,6 ex-diretor da ANEEL, em recente artigo publicado no jornal
O Globo, para quem “o sistema elétrico tem uma condição essencial para funcio-
nar: a geração, a cada milésimo de segundo, precisa ser igual ao consumo. Como
a capacidade de gerar, atualmente, é muito maior que o consumo, usinas ficarão
sem produzir ou gerar”. E arremata seu ponto, ao asseverar que “como não foi a
usina a causadora do problema, exigirá ressarcimento do poder concedente, que
‘distribuiu’ uma quantidade exagerada de outorgas. O consumidor pagará a conta,
como pagou às hidrelétricas, eólicas e solares que ficaram impedidas de gerar.”
5 Salomão, 2023.
6 Santana, 2024.
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
na forma prevista pelo art. 27 da referida lei. Sugere-se que tal circunstância gerou
uma “corrida” desenfreada por solicitações de acesso.5
No período de outubro de 2022 até 7 de janeiro de 2023, foram protocola-
das 486,6 mil solicitações de acesso de projetos de GD, totalizando 32,2 GW de
potência instalada. Todavia, mesmo com a redução de subsídios, imposta pela Lei
nº 14.300/2022, o incremento de projetos de GD conectados ao sistema no ano
de 2023 continuou sendo exponencial. Tanto assim é que, neste período, foram
conectadas 633.420 ao SIN, com potência instalada total de 7,5 GW.
Cuida-se de um círculo vicioso, que segue em crescente espiral. De fato,
há algumas semanas, o Operador Nacional do Sistema (ONS) divulgou o sumá-
rio executivo do Plano de Operação Elétrica de Médio Prazo do SIN (PAR-PEL) de
2023. Neste documento, o ONS apontou que, em dezembro de 2023, as fontes
solares (GD e centralizada) e eólica totalizaram 64,7 GW de potência instalada, o
que corresponde a 30,2% da matriz energética do país. Tal entidade prevê, ainda,
que, até dezembro de 2027, tais fontes venham a totalizar 122,4 GW de potência
instalada. Assim é que, considerando que a capacidade instalada total do parque
gerador nacional projetada, para o ano de 2027, será de 281,5 GW, estima-se que
as usinas solares e eólicas representarão mais de 44% da nossa matriz energética.
O problema deste cenário reside no fato de que a previsão de carga (i.e., con-
sumo de energia), para o ano de 2027, é de apenas 110,9 GW – menos da metade
potência instalada projetada. Nesse quadrante, ter-se-á uma capacidade instalada de
281,5 GW. Nada obstante, consumiremos, apenas, 39% de toda essa energia. Tal
cenário forjará um gargalo na infraestrutura do setor, sem precedentes na sua história.
Além da ocorrência de uma geração vertida de todas as fontes (i.e., energia
desperdiçada), o excesso de geração não reduzirá o valor da energia despendido
pelo consumidor cativo. Pelo contrário, a tendência é a de que a sobreoferta aumen-
te o valor justamente pelos usuários de tal sistema. O efeito negativo do excesso
de geração de fontes incentivadas sobre o preço da tarifa de energia é apontado,
por Edvaldo Santana,6 ex-diretor da ANEEL, em recente artigo publicado no jornal
O Globo, para quem “o sistema elétrico tem uma condição essencial para funcio-
nar: a geração, a cada milésimo de segundo, precisa ser igual ao consumo. Como
a capacidade de gerar, atualmente, é muito maior que o consumo, usinas ficarão
sem produzir ou gerar”. E arremata seu ponto, ao asseverar que “como não foi a
usina a causadora do problema, exigirá ressarcimento do poder concedente, que
‘distribuiu’ uma quantidade exagerada de outorgas. O consumidor pagará a conta,
como pagou às hidrelétricas, eólicas e solares que ficaram impedidas de gerar.”
5 Salomão, 2023.
6 Santana, 2024.
132 R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
O fenômeno da “corrida” pela geração distribuída não aconteceu apenas no
Brasil, como se depreende de uma análise do benchmark internacional. A Itália,
por exemplo, conta com um modelo regulatório de remuneração do concessioná-
rio de distribuição de energia semelhante ao adotado no Brasil, que é o chamado
price‑cap e “fator X”. Naquele país, a tarifa residencial é composta por três ele-
mentos, sendo que o primeiro é fixo, o segundo é atrelado à potência consumida
e o terceiro é volumétrico progressivo (ou seja, o valor do kWh aumenta conforme
a elevação do consumo).
No ano de 2005, o governo italiano passou a fomentar a Geração Distribuída,
por meio de uma política pública denominada “Conto Energia”. Tal política intro-
duziu o mecanismo denominado feed in tariff (FIT), em que o consumidor-gerador
receberia um crédito pela totalidade de energia gerada, e não apenas pela energia
efetivamente injetada no sistema de distribuição. Nos anos seguintes, o modelo
regulatório italiano passou por algumas modificações, visando a conter o cresci-
mento da GD e o seu impacto no sistema de distribuição de energia. Todavia, tal
crescimento não esmoreceu, alcançando, no ano de 2015, o número de 18,9 GW
de potência instalada – em termos comparativos, trata-se de potência instalada su-
perior à da maior hidrelétrica do mundo (Hidrelétrica Três Gargantas, com 18,2 GW).
Por conta desse cenário, houve uma queda vertiginosa no volume de consumo
de energia das concessionárias de distribuição italianas. O fato, consequentemente,
importou no significativo aumento da tarifa de energia, por diversos anos seguidos.
O impacto causado pela GD foi, diretamente, transferido para os consumidores co-
muns (em sua maioria de baixa renda), que não utilizavam essa forma de geração
de energia.7 Atualmente, a Itália busca regulamentar a GD para que estes agentes
paguem pelo serviço de distribuição, tal como os consumidores comuns, de modo a
reduzir o subsídio cruzado que vem prejudicando os usuários mais desafortunados.
Na Alemanha, também foi introduzido o mecanismo de subsídio feed in tariff
(FIT), tal como ocorreu na Itália. O subsídio foi criado pela legislação de incentivo às
energias renováveis (Erneuerbere Energien Gesetz – EEG). O crescimento da GD na
Alemanha foi um dos mais surpreendentes do mundo. No ano de 2014, alcançou
o montante de 38 GW de potência instalada apenas com fonte fotovoltaica (solar).
O tamanho equivale a quase 3 (três) Usinas Hidrelétricas de Itaipu.
Esse cenário gerou uma crise no sistema de distribuição de energia elétrica
no país. Não apenas por conta do aumento da tarifa de energia para os consumi-
dores cativos, mas por questões técnicas relacionadas à falta de capacidade de
atendimento de toda a demanda gerada pelos agentes de GD. Isso ocorreu por-
que as distribuidoras não conseguiam manter o nível da tensão do sistema, com
7 Nesse sentido: Câmara, L., 2017.
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
O fenômeno da “corrida” pela geração distribuída não aconteceu apenas no
Brasil, como se depreende de uma análise do benchmark internacional. A Itália,
por exemplo, conta com um modelo regulatório de remuneração do concessioná-
rio de distribuição de energia semelhante ao adotado no Brasil, que é o chamado
price‑cap e “fator X”. Naquele país, a tarifa residencial é composta por três ele-
mentos, sendo que o primeiro é fixo, o segundo é atrelado à potência consumida
e o terceiro é volumétrico progressivo (ou seja, o valor do kWh aumenta conforme
a elevação do consumo).
No ano de 2005, o governo italiano passou a fomentar a Geração Distribuída,
por meio de uma política pública denominada “Conto Energia”. Tal política intro-
duziu o mecanismo denominado feed in tariff (FIT), em que o consumidor-gerador
receberia um crédito pela totalidade de energia gerada, e não apenas pela energia
efetivamente injetada no sistema de distribuição. Nos anos seguintes, o modelo
regulatório italiano passou por algumas modificações, visando a conter o cresci-
mento da GD e o seu impacto no sistema de distribuição de energia. Todavia, tal
crescimento não esmoreceu, alcançando, no ano de 2015, o número de 18,9 GW
de potência instalada – em termos comparativos, trata-se de potência instalada su-
perior à da maior hidrelétrica do mundo (Hidrelétrica Três Gargantas, com 18,2 GW).
Por conta desse cenário, houve uma queda vertiginosa no volume de consumo
de energia das concessionárias de distribuição italianas. O fato, consequentemente,
importou no significativo aumento da tarifa de energia, por diversos anos seguidos.
O impacto causado pela GD foi, diretamente, transferido para os consumidores co-
muns (em sua maioria de baixa renda), que não utilizavam essa forma de geração
de energia.7 Atualmente, a Itália busca regulamentar a GD para que estes agentes
paguem pelo serviço de distribuição, tal como os consumidores comuns, de modo a
reduzir o subsídio cruzado que vem prejudicando os usuários mais desafortunados.
Na Alemanha, também foi introduzido o mecanismo de subsídio feed in tariff
(FIT), tal como ocorreu na Itália. O subsídio foi criado pela legislação de incentivo às
energias renováveis (Erneuerbere Energien Gesetz – EEG). O crescimento da GD na
Alemanha foi um dos mais surpreendentes do mundo. No ano de 2014, alcançou
o montante de 38 GW de potência instalada apenas com fonte fotovoltaica (solar).
O tamanho equivale a quase 3 (três) Usinas Hidrelétricas de Itaipu.
Esse cenário gerou uma crise no sistema de distribuição de energia elétrica
no país. Não apenas por conta do aumento da tarifa de energia para os consumi-
dores cativos, mas por questões técnicas relacionadas à falta de capacidade de
atendimento de toda a demanda gerada pelos agentes de GD. Isso ocorreu por-
que as distribuidoras não conseguiam manter o nível da tensão do sistema, com
7 Nesse sentido: Câmara, L., 2017.
133R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
um controle de potência, limitação de potência injetada e controle remoto. Tais
controles somente poderiam ser utilizados em hipóteses de sobrecargas da rede
elétrica. Todavia, em razão da situação experimentada pelo crescimento desen-
freado da GD, os controles precisaram passar a ser utilizados durante a operação
normal do sistema.
Diferentemente do Brasil, nos Estados Unidos, a competência para explorar os
serviços de distribuição de energia elétrica é segmentado por estados, cada qual
com a sua regulação própria. No estado da Califórnia, por exemplo, o setor elétrico
é dominado por três companhias (investor owned utilities) que, juntas, detêm uma
participação de mercado de 75%. A tarifa cobrada do consumidor, por sua vez, leva
em conta o consumo em kWh, dentro de quatro faixas de consumo progressivas
– ou seja, uma tarifa monômia. Naquele estado, a GD foi introduzida, por meio da
promulgação da Senate Bill 656 (popularizada como Net Energy Metering ou NEM),
no ano de 1995. A partir de então, os consumidores-geradores foram autorizados
a injetarem a energia gerada, no sistema de distribuição, constituindo, com isso,
um crédito para o abatimento de faturas de energia. Desde então, o estado da
California saltou para uma potência instalada de 13,3 GW, sendo que 4,5 GW se
referem à geração distribuída. Reproduz-se, abaixo, gráfico contendo a evolução
da potência instalada fotovoltaica na Califórnia:
Figura 2 – Evolução da Energia Solar na Califórnia.
Fonte: California Distributed Generation Statistics (2017).
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
um controle de potência, limitação de potência injetada e controle remoto. Tais
controles somente poderiam ser utilizados em hipóteses de sobrecargas da rede
elétrica. Todavia, em razão da situação experimentada pelo crescimento desen-
freado da GD, os controles precisaram passar a ser utilizados durante a operação
normal do sistema.
Diferentemente do Brasil, nos Estados Unidos, a competência para explorar os
serviços de distribuição de energia elétrica é segmentado por estados, cada qual
com a sua regulação própria. No estado da Califórnia, por exemplo, o setor elétrico
é dominado por três companhias (investor owned utilities) que, juntas, detêm uma
participação de mercado de 75%. A tarifa cobrada do consumidor, por sua vez, leva
em conta o consumo em kWh, dentro de quatro faixas de consumo progressivas
– ou seja, uma tarifa monômia. Naquele estado, a GD foi introduzida, por meio da
promulgação da Senate Bill 656 (popularizada como Net Energy Metering ou NEM),
no ano de 1995. A partir de então, os consumidores-geradores foram autorizados
a injetarem a energia gerada, no sistema de distribuição, constituindo, com isso,
um crédito para o abatimento de faturas de energia. Desde então, o estado da
California saltou para uma potência instalada de 13,3 GW, sendo que 4,5 GW se
referem à geração distribuída. Reproduz-se, abaixo, gráfico contendo a evolução
da potência instalada fotovoltaica na Califórnia:
Figura 2 – Evolução da Energia Solar na Califórnia.
Fonte: California Distributed Generation Statistics (2017).
134 R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
O crescimento desenfreado da GD de fonte solar na Califórnia produziu intensas
externalidades negativas. É que, como a energia solar tem caráter intermitente, o
sistema de distribuição recebe uma alta injeção de energia durante o período da
tarde. Nada obstante, o pico de carga (consumo de energia) do sistema ocorre du-
rante a noite, período em que não há injeção de energia pelas usinas fotovoltaicas.
Nesse quadrante, o sistema de distribuição sofre com uma queda brusca da carga
líquida (ramp down), na metade do dia, motivo pelo qual se perfaz a necessidade de
sua retomada súbita, no final da tarde (ramp up), para garantir o fornecimento de
energia durante o ápice do consumo. Este fenômeno foi intitulado, pelo California
ISO (Caiso), como a “Curva do Pato”, em razão da curva gráfica que indica a carga
líquida de energia elétrica resultante da variação entre demanda total de energia
e a geração fotovoltaica, que ocorre durante o dia. Confira-se:
Figura 3 – Evolução da Energia Solar na Califórnia.
Fonte: Fast [...], 2016.
Segundo Meredith Fowlie, 8 professora da Universidade de Berkley, a partir do
ano de 2016, a curva do pato se tornou um problema estratégico para a opera-
ção do sistema de distribuição da Califórnia. Tanto é que o prejuízo causado pela
GD aos consumidores comuns, especialmente aqueles de menor renda, pode
chegar a USD 45,00 por mês por família, o que corresponde a aproximadamente
8 Fowlie, 2016.
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
O crescimento desenfreado da GD de fonte solar na Califórnia produziu intensas
externalidades negativas. É que, como a energia solar tem caráter intermitente, o
sistema de distribuição recebe uma alta injeção de energia durante o período da
tarde. Nada obstante, o pico de carga (consumo de energia) do sistema ocorre du-
rante a noite, período em que não há injeção de energia pelas usinas fotovoltaicas.
Nesse quadrante, o sistema de distribuição sofre com uma queda brusca da carga
líquida (ramp down), na metade do dia, motivo pelo qual se perfaz a necessidade de
sua retomada súbita, no final da tarde (ramp up), para garantir o fornecimento de
energia durante o ápice do consumo. Este fenômeno foi intitulado, pelo California
ISO (Caiso), como a “Curva do Pato”, em razão da curva gráfica que indica a carga
líquida de energia elétrica resultante da variação entre demanda total de energia
e a geração fotovoltaica, que ocorre durante o dia. Confira-se:
Figura 3 – Evolução da Energia Solar na Califórnia.
Fonte: Fast [...], 2016.
Segundo Meredith Fowlie, 8 professora da Universidade de Berkley, a partir do
ano de 2016, a curva do pato se tornou um problema estratégico para a opera-
ção do sistema de distribuição da Califórnia. Tanto é que o prejuízo causado pela
GD aos consumidores comuns, especialmente aqueles de menor renda, pode
chegar a USD 45,00 por mês por família, o que corresponde a aproximadamente
8 Fowlie, 2016.
135R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
R$ 225,00 mensais. Sobre o tema, vale transcrever a lição de Nivalde de Castro
e Guilherme Dantas:9
Um dos argumentos muito frequentes no debate em curso na Cali-
fórnia acerca dos impactos da difusão da geração distribuída consis-
te na definição dos prosumidores como freeriders da rede, ou seja,
agentes que usufruem do serviço prestado pelas distribuidoras sem
que estejam arcando com o custo de prestação do mesmo (Franz,
2016). Um dos desdobramentos desse cenário é a alocação dos
custos da rede entre os agentes de forma incorreta, posto que aos
consumidores sem-painel é incutido um custo adicional decorrente
da difusão da geração fotovoltaica distribuída. Nesse sentido, grande
parte das mudanças que vem sendo discutidas na Califórnia remete
a esse debate.
Com vistas a um melhor entendimento da discussão e mudanças em
curso na Califórnia, é imperativo a compreensão da dinâmica dos im-
pactos econômicos e financeiros. Em síntese, nota-se que a difusão
da geração distribuída resulta na transferência de custos dos con-
sumidores que possuem sistemas fotovoltaicos instalados em suas
residências, para os chamados consumidores sem-painéis. Esta
transferência é tratada na literatura como cost‑shift, efeito ilustrado
através da Figura 1.7.
Figura 1.7: Ilustração do Efeito Cost-Shift
Conforme explicitado na figura, os custos que passam a recair sobre
os consumidores que não possuem sistemas fotovoltaicos instala-
dos consistem essencialmente na diferença entre a perda de recei-
ta e os custos evitados pelas utilities em função da conexão dos
sistemas de geração distribuída à rede. As perdas de receita estão
associadas à redução da conta de eletricidade paga pelos consumi-
dores que são atendidos pelo programa de net‑metering, somada aos
custos de administração do programa, e aos custos de integração e
interconexão dos sistemas fotovoltaicos à rede de distribuição. Já os
custos evitados refletem a potencial redução das perdas técnicas,
já que parte da eletricidade passa a ser gerada no próprio local de
consumo, não precisando passar pela rede de distribuição; redução
dos custos de geração, ou de contratação de eletricidade, em função
do aumento da autogeração; e redução do montante de eletricidade
gerada a partir de fontes renováveis a ser adquirido a fim de cumprir
as metas definidas através do programa de RPS.
9 Castro; Dantas, 2018. pp. 55 e 56.
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
R$ 225,00 mensais. Sobre o tema, vale transcrever a lição de Nivalde de Castro
e Guilherme Dantas:9
Um dos argumentos muito frequentes no debate em curso na Cali-
fórnia acerca dos impactos da difusão da geração distribuída consis-
te na definição dos prosumidores como freeriders da rede, ou seja,
agentes que usufruem do serviço prestado pelas distribuidoras sem
que estejam arcando com o custo de prestação do mesmo (Franz,
2016). Um dos desdobramentos desse cenário é a alocação dos
custos da rede entre os agentes de forma incorreta, posto que aos
consumidores sem-painel é incutido um custo adicional decorrente
da difusão da geração fotovoltaica distribuída. Nesse sentido, grande
parte das mudanças que vem sendo discutidas na Califórnia remete
a esse debate.
Com vistas a um melhor entendimento da discussão e mudanças em
curso na Califórnia, é imperativo a compreensão da dinâmica dos im-
pactos econômicos e financeiros. Em síntese, nota-se que a difusão
da geração distribuída resulta na transferência de custos dos con-
sumidores que possuem sistemas fotovoltaicos instalados em suas
residências, para os chamados consumidores sem-painéis. Esta
transferência é tratada na literatura como cost‑shift, efeito ilustrado
através da Figura 1.7.
Figura 1.7: Ilustração do Efeito Cost-Shift
Conforme explicitado na figura, os custos que passam a recair sobre
os consumidores que não possuem sistemas fotovoltaicos instala-
dos consistem essencialmente na diferença entre a perda de recei-
ta e os custos evitados pelas utilities em função da conexão dos
sistemas de geração distribuída à rede. As perdas de receita estão
associadas à redução da conta de eletricidade paga pelos consumi-
dores que são atendidos pelo programa de net‑metering, somada aos
custos de administração do programa, e aos custos de integração e
interconexão dos sistemas fotovoltaicos à rede de distribuição. Já os
custos evitados refletem a potencial redução das perdas técnicas,
já que parte da eletricidade passa a ser gerada no próprio local de
consumo, não precisando passar pela rede de distribuição; redução
dos custos de geração, ou de contratação de eletricidade, em função
do aumento da autogeração; e redução do montante de eletricidade
gerada a partir de fontes renováveis a ser adquirido a fim de cumprir
as metas definidas através do programa de RPS.
9 Castro; Dantas, 2018. pp. 55 e 56.
136 R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
A ineficiência alocativa resultante da associação destes fatores leva a
um quadro de instabilidade regulatória que deve ser evitado. Diversas
estimativas têm sido apresentadas no sentido de demonstrar esse
impacto, sendo os números apresentados pela SDG&E, em dezem-
bro de 2015, bastante representativos. De acordo com a empresa,
os custos que recaem anualmente sobre os consumidores sem-pai-
nel somariam US$160 milhões, o que significaria um aumento médio
na conta destes consumidores de US$100 por ano (Franz, 2016). Um
estudo realizado pela CPUC aponta que um consumidor residencial
médio, atendido pela SDG&E, que possui um sistema fotovoltaico
instalado paga por apenas 54% dos custos incorridos pela utility no
seu atendimento (CPUC, 2013). A PG&E, por sua vez, estimou que,
caso não fossem alterados, os antigos incentivos à geração solar
resultariam no aumento da conta dos consumidores sem-painel no
montante de US$ 45 por mês, por família em 2025 (Franz, 2016).
Dados da PG&E demonstram, ainda, quem em 2025 aproximada-
mente 25% da conta de eletricidade paga pelos seus consumidores
estariam vinculados ao impacto do cost‑shift decorrente da difusão
da geração distribuída, caso não fosse realizada uma reforma no pro-
grama de net‑metering.
Atualmente, o estado da Califórnia passa por uma profunda revisão de suas
políticas energéticas, na tentativa de consertar as distorções causadas pelo avanço
desenfreado da Geração Distribuída. Para além de produzir efeitos no custo final de
energia, é de se destacar que o sistema de distribuição não dispõe da necessária
capacidade física para a absorção da energia gerada pelos exploradores de GD. Não
é por outra razão que as investidas desordenadas de tais entrantes, sem a instala-
ção de uma adequada arquitetura de coordenação regulatória, estão produzindo um
subsídio cruzado fático entre os operadores de GD e os usuários cativos do serviço
público de distribuição de energia elétrica, tema que será objeto no próximo item.
3 Do antijurídico estabelecimento de subsídios cruzados
entre os projetos de geração distribuída e os usuários
cativos do serviço público de distribuição de energia
elétrica
A conexão de novos empreendimentos de geração distribuída, de forma expo-
nencial e desregulada, produz externalidades negativas diretas às concessões de
distribuição de energia. De fato, em que pese decorram de causas diferentes, os
seus efeitos acometem seu ponto nevrálgico: o seu equilíbrio econômico‑financeiro.
O primeiro impacto que se pode verificar decorre da existência de intenso subsídio
concedido aos empreendimentos de geração distribuída. De fato, inicialmente,
quando publicada a Resolução Normativa nº 482/2012 da ANEEL, os projetos de
GD contavam com a isenção: (i) da Tarifa de Energia (TE), que é composta pela
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
A ineficiência alocativa resultante da associação destes fatores leva a
um quadro de instabilidade regulatória que deve ser evitado. Diversas
estimativas têm sido apresentadas no sentido de demonstrar esse
impacto, sendo os números apresentados pela SDG&E, em dezem-
bro de 2015, bastante representativos. De acordo com a empresa,
os custos que recaem anualmente sobre os consumidores sem-pai-
nel somariam US$160 milhões, o que significaria um aumento médio
na conta destes consumidores de US$100 por ano (Franz, 2016). Um
estudo realizado pela CPUC aponta que um consumidor residencial
médio, atendido pela SDG&E, que possui um sistema fotovoltaico
instalado paga por apenas 54% dos custos incorridos pela utility no
seu atendimento (CPUC, 2013). A PG&E, por sua vez, estimou que,
caso não fossem alterados, os antigos incentivos à geração solar
resultariam no aumento da conta dos consumidores sem-painel no
montante de US$ 45 por mês, por família em 2025 (Franz, 2016).
Dados da PG&E demonstram, ainda, quem em 2025 aproximada-
mente 25% da conta de eletricidade paga pelos seus consumidores
estariam vinculados ao impacto do cost‑shift decorrente da difusão
da geração distribuída, caso não fosse realizada uma reforma no pro-
grama de net‑metering.
Atualmente, o estado da Califórnia passa por uma profunda revisão de suas
políticas energéticas, na tentativa de consertar as distorções causadas pelo avanço
desenfreado da Geração Distribuída. Para além de produzir efeitos no custo final de
energia, é de se destacar que o sistema de distribuição não dispõe da necessária
capacidade física para a absorção da energia gerada pelos exploradores de GD. Não
é por outra razão que as investidas desordenadas de tais entrantes, sem a instala-
ção de uma adequada arquitetura de coordenação regulatória, estão produzindo um
subsídio cruzado fático entre os operadores de GD e os usuários cativos do serviço
público de distribuição de energia elétrica, tema que será objeto no próximo item.
3 Do antijurídico estabelecimento de subsídios cruzados
entre os projetos de geração distribuída e os usuários
cativos do serviço público de distribuição de energia
elétrica
A conexão de novos empreendimentos de geração distribuída, de forma expo-
nencial e desregulada, produz externalidades negativas diretas às concessões de
distribuição de energia. De fato, em que pese decorram de causas diferentes, os
seus efeitos acometem seu ponto nevrálgico: o seu equilíbrio econômico‑financeiro.
O primeiro impacto que se pode verificar decorre da existência de intenso subsídio
concedido aos empreendimentos de geração distribuída. De fato, inicialmente,
quando publicada a Resolução Normativa nº 482/2012 da ANEEL, os projetos de
GD contavam com a isenção: (i) da Tarifa de Energia (TE), que é composta pela
137R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
energia em si, pelos encargos incidentes; e (ii) e da Tarifa de Uso do Sistema de
Distribuição (TUSD), que é composta pelos custos de transmissão do fio a e do fio
b, encargos e perdas de energia. É o que se depreende da figura abaixo colacionada:
Figura 4 – Composição do Valor da Energia.
VALOR DA ENERGIA
TE TUSD
ENERGIA ENCARGOS FIO A FIO B ENCARGOS PERDAS
COMPENSAÇÃO
No ano de 2023, segundo o Subsidiômetro da ANEEL, 10 o custo total deste
subsídio foi de, aproximadamente, R$ 7,4 bilhões. Trata-se do terceiro maior sub-
sídio do setor elétrico brasileiro, ficando atrás, apenas, da Conta de Consumo de
Combustíveis (CCC)11 e das Fontes Incentivadas,12 como se depreende da figura
abaixo colacionada:
Figura 5 – Ranking de Subsídios do Setor Elétrico Brasileiro.
Tal valor é custeado, diretamente, pela Conta de Desenvolvimento Energético
(CDE), que é um fundo setorial voltado ao desenvolvimento energético do país, o
10 O Subsidiômetro é um relatório que “apresenta os custos dos subsídios presentes no setor de energia
elétrica, segregados por destinação. Disponibiliza também o impacto tarifário desses subsídios na tarifa
dos consumidores residenciais e o comparativo entre a Cota CDE e os Subsídios, por distribuidora” (Brasil
[2024b]).
11 A Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) é um encargo que todas as distribuidoras e transmissoras
de energia elétrica pagam para cobrir os custos anuais de produção de Sistemas Isolados, ou seja, de
regiões que não estão conectadas ao Sistema Interligados Nacional (SIN).
12 Fonte Incentivada é o nome dado ao subsídio para custeio da redução da tarifa paga pelos geradores e
consumidores de energia gerada por pequenas centrais hidrelétricas, solar, eólica, biomassa e cogeração.
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
energia em si, pelos encargos incidentes; e (ii) e da Tarifa de Uso do Sistema de
Distribuição (TUSD), que é composta pelos custos de transmissão do fio a e do fio
b, encargos e perdas de energia. É o que se depreende da figura abaixo colacionada:
Figura 4 – Composição do Valor da Energia.
VALOR DA ENERGIA
TE TUSD
ENERGIA ENCARGOS FIO A FIO B ENCARGOS PERDAS
COMPENSAÇÃO
No ano de 2023, segundo o Subsidiômetro da ANEEL, 10 o custo total deste
subsídio foi de, aproximadamente, R$ 7,4 bilhões. Trata-se do terceiro maior sub-
sídio do setor elétrico brasileiro, ficando atrás, apenas, da Conta de Consumo de
Combustíveis (CCC)11 e das Fontes Incentivadas,12 como se depreende da figura
abaixo colacionada:
Figura 5 – Ranking de Subsídios do Setor Elétrico Brasileiro.
Tal valor é custeado, diretamente, pela Conta de Desenvolvimento Energético
(CDE), que é um fundo setorial voltado ao desenvolvimento energético do país, o
10 O Subsidiômetro é um relatório que “apresenta os custos dos subsídios presentes no setor de energia
elétrica, segregados por destinação. Disponibiliza também o impacto tarifário desses subsídios na tarifa
dos consumidores residenciais e o comparativo entre a Cota CDE e os Subsídios, por distribuidora” (Brasil
[2024b]).
11 A Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) é um encargo que todas as distribuidoras e transmissoras
de energia elétrica pagam para cobrir os custos anuais de produção de Sistemas Isolados, ou seja, de
regiões que não estão conectadas ao Sistema Interligados Nacional (SIN).
12 Fonte Incentivada é o nome dado ao subsídio para custeio da redução da tarifa paga pelos geradores e
consumidores de energia gerada por pequenas centrais hidrelétricas, solar, eólica, biomassa e cogeração.
138 R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
qual é composto por subsídios tarifários.13 Ademais disso, parte considerável dos
recursos da CDE são originários da Tarifa de Energia Hidráulica,14 da Tarifa de Uso
dos Sistemas de Transmissão (TUST) e da Tarifa de Uso dos Sistemas de Distri-
buição (TUSD). Segundo estimativa da Associação Brasileira de Distribuidoras de
Energia Elétrica (ABRADEE), até o ano de 2045, o valor total deverá chegar à cifra
de R$ 201 bilhões.15
O impacto dos subsídios concedidos à GD fica evidente também no Orçamento
Anual da CDE. Ao analisar as despesas do ano de 2023, por meio da Nota Técnica
nº 140/2023-STR-SGM-SFF/ANEEL, a ANEEL constatou que o subsídio à GD foi um
dos principais responsáveis pelo aumento das despesas totais da CDE:
Em 2023 o total de despesas previstas no orçamento foi de R$
34,986 bilhões (+ 9,0%), sendo a principal fonte de receita as quotas
anuais da CDE-Uso, pagas pelos consumidores de energia elétrica,
mediante encargo incluído nas tarifas de uso dos sistemas de dis-
tribuição e transmissão, no valor de R$ 28,870 bilhões (- 4,5% em
relação a 2022). O aumento observado nas despesas totais decorreu
principalmente da inclusão das rubricas de subsídio à geração distri‑
buída (Lei n. 14.300) e da compensação aos consumidores cativos
associada a descotização dos contratos de garantia física (CCGFs)
introduzida pela Lei n. 14.182, que trata da desestatização da Eletro-
bras. Retirados os efeitos destas novas rubricas e dos restos a pagar
de exercícios anteriores observou-se estabilidade nas despesas pre-
vistas no orçamento anual da CDE, justificando-se a queda nas quo-
tas anuais da CDE-Uso pela indicação de saldo ao final do exercício,
aumento da previsão de arrecadação das quotas de UBP e de trans-
ferência de recursos de P&D / Eficiência Energética, os quais abatem
a necessidade de arrecadação de recursos junto aos consumidores.
Ainda que estável, foram identificadas variações significativas em al-
gumas despesas, como aumento dos Descontos Tarifários de Fontes
Incentivadas, que integram as rubricas de descontos tarifários na Dis-
tribuição e na Transmissão, além das variações observados com uni-
versalização (PLpT/MLA) e do subsídio ao Carvão Mineral Nacional.16
No orçamento previsto para o ano de 2024, a ANEEL também considera que
o subsídio concedido à GD é um dos principais responsáveis pelo aumento das
despesas da CDE:
13 Tal como define a ANEEL, “a CDE é um fundo setorial [instituído pela Lei nº 10.438/2002] que tem por
objetivo prover recursos para o custeio de diversas políticas públicas do setor elétrico brasileiro e possui
como principal fonte de receita, as quotas anuais pagas pelos agentes que atendem consumidores finais,
cativos e livres, mediante repasse de encargo nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão
de energia elétrica (TUSD e TUST)” (Brasil, 2023).
14 Em razão do pagamento do UBP, pelas concessionárias de uso de bem público para a exploração de
potencial hidráulico.
15 Napoli, 2023.
16 Brasil, 2023.
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
qual é composto por subsídios tarifários.13 Ademais disso, parte considerável dos
recursos da CDE são originários da Tarifa de Energia Hidráulica,14 da Tarifa de Uso
dos Sistemas de Transmissão (TUST) e da Tarifa de Uso dos Sistemas de Distri-
buição (TUSD). Segundo estimativa da Associação Brasileira de Distribuidoras de
Energia Elétrica (ABRADEE), até o ano de 2045, o valor total deverá chegar à cifra
de R$ 201 bilhões.15
O impacto dos subsídios concedidos à GD fica evidente também no Orçamento
Anual da CDE. Ao analisar as despesas do ano de 2023, por meio da Nota Técnica
nº 140/2023-STR-SGM-SFF/ANEEL, a ANEEL constatou que o subsídio à GD foi um
dos principais responsáveis pelo aumento das despesas totais da CDE:
Em 2023 o total de despesas previstas no orçamento foi de R$
34,986 bilhões (+ 9,0%), sendo a principal fonte de receita as quotas
anuais da CDE-Uso, pagas pelos consumidores de energia elétrica,
mediante encargo incluído nas tarifas de uso dos sistemas de dis-
tribuição e transmissão, no valor de R$ 28,870 bilhões (- 4,5% em
relação a 2022). O aumento observado nas despesas totais decorreu
principalmente da inclusão das rubricas de subsídio à geração distri‑
buída (Lei n. 14.300) e da compensação aos consumidores cativos
associada a descotização dos contratos de garantia física (CCGFs)
introduzida pela Lei n. 14.182, que trata da desestatização da Eletro-
bras. Retirados os efeitos destas novas rubricas e dos restos a pagar
de exercícios anteriores observou-se estabilidade nas despesas pre-
vistas no orçamento anual da CDE, justificando-se a queda nas quo-
tas anuais da CDE-Uso pela indicação de saldo ao final do exercício,
aumento da previsão de arrecadação das quotas de UBP e de trans-
ferência de recursos de P&D / Eficiência Energética, os quais abatem
a necessidade de arrecadação de recursos junto aos consumidores.
Ainda que estável, foram identificadas variações significativas em al-
gumas despesas, como aumento dos Descontos Tarifários de Fontes
Incentivadas, que integram as rubricas de descontos tarifários na Dis-
tribuição e na Transmissão, além das variações observados com uni-
versalização (PLpT/MLA) e do subsídio ao Carvão Mineral Nacional.16
No orçamento previsto para o ano de 2024, a ANEEL também considera que
o subsídio concedido à GD é um dos principais responsáveis pelo aumento das
despesas da CDE:
13 Tal como define a ANEEL, “a CDE é um fundo setorial [instituído pela Lei nº 10.438/2002] que tem por
objetivo prover recursos para o custeio de diversas políticas públicas do setor elétrico brasileiro e possui
como principal fonte de receita, as quotas anuais pagas pelos agentes que atendem consumidores finais,
cativos e livres, mediante repasse de encargo nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão
de energia elétrica (TUSD e TUST)” (Brasil, 2023).
14 Em razão do pagamento do UBP, pelas concessionárias de uso de bem público para a exploração de
potencial hidráulico.
15 Napoli, 2023.
16 Brasil, 2023.
139R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
O orçamento da CDE de 2024 resultou em um total de gastos de R$
37,168 bilhões, sendo a principal fonte de receita as quotas anuais
da CDE-Uso, pagas pelos consumidores de energia elétrica mediante
encargo incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e
transmissão, no valor de R$ 30,873 bilhões. Em relação aos valo-
res de 2023, estima-se um aumento de 6,2% nas despesas totais
do orçamento anual e de 6,9% nas quotas CDE-Uso. O aumento ob‑
servado nas despesas totais se relaciona principalmente as varia‑
ções das rubricas de subsídio à geração distribuída (Lei n. 14.300)
e da compensação aos consumidores cativos associada a descotiza-
ção dos contratos de garantia física (CCGFs) introduzida pela Lei n.
14.182 que trata da desestatização da Eletrobras. Estas duas des-
pesas possuem fonte de recurso específica e que também integram
o orçamento anual, a primeira a ser coberta com a arrecadação da
CDE-GD junto aos consumidores cativos e, a segunda, coberta pe-
los aportes anuais a serem realizados pela Eletrobras. Se excluídos
os efeitos destas novas rubricas, observamos um aumento de 1,6%
nas demais destinações que se referem a CDE-Uso, com variações
relevantes nos dispêndios previstos com os programas de universali-
zação e destinações relacionadas a Tarifa Social, mas principalmente
o incremento dos descontos tarifários na distribuição, capitaneados
pelos benefícios destinados a aquisição de energia elétrica de fontes
incentivadas.
Como se pode evidenciar, a despesa experimentada pelo subsídio à GD é
transferida para os consumidores cativos das concessionárias de distribuição de
energia. É dizer, o custo da geração distribuída é absorvido pelos consumidores
“comuns”, que não fazem uso desta forma de geração de energia. Esta situação
fica bastante evidente, como se pode extrair da Nota Técnica nº 140/2023-STR-SG-
M-SFF/ANEEL,17 em que de destaca que é “necessário considerar a arrecadação
deste valor junto as distribuidoras, as quais terão o repasse assegurado por meio
de componente tarifária CDE-TE com aplicação restrita aos consumidores cativos
de sua área de concessão”. Cuida-se da instituição fática de um subsídio cruzado
entre os novos entrantes e os usuários do sistema de distribuição de energia elé-
trica, que não encontra amparo no ordenamento jurídico.
Explica-se. Malgrado a qualificação de uma atividade como serviço público
não seja antípoda à lógica de mercado, ela tem o condão de criar obrigações aos
seus prestadores, entre as quais a de permitir que usuários que estejam em con-
dições distintas possam usufruir de um cometimento público – daí os deveres de
continuidade, modicidade e universalização que norteiam a exploração dos servi-
ços públicos. Todos esses valores devem ser equacionados, no âmbito de uma
política tarifária, como determina o art. 175, parágrafo único, inciso III, da CRFB.
17 Brasil, 2023.
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
O orçamento da CDE de 2024 resultou em um total de gastos de R$
37,168 bilhões, sendo a principal fonte de receita as quotas anuais
da CDE-Uso, pagas pelos consumidores de energia elétrica mediante
encargo incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e
transmissão, no valor de R$ 30,873 bilhões. Em relação aos valo-
res de 2023, estima-se um aumento de 6,2% nas despesas totais
do orçamento anual e de 6,9% nas quotas CDE-Uso. O aumento ob‑
servado nas despesas totais se relaciona principalmente as varia‑
ções das rubricas de subsídio à geração distribuída (Lei n. 14.300)
e da compensação aos consumidores cativos associada a descotiza-
ção dos contratos de garantia física (CCGFs) introduzida pela Lei n.
14.182 que trata da desestatização da Eletrobras. Estas duas des-
pesas possuem fonte de recurso específica e que também integram
o orçamento anual, a primeira a ser coberta com a arrecadação da
CDE-GD junto aos consumidores cativos e, a segunda, coberta pe-
los aportes anuais a serem realizados pela Eletrobras. Se excluídos
os efeitos destas novas rubricas, observamos um aumento de 1,6%
nas demais destinações que se referem a CDE-Uso, com variações
relevantes nos dispêndios previstos com os programas de universali-
zação e destinações relacionadas a Tarifa Social, mas principalmente
o incremento dos descontos tarifários na distribuição, capitaneados
pelos benefícios destinados a aquisição de energia elétrica de fontes
incentivadas.
Como se pode evidenciar, a despesa experimentada pelo subsídio à GD é
transferida para os consumidores cativos das concessionárias de distribuição de
energia. É dizer, o custo da geração distribuída é absorvido pelos consumidores
“comuns”, que não fazem uso desta forma de geração de energia. Esta situação
fica bastante evidente, como se pode extrair da Nota Técnica nº 140/2023-STR-SG-
M-SFF/ANEEL,17 em que de destaca que é “necessário considerar a arrecadação
deste valor junto as distribuidoras, as quais terão o repasse assegurado por meio
de componente tarifária CDE-TE com aplicação restrita aos consumidores cativos
de sua área de concessão”. Cuida-se da instituição fática de um subsídio cruzado
entre os novos entrantes e os usuários do sistema de distribuição de energia elé-
trica, que não encontra amparo no ordenamento jurídico.
Explica-se. Malgrado a qualificação de uma atividade como serviço público
não seja antípoda à lógica de mercado, ela tem o condão de criar obrigações aos
seus prestadores, entre as quais a de permitir que usuários que estejam em con-
dições distintas possam usufruir de um cometimento público – daí os deveres de
continuidade, modicidade e universalização que norteiam a exploração dos servi-
ços públicos. Todos esses valores devem ser equacionados, no âmbito de uma
política tarifária, como determina o art. 175, parágrafo único, inciso III, da CRFB.
17 Brasil, 2023.
140 R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
Nesse quadrante, as tarifas têm as funções de: (i) remunerar, razoavelmente, o
concessionário pela prestação do serviço que lhe foi delegado (função primária);
e (ii) promover a regulação endógena ao serviço concedido, seja sob o aspecto da
ampliação de sua fruição, seja pela imposição de ônus financeiro pela utilização
do bem ou do serviço disponibilizado (função secundária).
O primeiro (de tarifa módica) nos parece estar atrelado ao custo para a dispo-
nibilização do serviço, o qual servirá, inclusive, de controle do acesso de utentes.
Porém, não se pode olvidar que tal conceito terá natureza relacional, consideran-
do a capacidade econômica do usuário e a essencialidade do serviço público. O
segundo (da rentabilidade do serviço) está relacionado à taxa de retorno projetada
para o pacto concessório, composto pelas receitas e por seus custos, trazido a
um valor presente – que pode ter arrimo na proposta que o concessionário apre-
sentou no procedimento licitatório, nos termos do disposto no artigo 9º, caput, da
Lei nº 8.987/1995.
A função secundária da tarifa tem como desiderato promover políticas de va-
riação do seu valor, em razão da situação econômica do usuário (por exemplo, por
meio de subsídios cruzados), e fomentar a prática de comportamentos desejáveis
por parte dos usuários.
Trata-se, pois, de modelagem que consagra a acepção do princípio da iso-
nomia conforme o direito, de acordo com o qual se deve desigualar tratamentos
na medida em que isso se faça necessário para afirmar a igualdade substancial.
Sobre o referido princípio, já se tornou célebre o ensinamento de Celso Antônio
Bandeira de Mello18 segundo o qual a discriminação instituída pela Administração
Pública só é legítima em face da: (i) existência de diferenças nas situações de fato
a serem reguladas pelo direito; (ii) adequação (correspondência) entre o tratamento
discriminatório e as diferenças entre as situações de fato; e (iii) adequação (cor-
respondência) entre os fins objetivados pelo discrímen e os valores consagrados
pelo ordenamento jurídico. Segue, daí, que a estipulação de tarifas diferenciadas
e de subsídios cruzados se afigura como a observância do princípio da isonomia
no âmbito na prestação dos serviços públicos. Isonomia essa que decorre da
própria Constituição, que, em seu artigo 175, parágrafo único, inciso III, prevê,
expressamente, que a remuneração dos serviços públicos será instrumento de
uma política pública.
É dizer, foi a própria carta constitucional que determinou à lei o mister não só
de dispor sobre o valor das tarifas, mas o dever de instituir uma política pública.
Nesse sentido, como bem apontado por Floriano de Azevedo Marques Neto,19 tal
18 Bandeira de Mello, 1993. p. 10.
19 Marques Neto, 2015.
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
Nesse quadrante, as tarifas têm as funções de: (i) remunerar, razoavelmente, o
concessionário pela prestação do serviço que lhe foi delegado (função primária);
e (ii) promover a regulação endógena ao serviço concedido, seja sob o aspecto da
ampliação de sua fruição, seja pela imposição de ônus financeiro pela utilização
do bem ou do serviço disponibilizado (função secundária).
O primeiro (de tarifa módica) nos parece estar atrelado ao custo para a dispo-
nibilização do serviço, o qual servirá, inclusive, de controle do acesso de utentes.
Porém, não se pode olvidar que tal conceito terá natureza relacional, consideran-
do a capacidade econômica do usuário e a essencialidade do serviço público. O
segundo (da rentabilidade do serviço) está relacionado à taxa de retorno projetada
para o pacto concessório, composto pelas receitas e por seus custos, trazido a
um valor presente – que pode ter arrimo na proposta que o concessionário apre-
sentou no procedimento licitatório, nos termos do disposto no artigo 9º, caput, da
Lei nº 8.987/1995.
A função secundária da tarifa tem como desiderato promover políticas de va-
riação do seu valor, em razão da situação econômica do usuário (por exemplo, por
meio de subsídios cruzados), e fomentar a prática de comportamentos desejáveis
por parte dos usuários.
Trata-se, pois, de modelagem que consagra a acepção do princípio da iso-
nomia conforme o direito, de acordo com o qual se deve desigualar tratamentos
na medida em que isso se faça necessário para afirmar a igualdade substancial.
Sobre o referido princípio, já se tornou célebre o ensinamento de Celso Antônio
Bandeira de Mello18 segundo o qual a discriminação instituída pela Administração
Pública só é legítima em face da: (i) existência de diferenças nas situações de fato
a serem reguladas pelo direito; (ii) adequação (correspondência) entre o tratamento
discriminatório e as diferenças entre as situações de fato; e (iii) adequação (cor-
respondência) entre os fins objetivados pelo discrímen e os valores consagrados
pelo ordenamento jurídico. Segue, daí, que a estipulação de tarifas diferenciadas
e de subsídios cruzados se afigura como a observância do princípio da isonomia
no âmbito na prestação dos serviços públicos. Isonomia essa que decorre da
própria Constituição, que, em seu artigo 175, parágrafo único, inciso III, prevê,
expressamente, que a remuneração dos serviços públicos será instrumento de
uma política pública.
É dizer, foi a própria carta constitucional que determinou à lei o mister não só
de dispor sobre o valor das tarifas, mas o dever de instituir uma política pública.
Nesse sentido, como bem apontado por Floriano de Azevedo Marques Neto,19 tal
18 Bandeira de Mello, 1993. p. 10.
19 Marques Neto, 2015.
141R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
política de subsídios cruzados “deve se dar com observância dos princípios arrola-
dos no artigo 170, dentre eles a redução das desigualdades sociais (CF, artigo 170,
VII)”. Toda essa sistemática foi consagrada no artigo 13 da Lei nº 8.987/1997,
cuja redação estabelece que “as tarifas poderão ser diferenciadas em função das
características técnicas e dos custos específicos provenientes do atendimento aos
distintos segmentos de usuários”.
Como se pode extrair do referido dispositivo, dois são os quadrantes orientado-
res do estabelecimento de tarifas diferenciadas na prestação de serviços públicos:
(i) as características técnicas dos serviços delegados; e (ii) os custos do atendi-
mento aos distintos segmentos dos usuários. A redação do dispositivo não é das
mais claras, o que dificulta – e muito – a sua exegese. Nada obstante, temos para
nós que a sua primeira parte diz respeito às hipóteses em que são fixadas tarifas
diferenciadas em razão das especificidades técnicas do serviço que foi concedido,
a exemplo da construção de uma rede de fibra ótica para a prestação do serviço
de telecomunicações para municípios mais afastados – dificuldade de acesso
que importaria no incremento dos custos para a disponibilização dos serviços aos
usuários. Já a sua segunda parte é vocacionada a atender às especificidades do
usuário do serviço, as quais podem ser técnicas (decorrentes da sua localização,
por exemplo) ou financeiras (atreladas à sua hipossuficiência).
Exemplo saliente de tal diferenciação tarifária é a instalação de subsídios
cruzados, de modo a se transferir os “recursos obtidos num determinado seg-
mento para outro, a fim de que o segmento beneficiado possa pagar valores mais
baixos”. 20 De modo isolado, o subsídio cruzado representa uma distorção dos
elementos econômicos envolvidos na prestação do serviço público. Isso porque o
valor cobrado de determinado segmento é maior do que o necessário, embutindo,
além dos custos e da remuneração do prestador do serviço, a parcela relativa à
transferência de recursos entre usuários e regiões. Em razão disso, o emprego do
subsídio cruzado dependerá das circunstâncias específicas da prestação do serviço
público e da política pública desenvolvida no plano setorial.
O instrumento pode ser empregado, por exemplo, para assegurar o acesso
do maior número de pessoas ao serviço público, tendo em vista que os custos
necessários para disponibilizar os serviços de diversos segmentos de usuários é
diferente. De modo ilustrativo, “nas grandes cidades os altos custos da prestação
de serviço são diluídos entre centenas de milhares ou milhões de usuários; de
outro lado, o investimento para levar a infraestrutura necessária à prestação do
serviço público a localidades distantes tornaria inviável seu custeio exclusivamente
20 Câmara, J., 2009. p. 79.
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
política de subsídios cruzados “deve se dar com observância dos princípios arrola-
dos no artigo 170, dentre eles a redução das desigualdades sociais (CF, artigo 170,
VII)”. Toda essa sistemática foi consagrada no artigo 13 da Lei nº 8.987/1997,
cuja redação estabelece que “as tarifas poderão ser diferenciadas em função das
características técnicas e dos custos específicos provenientes do atendimento aos
distintos segmentos de usuários”.
Como se pode extrair do referido dispositivo, dois são os quadrantes orientado-
res do estabelecimento de tarifas diferenciadas na prestação de serviços públicos:
(i) as características técnicas dos serviços delegados; e (ii) os custos do atendi-
mento aos distintos segmentos dos usuários. A redação do dispositivo não é das
mais claras, o que dificulta – e muito – a sua exegese. Nada obstante, temos para
nós que a sua primeira parte diz respeito às hipóteses em que são fixadas tarifas
diferenciadas em razão das especificidades técnicas do serviço que foi concedido,
a exemplo da construção de uma rede de fibra ótica para a prestação do serviço
de telecomunicações para municípios mais afastados – dificuldade de acesso
que importaria no incremento dos custos para a disponibilização dos serviços aos
usuários. Já a sua segunda parte é vocacionada a atender às especificidades do
usuário do serviço, as quais podem ser técnicas (decorrentes da sua localização,
por exemplo) ou financeiras (atreladas à sua hipossuficiência).
Exemplo saliente de tal diferenciação tarifária é a instalação de subsídios
cruzados, de modo a se transferir os “recursos obtidos num determinado seg-
mento para outro, a fim de que o segmento beneficiado possa pagar valores mais
baixos”. 20 De modo isolado, o subsídio cruzado representa uma distorção dos
elementos econômicos envolvidos na prestação do serviço público. Isso porque o
valor cobrado de determinado segmento é maior do que o necessário, embutindo,
além dos custos e da remuneração do prestador do serviço, a parcela relativa à
transferência de recursos entre usuários e regiões. Em razão disso, o emprego do
subsídio cruzado dependerá das circunstâncias específicas da prestação do serviço
público e da política pública desenvolvida no plano setorial.
O instrumento pode ser empregado, por exemplo, para assegurar o acesso
do maior número de pessoas ao serviço público, tendo em vista que os custos
necessários para disponibilizar os serviços de diversos segmentos de usuários é
diferente. De modo ilustrativo, “nas grandes cidades os altos custos da prestação
de serviço são diluídos entre centenas de milhares ou milhões de usuários; de
outro lado, o investimento para levar a infraestrutura necessária à prestação do
serviço público a localidades distantes tornaria inviável seu custeio exclusivamente
20 Câmara, J., 2009. p. 79.
142 R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
por meio de tarifas cobradas diretamente dos seus beneficiários”.21 Dessa forma,
o subsídio cruzado pode ser utilizado como uma forma de viabilizar o atendimento
da política pública que visa à universalização do serviço público. Nesse sentido,
Egon Bockmann Moreira 22 observa que os efeitos redistributivos derivados da uni-
versalização têm lastro na prática de subsídios cruzados, que visem a fazer com
que aqueles usuários com melhor condição socioeconômica, ou os que se valham
de serviços menos custosos, colaborem na ampliação dos benefícios sociais per-
cebidos pelos demais cidadãos.
É o que se passa, por exemplo, no setor de saneamento básico. O Novo Mar-
co Legal do Saneamento Básico estimulou a adoção de subsídios cruzados, por
meio prestação regionalizada dos serviços (arts. 12, §1º, II, 29, §2º e 31, da Lei
nº 11.445/2007, com as alterações da Lei nº 14.026/2020). Nesse quadrante,
Pedro Henrique Braz de Vita e Murilo Taborda Ribas 23 asseveram que “os subsídios
cruzados são manejados com frequência na prestação regionalizada dos serviços de
saneamento, com arranjos que normalmente privilegiam o subsídio de municípios
e localidades periféricas por capitais e municipalidades centralizadas”. O propósito
é direcionar tarifas acessíveis para a população com menor capacidade aquisitiva.
No caso da exploração da GD, não há política pública e normativa de univer-
salização, que lastreie o subsídio concedido a tais novos entrantes. Mais que isso,
o problema de tal subsídio cruzado, fático e desregulado, é que ele se dá à custa
dos consumidores que não adotam tais sistemas, que são usuários de um serviço
público essencial. Dito de outro modo, os custos de uso das redes de distribuição
e de transmissão, que não são pagos pelos consumidores-geradores, são repas-
sados às tarifas dos demais consumidores, indo, justamente, na contramão da
universalização de um serviço público essencial.24
O tema já foi analisado, pelo Tribunal de Contas da União (TCU), por meio
do Acórdão nº 3063/2020. 25 De acordo com o TCU, o sistema de compensação
instituiu, de forma implícita, subsídio cruzado dos consumidores que não tem GD
para aqueles que possuem sistemas de geração distribuída. Tal subsídio, embu-
tido na própria estrutura tarifária, distorce os preços de mercado, podendo fazer
com que usuários sujeitos ao mesmo custo de produção paguem valores distintos
pelo serviço. O acórdão também indicou que: (i) o SCEE foi estruturado com base
em diferenciação tarifária sem previsão legal que importa subsídio cruzado, de
natureza regressiva em termos de distribuição de renda, entre os consumidores
21 Câmara, J., 2009, p. 80.
22 Moreira, 2022. p. 258.
23 Vita; Ribas, 2021. p. 195.
24 Leite; Goldstein, 2021.
25 TCU, Acórdão nº 3063/2020, Processo nº 037.642/2019-7, Relatora Ministra Ana Arraes, Sessão de
18.11.2020.
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
por meio de tarifas cobradas diretamente dos seus beneficiários”.21 Dessa forma,
o subsídio cruzado pode ser utilizado como uma forma de viabilizar o atendimento
da política pública que visa à universalização do serviço público. Nesse sentido,
Egon Bockmann Moreira 22 observa que os efeitos redistributivos derivados da uni-
versalização têm lastro na prática de subsídios cruzados, que visem a fazer com
que aqueles usuários com melhor condição socioeconômica, ou os que se valham
de serviços menos custosos, colaborem na ampliação dos benefícios sociais per-
cebidos pelos demais cidadãos.
É o que se passa, por exemplo, no setor de saneamento básico. O Novo Mar-
co Legal do Saneamento Básico estimulou a adoção de subsídios cruzados, por
meio prestação regionalizada dos serviços (arts. 12, §1º, II, 29, §2º e 31, da Lei
nº 11.445/2007, com as alterações da Lei nº 14.026/2020). Nesse quadrante,
Pedro Henrique Braz de Vita e Murilo Taborda Ribas 23 asseveram que “os subsídios
cruzados são manejados com frequência na prestação regionalizada dos serviços de
saneamento, com arranjos que normalmente privilegiam o subsídio de municípios
e localidades periféricas por capitais e municipalidades centralizadas”. O propósito
é direcionar tarifas acessíveis para a população com menor capacidade aquisitiva.
No caso da exploração da GD, não há política pública e normativa de univer-
salização, que lastreie o subsídio concedido a tais novos entrantes. Mais que isso,
o problema de tal subsídio cruzado, fático e desregulado, é que ele se dá à custa
dos consumidores que não adotam tais sistemas, que são usuários de um serviço
público essencial. Dito de outro modo, os custos de uso das redes de distribuição
e de transmissão, que não são pagos pelos consumidores-geradores, são repas-
sados às tarifas dos demais consumidores, indo, justamente, na contramão da
universalização de um serviço público essencial.24
O tema já foi analisado, pelo Tribunal de Contas da União (TCU), por meio
do Acórdão nº 3063/2020. 25 De acordo com o TCU, o sistema de compensação
instituiu, de forma implícita, subsídio cruzado dos consumidores que não tem GD
para aqueles que possuem sistemas de geração distribuída. Tal subsídio, embu-
tido na própria estrutura tarifária, distorce os preços de mercado, podendo fazer
com que usuários sujeitos ao mesmo custo de produção paguem valores distintos
pelo serviço. O acórdão também indicou que: (i) o SCEE foi estruturado com base
em diferenciação tarifária sem previsão legal que importa subsídio cruzado, de
natureza regressiva em termos de distribuição de renda, entre os consumidores
21 Câmara, J., 2009, p. 80.
22 Moreira, 2022. p. 258.
23 Vita; Ribas, 2021. p. 195.
24 Leite; Goldstein, 2021.
25 TCU, Acórdão nº 3063/2020, Processo nº 037.642/2019-7, Relatora Ministra Ana Arraes, Sessão de
18.11.2020.
143R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
com e sem GD; e (ii) o montante anual de subsídio cresce à medida que aumenta
a quantidade de consumidores que tenham sistema de GD e façam adesão ao
SCEE, criando um círculo vicioso, visto que a adesão de um consumidor eleva a
tarifa dos demais, aumentando o incentivo para que estes também façam a sua
adesão, “comprometendo a sustentabilidade do sistema elétrico brasileiro”.
Trata-se de, como indicado pelo TCU, um “círculo vicioso”, sem lastro em
política pública de universalização e que redunda na tomada de decisões ineficien-
tes por parte do mercado consumidor. Daí se poder concluir que a implementação
de um subsídio cruzado e desregulado, em razão da “corrida” pela GD, viola, a
um só tempo, o princípio da modicidade tarifária (previsto no art. 6º, §1º, da Lei
nº8.987/1995), bem como o regime tarifário das concessões de distribuição de
energia elétrica de que trata o art. 14, I, da Lei nº9427/1996. Para além disso, a
“corrida” pela GD está produzindo um cenário de escassez de infraestruturas de
rede, que possam ser compartilhadas, sem prejuízo de parâmetros mínimos de
segurança do serviço público prestado pelas distribuidoras, tema que será objeto
do próximo item.
4 Os impactos da “corrida pela GD” na adequada prestação
do serviço de distribuição de energia elétrica
Em 06.01.2022, por intermédio da Lei nº 14.300/2022, foi instituído o
Marco Legal da Micro e Minigeração Distribuída. De acordo com o Marco Regulató-
rio, o acesso do agente gerador de energia ao sistema de distribuição ocorre por
meio de solicitação de Parecer de Acesso, conforme previsão do art. 2º, da Lei nº
14.300/2022, cuja redação prevê que “as concessionárias ou permissionárias
de distribuição de energia elétrica deverão atender às solicitações de acesso de
unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída, com ou sem
sistema de armazenamento de energia, bem como sistemas híbridos, observadas
as disposições regulamentares”.
Entre as alterações trazidas pelo marco, destaca-se a concessão do prazo
de um ano para a conexão ao sistema, sem que haja cobranças sobre a energia
injetada na rede. Assim, a partir de 06.01.2023, as novas conexões passariam a
ter uma cobrança gradual e escalonada sobre a energia injetada na rede elétrica.
Tal mudança provocou uma corrida desenfreada dos micro e minigeradores, em
busca de pareceres de acesso, a fim de evitar a perda dos subsídios concedidos.
A problemática, aqui, instaurada reside no fato de que o sistema de distribuição
de energia é um recurso escasso, de forma que nem sempre o sistema possui
capacidade para novas conexões e, sobretudo, para injeção de mais carga.
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
com e sem GD; e (ii) o montante anual de subsídio cresce à medida que aumenta
a quantidade de consumidores que tenham sistema de GD e façam adesão ao
SCEE, criando um círculo vicioso, visto que a adesão de um consumidor eleva a
tarifa dos demais, aumentando o incentivo para que estes também façam a sua
adesão, “comprometendo a sustentabilidade do sistema elétrico brasileiro”.
Trata-se de, como indicado pelo TCU, um “círculo vicioso”, sem lastro em
política pública de universalização e que redunda na tomada de decisões ineficien-
tes por parte do mercado consumidor. Daí se poder concluir que a implementação
de um subsídio cruzado e desregulado, em razão da “corrida” pela GD, viola, a
um só tempo, o princípio da modicidade tarifária (previsto no art. 6º, §1º, da Lei
nº8.987/1995), bem como o regime tarifário das concessões de distribuição de
energia elétrica de que trata o art. 14, I, da Lei nº9427/1996. Para além disso, a
“corrida” pela GD está produzindo um cenário de escassez de infraestruturas de
rede, que possam ser compartilhadas, sem prejuízo de parâmetros mínimos de
segurança do serviço público prestado pelas distribuidoras, tema que será objeto
do próximo item.
4 Os impactos da “corrida pela GD” na adequada prestação
do serviço de distribuição de energia elétrica
Em 06.01.2022, por intermédio da Lei nº 14.300/2022, foi instituído o
Marco Legal da Micro e Minigeração Distribuída. De acordo com o Marco Regulató-
rio, o acesso do agente gerador de energia ao sistema de distribuição ocorre por
meio de solicitação de Parecer de Acesso, conforme previsão do art. 2º, da Lei nº
14.300/2022, cuja redação prevê que “as concessionárias ou permissionárias
de distribuição de energia elétrica deverão atender às solicitações de acesso de
unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída, com ou sem
sistema de armazenamento de energia, bem como sistemas híbridos, observadas
as disposições regulamentares”.
Entre as alterações trazidas pelo marco, destaca-se a concessão do prazo
de um ano para a conexão ao sistema, sem que haja cobranças sobre a energia
injetada na rede. Assim, a partir de 06.01.2023, as novas conexões passariam a
ter uma cobrança gradual e escalonada sobre a energia injetada na rede elétrica.
Tal mudança provocou uma corrida desenfreada dos micro e minigeradores, em
busca de pareceres de acesso, a fim de evitar a perda dos subsídios concedidos.
A problemática, aqui, instaurada reside no fato de que o sistema de distribuição
de energia é um recurso escasso, de forma que nem sempre o sistema possui
capacidade para novas conexões e, sobretudo, para injeção de mais carga.
144 R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
Quando o sistema se encontra saturado (em decorrência da inviabilidade
técnica da absorção de novos pedidos de acesso), a distribuidora terá de realizar
novos investimentos na construção de subestações de energia.
Tal crescimento exponencial de empreendimentos de geração distribuída foi
imediatamente percebido pelas concessionárias de distribuição de energia, em
razão da quantidade de solicitações de acesso que passaram a ser recebidos. 26
Um caso emblemático é o da Cemig Distribuição S.A. (Cemig D), concessionária
responsável pela distribuição de energia majoritária, no estado de Minas Gerais,
que conta com uma das maiores incidências solares do país. Em gráfico disponi-
bilizado, pela concessionária, verifica-se um aumento de 187% de solicitações de
acesso de GD entre os anos de 2019 e de 2022:
Figura 6 – Solicitações de Acesso de GD à Cemig.
Note-se que houve 162.078 pedidos de acesso no ano de 2022, resultando
em uma média de mais de 444 pedidos diários direcionados à Cemig. Outro dado
relevante, para o que importa, é que a Cemig recebeu, apenas no dia 06.01.2023,
4.964 solicitações referentes à geração distribuída. Trata-se de quantidade, abso-
lutamente, desproporcional de solicitações de acesso, correspondendo a 9% de
todo o volume de solicitações do ano de 2019, em apenas um dia.27
26 O cadastro da solicitação é o primeiro estágio de um pedido de conexão. Por seu intermédio, o entrante
formaliza o pedido apresentando um formulário formal obrigatório disponibilizado pela concessionária de
distribuição. Após análise, o próximo passo é a emissão do Parecer de Acesso, em que a concessionária
informa as condições de acesso, com os requisitos técnicos para viabilizar a conexão das instalações no
novo entrante à rede.
27 MINAS GERAIS. Tribunal de Justiça do Estado de Minas Gerais. Agravo de Instrumento nº 0465601‑
45.2023.8.13.0000. Geração Distribuída. Recorrente: Cemig Distribuição S.A. Recorrido: Carlos Magno
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
Quando o sistema se encontra saturado (em decorrência da inviabilidade
técnica da absorção de novos pedidos de acesso), a distribuidora terá de realizar
novos investimentos na construção de subestações de energia.
Tal crescimento exponencial de empreendimentos de geração distribuída foi
imediatamente percebido pelas concessionárias de distribuição de energia, em
razão da quantidade de solicitações de acesso que passaram a ser recebidos. 26
Um caso emblemático é o da Cemig Distribuição S.A. (Cemig D), concessionária
responsável pela distribuição de energia majoritária, no estado de Minas Gerais,
que conta com uma das maiores incidências solares do país. Em gráfico disponi-
bilizado, pela concessionária, verifica-se um aumento de 187% de solicitações de
acesso de GD entre os anos de 2019 e de 2022:
Figura 6 – Solicitações de Acesso de GD à Cemig.
Note-se que houve 162.078 pedidos de acesso no ano de 2022, resultando
em uma média de mais de 444 pedidos diários direcionados à Cemig. Outro dado
relevante, para o que importa, é que a Cemig recebeu, apenas no dia 06.01.2023,
4.964 solicitações referentes à geração distribuída. Trata-se de quantidade, abso-
lutamente, desproporcional de solicitações de acesso, correspondendo a 9% de
todo o volume de solicitações do ano de 2019, em apenas um dia.27
26 O cadastro da solicitação é o primeiro estágio de um pedido de conexão. Por seu intermédio, o entrante
formaliza o pedido apresentando um formulário formal obrigatório disponibilizado pela concessionária de
distribuição. Após análise, o próximo passo é a emissão do Parecer de Acesso, em que a concessionária
informa as condições de acesso, com os requisitos técnicos para viabilizar a conexão das instalações no
novo entrante à rede.
27 MINAS GERAIS. Tribunal de Justiça do Estado de Minas Gerais. Agravo de Instrumento nº 0465601‑
45.2023.8.13.0000. Geração Distribuída. Recorrente: Cemig Distribuição S.A. Recorrido: Carlos Magno
145R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Como é possível verificar, recai sobre as concessionárias de distribuição de
energia elétrica uma infinidade de pedidos de acesso ao sistema de distribuição.
Em um cenário de limitação dos recursos e da própria escassez física do sistema,
é natural que não se tenha condições de atender, imediatamente, a todas as so-
licitações formuladas por agentes de geração distribuída, seja do ponto de vista
técnico-operacional, seja do ponto de vista econômico-financeiro. Afinal de contas,
o sistema de distribuição possui limitações que devem ser observadas, sob pena
de colapsá-lo, inviabilizando o seu funcionamento e deixando os consumidores
“no escuro”. Isso se dá pela indisponibilidade de novas subestações, essenciais
à distribuição por evitar a perda excessiva de energia durante o longo percurso e
permitindo a redução de tensão para o uso urbano.
Assim é que, se não há subestações disponíveis ou suficientes, não é possível
conceder mais acessos ao sistema, sob pena de colapsá-lo. Daí que autorizar que
os novos entrantes/geradores de energia se conectem no sistema de distribuição,
sem a devida capacidade de conexão, poderá ocasionar incomensuráveis prejuízos
aos demais consumidores conectados na rede. Justamente para se evitar qual-
quer risco de colapso da rede de distribuição, as concessionárias de distribuição
de energia têm adotado a cautela de encaminhar ofícios ao Operador Nacional do
Sistema Elétrico (ONS), solicitando a emissão de pareceres acerca do impacto das
conexões de micro e minigeradores na rede básica de fronteira, na forma disposta
pelo art. 75 da Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021. De modo geral, o po-
sicionamento técnico do ONS tem sido no sentido de apontar inúmeras restrições
às solicitações de acesso, devido ao esgotamento da rede básica de fronteira, que
não possui solução estrutural previamente definida.
Esse cenário denota a inviabilidade do atendimento imediato de milhares de
solicitações de acesso mensais, tanto do ponto de vista técnico quanto material,
impossibilitando as concessionárias de deferirem todos os pedidos de conexão ao
sistema sem comprometê-lo. No caso de liberação desmedida de conexões, sem a
devida análise sistêmica, poderá ocorrer sobretensão no sistema de média tensão,
ensejando problemas como: (i) interrupção no fornecimento de energia elétrica a
milhares de consumidores atendidos pela subestação; (ii) agravamento nos índices
de DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) e FEC (Fre-
quência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) da concessionária
de distribuição; (iii) interrupção de atividades essenciais, o que colocaria em perigo
iminente a sobrevivência, a saúde ou a segurança da população, como unidades
médicas e hospitalares, centros de hemodiálise e de armazenamento de sangue,
centros de produção, armazenamento e distribuição de vacinas e soros antídotos,
de Oliveira Cordeiro. Petição de Agravo de Instrumento. 07.03.2023.
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Como é possível verificar, recai sobre as concessionárias de distribuição de
energia elétrica uma infinidade de pedidos de acesso ao sistema de distribuição.
Em um cenário de limitação dos recursos e da própria escassez física do sistema,
é natural que não se tenha condições de atender, imediatamente, a todas as so-
licitações formuladas por agentes de geração distribuída, seja do ponto de vista
técnico-operacional, seja do ponto de vista econômico-financeiro. Afinal de contas,
o sistema de distribuição possui limitações que devem ser observadas, sob pena
de colapsá-lo, inviabilizando o seu funcionamento e deixando os consumidores
“no escuro”. Isso se dá pela indisponibilidade de novas subestações, essenciais
à distribuição por evitar a perda excessiva de energia durante o longo percurso e
permitindo a redução de tensão para o uso urbano.
Assim é que, se não há subestações disponíveis ou suficientes, não é possível
conceder mais acessos ao sistema, sob pena de colapsá-lo. Daí que autorizar que
os novos entrantes/geradores de energia se conectem no sistema de distribuição,
sem a devida capacidade de conexão, poderá ocasionar incomensuráveis prejuízos
aos demais consumidores conectados na rede. Justamente para se evitar qual-
quer risco de colapso da rede de distribuição, as concessionárias de distribuição
de energia têm adotado a cautela de encaminhar ofícios ao Operador Nacional do
Sistema Elétrico (ONS), solicitando a emissão de pareceres acerca do impacto das
conexões de micro e minigeradores na rede básica de fronteira, na forma disposta
pelo art. 75 da Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021. De modo geral, o po-
sicionamento técnico do ONS tem sido no sentido de apontar inúmeras restrições
às solicitações de acesso, devido ao esgotamento da rede básica de fronteira, que
não possui solução estrutural previamente definida.
Esse cenário denota a inviabilidade do atendimento imediato de milhares de
solicitações de acesso mensais, tanto do ponto de vista técnico quanto material,
impossibilitando as concessionárias de deferirem todos os pedidos de conexão ao
sistema sem comprometê-lo. No caso de liberação desmedida de conexões, sem a
devida análise sistêmica, poderá ocorrer sobretensão no sistema de média tensão,
ensejando problemas como: (i) interrupção no fornecimento de energia elétrica a
milhares de consumidores atendidos pela subestação; (ii) agravamento nos índices
de DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) e FEC (Fre-
quência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) da concessionária
de distribuição; (iii) interrupção de atividades essenciais, o que colocaria em perigo
iminente a sobrevivência, a saúde ou a segurança da população, como unidades
médicas e hospitalares, centros de hemodiálise e de armazenamento de sangue,
centros de produção, armazenamento e distribuição de vacinas e soros antídotos,
de Oliveira Cordeiro. Petição de Agravo de Instrumento. 07.03.2023.
146 R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
tratamento e abastecimento de água, transporte, unidade operacional de segurança
pública, processamento de dados ligados a serviços essenciais; (iv) sobretensão
na rede de média tensão, podendo provocar a queima de equipamentos nas insta-
lações dos consumidores do sistema elétrico da região, bem como trazendo riscos
de choque elétrico; (v) queima de equipamentos da rede elétrica da concessionária
de distribuição; (vi) comprometimento na qualidade do fornecimento de energia
elétrica; (vii) pagamento de compensação financeira, no caso de má qualidade no
fornecimento de energia elétrica; (viii) rompimento de cabos, agravando os riscos
aos pedestres e veículos nas vias públicas; e (ix) impacto nos indicadores de tensão
em regime permanente DRP (Duração Relativa da Transgressão de Tensão Precária)
e DRC (Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica).
Em resumo, a eclosão da corrida à GD desordenada e desregulada da GD vio-
la, na ponta, o dever de manutenção de um serviço adequado, pelo concessionário
de distribuição. O ordenamento jurídico pátrio consagrou tal dever no art. 6º, da Lei
Federal nº 8.987/95,28 segundo o qual “toda concessão ou permissão pressupõe
a prestação de serviço adequado ao pleno atendimento dos usuários, conforme
estabelecido nesta Lei, nas normas pertinentes e no respectivo contrato”. Com o
desiderato de densificar tal conceito, o §1º define “serviço adequado” como sendo
aquele que “satisfaz as condições de regularidade, continuidade, eficiência, segu-
rança, atualidade, generalidade e cortesia na sua prestação e modicidade tarifária”.
Ao analisar a extensão da previsão do art. 6º, Marçal Justen filho29 elenca três
destinatários principais da norma. Aos usuários, na medida em que corresponde
tanto a um direito,30 quanto a uma limitação indireta de suas condutas frente ao
serviço delegado. Ao próprio concessionário, tendo em vista o dever de promover as
atividades necessárias, a fim de que o serviço seja compatível com os parâmetros
mínimos de qualidade estabelecidos contratualmente. Ao poder concedente – isso
porque, ao Estado, incumbe estruturar a concessão para assegurar os resultados
e as finalidades desejadas.
Como já se teve oportunidade de asseverar, 31 o concessionário tem como
encargos normativos as obrigações de prestar um serviço adequado aos uten-
tes da infraestrutura e de atualizar (de acordo com o advento de tecnologias) os
serviços que lhe foram cometidos. Nada obstante, o poder concedente, quando
lança mão da delegação de um serviço público para um concessionário privado,
não dispõe das necessárias informações que garantam que tais obrigações serão
adimplidas, em contratos de longo prazo, que podem durar vinte, trinta, quarenta
28 Brasil, 1995.
29 Justen Filho, 2003, p. 301-302.
30 Art. 7º. Sem prejuízo do disposto na Lei no 8.078, de 11 de setembro de 1990, são direitos e obrigações
dos usuários: I - receber serviço adequado.
31 Freitas, 2023, p. 238.
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
tratamento e abastecimento de água, transporte, unidade operacional de segurança
pública, processamento de dados ligados a serviços essenciais; (iv) sobretensão
na rede de média tensão, podendo provocar a queima de equipamentos nas insta-
lações dos consumidores do sistema elétrico da região, bem como trazendo riscos
de choque elétrico; (v) queima de equipamentos da rede elétrica da concessionária
de distribuição; (vi) comprometimento na qualidade do fornecimento de energia
elétrica; (vii) pagamento de compensação financeira, no caso de má qualidade no
fornecimento de energia elétrica; (viii) rompimento de cabos, agravando os riscos
aos pedestres e veículos nas vias públicas; e (ix) impacto nos indicadores de tensão
em regime permanente DRP (Duração Relativa da Transgressão de Tensão Precária)
e DRC (Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica).
Em resumo, a eclosão da corrida à GD desordenada e desregulada da GD vio-
la, na ponta, o dever de manutenção de um serviço adequado, pelo concessionário
de distribuição. O ordenamento jurídico pátrio consagrou tal dever no art. 6º, da Lei
Federal nº 8.987/95,28 segundo o qual “toda concessão ou permissão pressupõe
a prestação de serviço adequado ao pleno atendimento dos usuários, conforme
estabelecido nesta Lei, nas normas pertinentes e no respectivo contrato”. Com o
desiderato de densificar tal conceito, o §1º define “serviço adequado” como sendo
aquele que “satisfaz as condições de regularidade, continuidade, eficiência, segu-
rança, atualidade, generalidade e cortesia na sua prestação e modicidade tarifária”.
Ao analisar a extensão da previsão do art. 6º, Marçal Justen filho29 elenca três
destinatários principais da norma. Aos usuários, na medida em que corresponde
tanto a um direito,30 quanto a uma limitação indireta de suas condutas frente ao
serviço delegado. Ao próprio concessionário, tendo em vista o dever de promover as
atividades necessárias, a fim de que o serviço seja compatível com os parâmetros
mínimos de qualidade estabelecidos contratualmente. Ao poder concedente – isso
porque, ao Estado, incumbe estruturar a concessão para assegurar os resultados
e as finalidades desejadas.
Como já se teve oportunidade de asseverar, 31 o concessionário tem como
encargos normativos as obrigações de prestar um serviço adequado aos uten-
tes da infraestrutura e de atualizar (de acordo com o advento de tecnologias) os
serviços que lhe foram cometidos. Nada obstante, o poder concedente, quando
lança mão da delegação de um serviço público para um concessionário privado,
não dispõe das necessárias informações que garantam que tais obrigações serão
adimplidas, em contratos de longo prazo, que podem durar vinte, trinta, quarenta
28 Brasil, 1995.
29 Justen Filho, 2003, p. 301-302.
30 Art. 7º. Sem prejuízo do disposto na Lei no 8.078, de 11 de setembro de 1990, são direitos e obrigações
dos usuários: I - receber serviço adequado.
31 Freitas, 2023, p. 238.
147R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
anos. Assim sendo, a sua obrigação de assegurar os resultados e a prestação de
serviço adequado não está limitada à estruturação do projeto, mas permanece ao
longo da duração da concessão. Nesse quadrante, o livre e desregulado acesso
dos novos entrantes exploradores de GD impõe que os concessionários de distri-
buição reduzam os índices qualitativos da prestação do serviço público que lhes
foi delegado, podendo, ainda, importar na provação de danos aos bens reversíveis
afetados à sua prestação.
Tal situação não pode ter a sua interpretação divorciada da teoria das essential
facilities, que teve suas bases fixadas no caso MCI Communications Corp. vs. AT&‑
T, 32 julgado pela Corte de Apelação do Sétimo Circuito da Justiça Federal dos EUA.
Como sintetiza Alexandre Wagner Nester,33 em obra específica sobre o tema, a
essential facility doctrine há de ser vista como “o instituto jurídico segundo o qual
se assegura a determinados agentes econômicos, mediante o pagamento de um
preço justo, o exercício do direito de acesso às infraestruturas e redes já estabele-
cidas (assim como a determinados insumos e bens), que são indispensáveis para
o desenvolvimento da sua atividade econômica, cuja duplicação é inviável, e que
se encontram na posse de outros agentes (normalmente em regime de monopólio
natural), seus potenciais concorrentes”.
Daí porque “a esse direito de acesso corresponde uma obrigação específica
do detentor da infraestrutura de ceder o acesso ao terceiro, em termos não discri-
minatórios e razoáveis, a fim de viabilizar os objetivos e políticas de concorrência
preconizados pelo Estado.” De acordo com a OCDE,34 uma instalação se configura
como essencial (uma facility) se: (i) configura em uma situação na qual o monopo-
lista, que detém poder de mercado, endereça um sistema de barreiras à entrada
dos seus competidores no downstream; (ii) materializa a impossibilidade econômi-
ca, jurídica e fática dos seus concorrentes empreenderem a sua própria instalação
essencial; e (iii) importa na cobrança de um preço do acesso tão exorbitante que
produz externalidades negativas à competição, equivalendo a uma recusa de acesso.
32 MCI Communications Corp. v. AT & T. (708 F.2d 1081, 1132 (7th Cir.), cert. Denied, 464 U.S. 891 (1983).
Cuida-se de racional similar ao que passa na aplicação da Essential Facilities Doctrine. Como sabemos,
tal teoria teve lugar pela primeira vez no caso Terminal Railroad, julgado em 1912 pela Suprema Corte,
mas o julgamento que fixou as bases que até hoje presidem a Teoria foi o MCI contra AT & T, realizado
pelo Sétimo Circuito da Justiça dos EUA, em que esta teve que dar acesso à sua rede de telefonia fixa
(a facility), da qual tinha o monopólio, para aquela prestar os seus serviços de telefonia interurbana em
concorrência com a própria AT & T, que também os prestava. MCI Communications Corp. v. AT & T. (708
F.2d 1081, 1132 (7th Cir.), cert. Denied, 464 U.S. 891 (1983). Dessa teoria decorre o direito a um duty
to contract (“dever de contratar”). Esta definição é, no entanto, importante, porque o direito deste país
não equiparou o direito de acesso ao right to pass, que seria equivalente à nossa servidão administrativa
(Aragão, 2003).
33 Nester, 2006, p. 226.
34 Organisation for Economic Cooperation and Development, 1996. p. 89
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
anos. Assim sendo, a sua obrigação de assegurar os resultados e a prestação de
serviço adequado não está limitada à estruturação do projeto, mas permanece ao
longo da duração da concessão. Nesse quadrante, o livre e desregulado acesso
dos novos entrantes exploradores de GD impõe que os concessionários de distri-
buição reduzam os índices qualitativos da prestação do serviço público que lhes
foi delegado, podendo, ainda, importar na provação de danos aos bens reversíveis
afetados à sua prestação.
Tal situação não pode ter a sua interpretação divorciada da teoria das essential
facilities, que teve suas bases fixadas no caso MCI Communications Corp. vs. AT&‑
T, 32 julgado pela Corte de Apelação do Sétimo Circuito da Justiça Federal dos EUA.
Como sintetiza Alexandre Wagner Nester,33 em obra específica sobre o tema, a
essential facility doctrine há de ser vista como “o instituto jurídico segundo o qual
se assegura a determinados agentes econômicos, mediante o pagamento de um
preço justo, o exercício do direito de acesso às infraestruturas e redes já estabele-
cidas (assim como a determinados insumos e bens), que são indispensáveis para
o desenvolvimento da sua atividade econômica, cuja duplicação é inviável, e que
se encontram na posse de outros agentes (normalmente em regime de monopólio
natural), seus potenciais concorrentes”.
Daí porque “a esse direito de acesso corresponde uma obrigação específica
do detentor da infraestrutura de ceder o acesso ao terceiro, em termos não discri-
minatórios e razoáveis, a fim de viabilizar os objetivos e políticas de concorrência
preconizados pelo Estado.” De acordo com a OCDE,34 uma instalação se configura
como essencial (uma facility) se: (i) configura em uma situação na qual o monopo-
lista, que detém poder de mercado, endereça um sistema de barreiras à entrada
dos seus competidores no downstream; (ii) materializa a impossibilidade econômi-
ca, jurídica e fática dos seus concorrentes empreenderem a sua própria instalação
essencial; e (iii) importa na cobrança de um preço do acesso tão exorbitante que
produz externalidades negativas à competição, equivalendo a uma recusa de acesso.
32 MCI Communications Corp. v. AT & T. (708 F.2d 1081, 1132 (7th Cir.), cert. Denied, 464 U.S. 891 (1983).
Cuida-se de racional similar ao que passa na aplicação da Essential Facilities Doctrine. Como sabemos,
tal teoria teve lugar pela primeira vez no caso Terminal Railroad, julgado em 1912 pela Suprema Corte,
mas o julgamento que fixou as bases que até hoje presidem a Teoria foi o MCI contra AT & T, realizado
pelo Sétimo Circuito da Justiça dos EUA, em que esta teve que dar acesso à sua rede de telefonia fixa
(a facility), da qual tinha o monopólio, para aquela prestar os seus serviços de telefonia interurbana em
concorrência com a própria AT & T, que também os prestava. MCI Communications Corp. v. AT & T. (708
F.2d 1081, 1132 (7th Cir.), cert. Denied, 464 U.S. 891 (1983). Dessa teoria decorre o direito a um duty
to contract (“dever de contratar”). Esta definição é, no entanto, importante, porque o direito deste país
não equiparou o direito de acesso ao right to pass, que seria equivalente à nossa servidão administrativa
(Aragão, 2003).
33 Nester, 2006, p. 226.
34 Organisation for Economic Cooperation and Development, 1996. p. 89
148 R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
Não nos parece ser o caso da conexão dos exploradores de GD aos sistemas
de distribuição de energia. Em primeiro lugar, pois as concessionárias de distribuição
de energia não pretendem impor restrições concorrenciais aos agentes geradores,
afirmação reforçada pelo fato destas concessionárias terem observado os ditames
da desverticalização setorial, no âmbito da qual divorciou os regimes jurídico, eco-
nômico e contábil da distribuição de energia do segmento da geração. Segundo
e mais importante, tal dever de acesso só será possível se houver a viabilidade
técnica de acesso ao entrante. Dito em outras palavras, para que a solicitação de
acesso se configurasse como facility, tal acesso deveria ser possível a um número
ilimitado de entrantes (v.g. acesso a informações).
Tal racional não se aplica às hipóteses nas quais há restrições físicas e téc-
nicas que viabilizem o acesso. Nesse sentido, como bem ressaltado por Alexandre
Santos de Aragão,35 “os motivos técnicos que podem impedir o acesso podem dizer
respeito à própria rede ou à empresa requerente, podendo, em um sentido largo,
abranger até mesmo a má qualidade dos serviços desta ou a sua má reputação”. E
complementa o autor, apontando que “ao titular da instalação só pode ser imposta
a reorganização das suas atividades para propiciar o acesso se os benefícios para
o mercado forem realmente consideráveis. O que não se admite é que o titular da
rede seja forçado afazer investimentos em relação aos quais não estava obrigado,
a fim apenas de propiciar o acesso (ou maior acesso) a outras empresas.”
Trata-se, justamente, daquilo que já estava previsto, desde 1999, no art. 20,
inciso VII, da Resolução Conjunta ANATEL/ANEEL/ANP, cuja redação estabelecia que
“o contrato de compartilhamento de infraestrutura deverá dispor, essencialmente,
sobre o seguinte: [...] condições técnicas relativas à implementação, segurança
dos serviços e das instalações e qualidade”. Não é por outra razão que o art. 28,
do clássico normativo, dispunha que “os custos de adaptação ou modificação na
infraestrutura compartilhada são de responsabilidade das partes que se benefi-
ciarem da modificação implementada, salvo disposição contratual em contrário”.
Tanto assim é que o Tribunal de Justiça do Estado de Minas Gerais (TJMG), ao jul-
gar recurso interposto pela Cemig D, 36 consignou que tal acesso desregulado seria
“como querer armazenar, por exemplo, dez mil litros de água em uma caixa que
tem capacidade para apenas cinco mil litros. Será necessário fazer investimento a
fim de ampliar a capacidade de armazenamento, no caso da água, ou de recepção
de excedente, em relação à energia elétrica.”
35 Aragão, 2017, p. 348.
36 MINAS GERAIS. Tribunal de Justiça de Minas Gerais. Agravo de Instrumento nº 0451213‑40.2023.8.13.0000.
Recorrente: Cemig Distribuição S.A. Recorrido: Onelia Siqueira Lopes. Relator: Des. Caetano Levi Lopes.
2ª Câmara Cível. 10.03.2023.
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
Não nos parece ser o caso da conexão dos exploradores de GD aos sistemas
de distribuição de energia. Em primeiro lugar, pois as concessionárias de distribuição
de energia não pretendem impor restrições concorrenciais aos agentes geradores,
afirmação reforçada pelo fato destas concessionárias terem observado os ditames
da desverticalização setorial, no âmbito da qual divorciou os regimes jurídico, eco-
nômico e contábil da distribuição de energia do segmento da geração. Segundo
e mais importante, tal dever de acesso só será possível se houver a viabilidade
técnica de acesso ao entrante. Dito em outras palavras, para que a solicitação de
acesso se configurasse como facility, tal acesso deveria ser possível a um número
ilimitado de entrantes (v.g. acesso a informações).
Tal racional não se aplica às hipóteses nas quais há restrições físicas e téc-
nicas que viabilizem o acesso. Nesse sentido, como bem ressaltado por Alexandre
Santos de Aragão,35 “os motivos técnicos que podem impedir o acesso podem dizer
respeito à própria rede ou à empresa requerente, podendo, em um sentido largo,
abranger até mesmo a má qualidade dos serviços desta ou a sua má reputação”. E
complementa o autor, apontando que “ao titular da instalação só pode ser imposta
a reorganização das suas atividades para propiciar o acesso se os benefícios para
o mercado forem realmente consideráveis. O que não se admite é que o titular da
rede seja forçado afazer investimentos em relação aos quais não estava obrigado,
a fim apenas de propiciar o acesso (ou maior acesso) a outras empresas.”
Trata-se, justamente, daquilo que já estava previsto, desde 1999, no art. 20,
inciso VII, da Resolução Conjunta ANATEL/ANEEL/ANP, cuja redação estabelecia que
“o contrato de compartilhamento de infraestrutura deverá dispor, essencialmente,
sobre o seguinte: [...] condições técnicas relativas à implementação, segurança
dos serviços e das instalações e qualidade”. Não é por outra razão que o art. 28,
do clássico normativo, dispunha que “os custos de adaptação ou modificação na
infraestrutura compartilhada são de responsabilidade das partes que se benefi-
ciarem da modificação implementada, salvo disposição contratual em contrário”.
Tanto assim é que o Tribunal de Justiça do Estado de Minas Gerais (TJMG), ao jul-
gar recurso interposto pela Cemig D, 36 consignou que tal acesso desregulado seria
“como querer armazenar, por exemplo, dez mil litros de água em uma caixa que
tem capacidade para apenas cinco mil litros. Será necessário fazer investimento a
fim de ampliar a capacidade de armazenamento, no caso da água, ou de recepção
de excedente, em relação à energia elétrica.”
35 Aragão, 2017, p. 348.
36 MINAS GERAIS. Tribunal de Justiça de Minas Gerais. Agravo de Instrumento nº 0451213‑40.2023.8.13.0000.
Recorrente: Cemig Distribuição S.A. Recorrido: Onelia Siqueira Lopes. Relator: Des. Caetano Levi Lopes.
2ª Câmara Cível. 10.03.2023.
149R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Para tentar conter esse cenário antagônico – em que há excedente de demanda
por acesso de um lado e esgotamento físico de escoamento do sistema de outro –,
a ANEEL editou as Resoluções Normativas nº 1.065/2023 e nº 1.069/2023. A
primeira veiculou o chamado “Dia do Perdão”, permitindo a rescisão amigável de
contratos de uso do sistema de transmissão (CUST) celebrados por geradores de
energia renovável. Já a segunda resolução promoveu uma reforma estrutural nas
regras de acesso ao sistema de transmissão (rede básica), promovendo e instituin-
do: (i) substituição do mecanismo de Informação de Acesso; (ii) ordem de análise
das solicitações de acesso; (iii) garantia financeira para a obtenção de Parecer
de Acesso; (iv) inversão de fases de assinatura e início de execução do CUST em
relação à obtenção de outorga; e (v) garantias adicionais.
O tema também foi endereçado, pelo ONS no PAR-PEL 2023, referente ao ciclo
2024-2028, na qualidade de tema estratégico do planejamento do setor elétrico.
Segundo o ONS, o cenário atual é de “crescente demanda por acesso de agentes
geradores (UFV e EOL)”, porém, com “esgotamento físico da capacidade de escoa-
mento do sistema”. O ONS destaca, ainda, que o atual modelo de acesso ao sistema,
que adota o critério de ordem cronológica, possui duas características evidentemente
negativas. A primeira é a ineficiência alocativa, pois os projetos com maior viabilidade
técnico e econômica não necessariamente terão prioridade de conexão sobre aqueles
com menor viabilidade. A segunda é a morosidade em si, tendo em vista que todas as
solicitações de acesso precisam ser analisadas individualmente. Entre as soluções
aventadas pelo ONS, uma delas consiste na realização de “leilões por barramentos”,
para eliminação das filas de acesso. Para além de importar em violação ao princípio
da adequação dos serviços públicos, a eclosão desordenada da GD ainda poderá
impactar o equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de distribuição de energia
elétrica, como será demostrado no próximo item.
5 Os impactos da “corrida pela GD” no equilíbrio
econômico-financeiro dos contratos der distribuição de
energia elétrica
Não obstante a impossibilidade de deferimento imediato de todas as solicita-
ções de acesso, fato é que a intensa demanda, por novas conexões, exige que as
concessionárias expandam as suas respectivas capacidades de receberem novos
entrantes no sistema. A expansão da capacidade do sistema de distribuição se dá,
por intermédio da construção de novas subestações de energia para suportarem a
carga adicional produzidas pelos novos entrantes exploradores de GD. Além disso,
também há fator complicador relacionado à distância entre as usinas geradoras de
energia e as subestações. Quanto maior a distância, maior é também a dificuldade
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Para tentar conter esse cenário antagônico – em que há excedente de demanda
por acesso de um lado e esgotamento físico de escoamento do sistema de outro –,
a ANEEL editou as Resoluções Normativas nº 1.065/2023 e nº 1.069/2023. A
primeira veiculou o chamado “Dia do Perdão”, permitindo a rescisão amigável de
contratos de uso do sistema de transmissão (CUST) celebrados por geradores de
energia renovável. Já a segunda resolução promoveu uma reforma estrutural nas
regras de acesso ao sistema de transmissão (rede básica), promovendo e instituin-
do: (i) substituição do mecanismo de Informação de Acesso; (ii) ordem de análise
das solicitações de acesso; (iii) garantia financeira para a obtenção de Parecer
de Acesso; (iv) inversão de fases de assinatura e início de execução do CUST em
relação à obtenção de outorga; e (v) garantias adicionais.
O tema também foi endereçado, pelo ONS no PAR-PEL 2023, referente ao ciclo
2024-2028, na qualidade de tema estratégico do planejamento do setor elétrico.
Segundo o ONS, o cenário atual é de “crescente demanda por acesso de agentes
geradores (UFV e EOL)”, porém, com “esgotamento físico da capacidade de escoa-
mento do sistema”. O ONS destaca, ainda, que o atual modelo de acesso ao sistema,
que adota o critério de ordem cronológica, possui duas características evidentemente
negativas. A primeira é a ineficiência alocativa, pois os projetos com maior viabilidade
técnico e econômica não necessariamente terão prioridade de conexão sobre aqueles
com menor viabilidade. A segunda é a morosidade em si, tendo em vista que todas as
solicitações de acesso precisam ser analisadas individualmente. Entre as soluções
aventadas pelo ONS, uma delas consiste na realização de “leilões por barramentos”,
para eliminação das filas de acesso. Para além de importar em violação ao princípio
da adequação dos serviços públicos, a eclosão desordenada da GD ainda poderá
impactar o equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de distribuição de energia
elétrica, como será demostrado no próximo item.
5 Os impactos da “corrida pela GD” no equilíbrio
econômico-financeiro dos contratos der distribuição de
energia elétrica
Não obstante a impossibilidade de deferimento imediato de todas as solicita-
ções de acesso, fato é que a intensa demanda, por novas conexões, exige que as
concessionárias expandam as suas respectivas capacidades de receberem novos
entrantes no sistema. A expansão da capacidade do sistema de distribuição se dá,
por intermédio da construção de novas subestações de energia para suportarem a
carga adicional produzidas pelos novos entrantes exploradores de GD. Além disso,
também há fator complicador relacionado à distância entre as usinas geradoras de
energia e as subestações. Quanto maior a distância, maior é também a dificuldade
150 R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
de acomodação das injeções de energia dentro dos limites técnicos. Logo, para que
sejam mantidos os níveis de tensão dentro dos valores permitidos,37 são neces-
sárias bitolas maiores ou mesmo a construção de subestações compactas. Tudo
isso, evidentemente, implica a necessidade de massivo investimento por parte das
concessionárias de distribuição.
No caso da Cemig Distribuição S.A., por exemplo, o último ciclo tarifário
(2018-2022) demandou o investimento de 7,2 bilhões de reais em obras de expan-
são, reforços e melhorias do sistema.38 Trata-se do período com o maior programa
de investimentos da história da concessionária, que contemplou a construção de
64 subestações, 1.800 km de linhas de alta tensão e mais de 118.000 obras
de média e baixa tensão. Estes investimentos permitiram a conexão de mais de
196 mil unidades de geração distribuída, com potência superior a 2,5 GW, com
expectativa de se chegar a mais de 7 GW até 2025, considerando os contratos já
assinados e pareceres de acesso válidos.
Da mesma forma, se verificam vultosos investimentos por outras concessio-
nárias, tal como a Rio Grande Energia S.A. (RGE) do grupo CPFL Energia e a Copel
Distribuição S.A., responsáveis pelas concessões de distribuição de energia ma-
joritárias dos estados de Rio Grande do Sul e Paraná, respectivamente. No caso
da RGE, chegou-se ao montante de mais de 170 mil unidades conectadas e 1,47
GW de potência instalada. Já a Copel D alcançou o número de 139 mil unidades
conectadas e 1,62 GW de potência instalada. Atualmente, a Cemig D, a RGE e a
Copel D são as concessionárias com o maior número de unidades de GD conecta-
das e potência instalada do país.
Figura 7 – Números da GD por concessionária distribuidora.
37 De acordo com o estabelecido no Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição – Prodist, da ANEEL, a
tensão na rede, após a conexão da geração, deverá situar-se entre 95% e 105% da tensão nominal de
operação do sistema. Caso a tensão esteja superior à 105% da tensão definida por norma, caracteriza-se
sobretensão e inviabiliza a conexão da geração solicitada.
38 Chagas, 2023.
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
de acomodação das injeções de energia dentro dos limites técnicos. Logo, para que
sejam mantidos os níveis de tensão dentro dos valores permitidos,37 são neces-
sárias bitolas maiores ou mesmo a construção de subestações compactas. Tudo
isso, evidentemente, implica a necessidade de massivo investimento por parte das
concessionárias de distribuição.
No caso da Cemig Distribuição S.A., por exemplo, o último ciclo tarifário
(2018-2022) demandou o investimento de 7,2 bilhões de reais em obras de expan-
são, reforços e melhorias do sistema.38 Trata-se do período com o maior programa
de investimentos da história da concessionária, que contemplou a construção de
64 subestações, 1.800 km de linhas de alta tensão e mais de 118.000 obras
de média e baixa tensão. Estes investimentos permitiram a conexão de mais de
196 mil unidades de geração distribuída, com potência superior a 2,5 GW, com
expectativa de se chegar a mais de 7 GW até 2025, considerando os contratos já
assinados e pareceres de acesso válidos.
Da mesma forma, se verificam vultosos investimentos por outras concessio-
nárias, tal como a Rio Grande Energia S.A. (RGE) do grupo CPFL Energia e a Copel
Distribuição S.A., responsáveis pelas concessões de distribuição de energia ma-
joritárias dos estados de Rio Grande do Sul e Paraná, respectivamente. No caso
da RGE, chegou-se ao montante de mais de 170 mil unidades conectadas e 1,47
GW de potência instalada. Já a Copel D alcançou o número de 139 mil unidades
conectadas e 1,62 GW de potência instalada. Atualmente, a Cemig D, a RGE e a
Copel D são as concessionárias com o maior número de unidades de GD conecta-
das e potência instalada do país.
Figura 7 – Números da GD por concessionária distribuidora.
37 De acordo com o estabelecido no Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição – Prodist, da ANEEL, a
tensão na rede, após a conexão da geração, deverá situar-se entre 95% e 105% da tensão nominal de
operação do sistema. Caso a tensão esteja superior à 105% da tensão definida por norma, caracteriza-se
sobretensão e inviabiliza a conexão da geração solicitada.
38 Chagas, 2023.
151R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Nada obstante os vultosos investimentos já realizados nos últimos ciclos ta-
rifários, as concessionárias de distribuição precisam continuar investindo intensa-
mente na ampliação de capacidade de conexão de novos entrantes. Ocorre que a
realização desses investimentos deve, necessariamente, estar alinhada à equação
econômico-financeira dos respectivos contratos de concessão de distribuição de
energia, sob pena de desequilibrá-los ou, até mesmo, torná-los inviáveis.
Explica-se. O Setor Elétrico Brasileiro (SEB) é extremamente complexo e di-
nâmico. Por esse motivo, é o setor mais regulado da infraestrutura brasileira. O
segmento de distribuição de energia, por sua vez, é o mais complexo dentre os três
principais segmentos que compõem o SEB, quais sejam a geração, a transmissão
e a distribuição. A distribuição é a última etapa da cadeia de suprimento do setor
elétrico, tendo como finalidade levar a energia entregue pelo sistema de transmissão
até os usuários finais, categorizados como residenciais, comerciais e industriais.
A complexidade da distribuição de energia se deve, principalmente, por conta de
ser o único segmento do setor elétrico que lida diretamente com os “consumidores
finais”. Este fator agrega uma infinidade de interesses a serem considerados na
formulação das estratégias regulatórias e de prestação do serviço público.
O tema é de especial relevância e, até por isso, o TCU realiza periodicamente
auditoria no segmento de distribuição de energia, com o intuito de promover a mo-
dicidade tarifária. Nesse sentido, é o apontamento feito no Acórdão nº 2579/2014
do TCU, de relatoria do Ministro José Jorge, a respeito da base de remuneração
regulatória adotada pela ANEEL no cálculo das tarifas de distribuição de energia
elétrica, para quem “espera-se, ainda, que o aprimoramento dos procedimentos
contribua para investimentos mais eficientes por parte das concessionárias, no
sentido último de promover a modicidade tarifária, sem contrapô-la ao equilíbrio
econômico-financeiro dos contratos de concessão”.39
Assim é que, como o valor da tarifa de energia é composto majoritariamente
pelos custos da prestação do serviço público de distribuição, as despesas e os in-
vestimentos a serem incorridos, pelas distribuidoras, precisam ser adequadamente
planejados, sob pena de impactarem, diretamente, o consumidor final. Assim é
que, considerando o seu relevante impacto sobre o valor da tarifa paga pelo con-
sumidor final, os investimentos que serão realizados, pelas concessionárias para
suportar vultosos pedidos de acesso, estão sujeitos a diversos critérios regulatórios
e acompanhamento pela ANEEL, enquanto ente regulador do setor.
De fato, a regulação destes investimentos tem lugar, por intermédio do Plano
de Desenvolvimento da Distribuição (PDD), que é regulamentado pelo Anexo II, da
39 TCU, Acórdão nº 2579/2014, Processo nº 033.824/2013-4, Relator Ministro José Jorge, Sessão de
01.10.2014.
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Nada obstante os vultosos investimentos já realizados nos últimos ciclos ta-
rifários, as concessionárias de distribuição precisam continuar investindo intensa-
mente na ampliação de capacidade de conexão de novos entrantes. Ocorre que a
realização desses investimentos deve, necessariamente, estar alinhada à equação
econômico-financeira dos respectivos contratos de concessão de distribuição de
energia, sob pena de desequilibrá-los ou, até mesmo, torná-los inviáveis.
Explica-se. O Setor Elétrico Brasileiro (SEB) é extremamente complexo e di-
nâmico. Por esse motivo, é o setor mais regulado da infraestrutura brasileira. O
segmento de distribuição de energia, por sua vez, é o mais complexo dentre os três
principais segmentos que compõem o SEB, quais sejam a geração, a transmissão
e a distribuição. A distribuição é a última etapa da cadeia de suprimento do setor
elétrico, tendo como finalidade levar a energia entregue pelo sistema de transmissão
até os usuários finais, categorizados como residenciais, comerciais e industriais.
A complexidade da distribuição de energia se deve, principalmente, por conta de
ser o único segmento do setor elétrico que lida diretamente com os “consumidores
finais”. Este fator agrega uma infinidade de interesses a serem considerados na
formulação das estratégias regulatórias e de prestação do serviço público.
O tema é de especial relevância e, até por isso, o TCU realiza periodicamente
auditoria no segmento de distribuição de energia, com o intuito de promover a mo-
dicidade tarifária. Nesse sentido, é o apontamento feito no Acórdão nº 2579/2014
do TCU, de relatoria do Ministro José Jorge, a respeito da base de remuneração
regulatória adotada pela ANEEL no cálculo das tarifas de distribuição de energia
elétrica, para quem “espera-se, ainda, que o aprimoramento dos procedimentos
contribua para investimentos mais eficientes por parte das concessionárias, no
sentido último de promover a modicidade tarifária, sem contrapô-la ao equilíbrio
econômico-financeiro dos contratos de concessão”.39
Assim é que, como o valor da tarifa de energia é composto majoritariamente
pelos custos da prestação do serviço público de distribuição, as despesas e os in-
vestimentos a serem incorridos, pelas distribuidoras, precisam ser adequadamente
planejados, sob pena de impactarem, diretamente, o consumidor final. Assim é
que, considerando o seu relevante impacto sobre o valor da tarifa paga pelo con-
sumidor final, os investimentos que serão realizados, pelas concessionárias para
suportar vultosos pedidos de acesso, estão sujeitos a diversos critérios regulatórios
e acompanhamento pela ANEEL, enquanto ente regulador do setor.
De fato, a regulação destes investimentos tem lugar, por intermédio do Plano
de Desenvolvimento da Distribuição (PDD), que é regulamentado pelo Anexo II, da
39 TCU, Acórdão nº 2579/2014, Processo nº 033.824/2013-4, Relator Ministro José Jorge, Sessão de
01.10.2014.
152 R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
Resolução Normativa ANEEL nº 956/2021, que estabelece os Procedimentos de
Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (Prodist). O referido
Anexo II contém o Módulo 2 do Prodist, dedicado ao “Planejamento da Expansão do
Sistema de Distribuição”. O Módulo conta com quatro seções, sendo que a última
(Seção 2.4) trata exclusivamente do referido PDD que “apresenta o resultado dos
estudos de planejamento do sistema de distribuição, incluindo plano de expansão,
plano de obras e relação de obras realizadas, que devem ser encaminhados pela
Distribuidora à ANEEL em formato específico definido pela Agência.” O documento
aponta, em seu item 2, o objetivo de “Estabelecer as diretrizes para o planejamento
da expansão do sistema de distribuição, subsidiando a definição dos pontos de
conexão das instalações dos usuários”.
É dizer, os investimentos, a serem realizados pelas concessionárias de dis-
tribuição, são planejados com antecedência de 5 e 10 anos, por meio do PDD,
que é apresentado anualmente à ANEEL. Isto porque tais investimentos afetam
diretamente os consumidores finais, pois são repassados para o valor da tarifa de
energia no âmbito da Revisão Tarifária Periódica (RTP), em que a ANEEL redefine a
remuneração dos investimentos da Distribuidora (denominada Parcela “B” da tarifa
de energia), conforme previsão da Lei nº 9.427/1996.
O segundo motivo da regulamentação e controle dos investimentos das Dis-
tribuidoras é a necessidade de garantir a regularidade e continuidade do serviço
público de distribuição de energia. Explica-se. Como a saúde financeira da con-
cessionária de distribuição é essencial para assegurar a continuidade do serviço
público, faz-se necessário que a agência reguladora controle os investimentos pelo
PDD, para evitar que investimentos desenfreados possam fazer com que conces-
sões experimente soluções de continuidade. Justamente por isso é que o item
58, alínea “a)”, do Módulo 2, do Prodist, exige que “No planejamento do SDAT
[Subestação de Alta Tensão] a distribuidora deve considerar os seguintes critérios:
[...] f) viabilidade econômica”. Do mesmo modo, preveem os itens 83 e 84, além
dos itens 119, 122 e 131 com relação às Subestações de Média Tensão (SDMT)
e de Baixa Tensão (SDBT).
Existe, portanto, um planejamento setorial de expansão do sistema de distri-
buição de energia, que leva em conta inúmeros fatores e variáveis para compor a
parcela de investimento que será alocada para cada nicho do sistema. A mesma
lógica é aplicada para a construção de novas subestações de distribuição, que são
planejadas no PDD e submetidas à ANEEL para controle, acompanhamento e fisca-
lização. Daí a razão pela qual a “corrida” descoordenada pela GD produz impactos
diretos no equilíbrio econômico-financeiro das concessões de distribuição. Em um
primeiro momento, este impacto é suportado pelas próprias concessionárias. Em
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
Resolução Normativa ANEEL nº 956/2021, que estabelece os Procedimentos de
Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (Prodist). O referido
Anexo II contém o Módulo 2 do Prodist, dedicado ao “Planejamento da Expansão do
Sistema de Distribuição”. O Módulo conta com quatro seções, sendo que a última
(Seção 2.4) trata exclusivamente do referido PDD que “apresenta o resultado dos
estudos de planejamento do sistema de distribuição, incluindo plano de expansão,
plano de obras e relação de obras realizadas, que devem ser encaminhados pela
Distribuidora à ANEEL em formato específico definido pela Agência.” O documento
aponta, em seu item 2, o objetivo de “Estabelecer as diretrizes para o planejamento
da expansão do sistema de distribuição, subsidiando a definição dos pontos de
conexão das instalações dos usuários”.
É dizer, os investimentos, a serem realizados pelas concessionárias de dis-
tribuição, são planejados com antecedência de 5 e 10 anos, por meio do PDD,
que é apresentado anualmente à ANEEL. Isto porque tais investimentos afetam
diretamente os consumidores finais, pois são repassados para o valor da tarifa de
energia no âmbito da Revisão Tarifária Periódica (RTP), em que a ANEEL redefine a
remuneração dos investimentos da Distribuidora (denominada Parcela “B” da tarifa
de energia), conforme previsão da Lei nº 9.427/1996.
O segundo motivo da regulamentação e controle dos investimentos das Dis-
tribuidoras é a necessidade de garantir a regularidade e continuidade do serviço
público de distribuição de energia. Explica-se. Como a saúde financeira da con-
cessionária de distribuição é essencial para assegurar a continuidade do serviço
público, faz-se necessário que a agência reguladora controle os investimentos pelo
PDD, para evitar que investimentos desenfreados possam fazer com que conces-
sões experimente soluções de continuidade. Justamente por isso é que o item
58, alínea “a)”, do Módulo 2, do Prodist, exige que “No planejamento do SDAT
[Subestação de Alta Tensão] a distribuidora deve considerar os seguintes critérios:
[...] f) viabilidade econômica”. Do mesmo modo, preveem os itens 83 e 84, além
dos itens 119, 122 e 131 com relação às Subestações de Média Tensão (SDMT)
e de Baixa Tensão (SDBT).
Existe, portanto, um planejamento setorial de expansão do sistema de distri-
buição de energia, que leva em conta inúmeros fatores e variáveis para compor a
parcela de investimento que será alocada para cada nicho do sistema. A mesma
lógica é aplicada para a construção de novas subestações de distribuição, que são
planejadas no PDD e submetidas à ANEEL para controle, acompanhamento e fisca-
lização. Daí a razão pela qual a “corrida” descoordenada pela GD produz impactos
diretos no equilíbrio econômico-financeiro das concessões de distribuição. Em um
primeiro momento, este impacto é suportado pelas próprias concessionárias. Em
153R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
um segundo momento, este custo é repassado para a tarifa de energia que é paga
pelos consumidores ativos das concessionárias.
Em termos conceituais e jurídicos, o equilíbrio econômico-financeiro dos contra-
tos de distribuição de energia elétrica deve ser composto da seguinte forma: (i) pela
contraprestação pela execução do serviço, paga pelo consumidor final com tarifas
baseadas no serviço pelo preço, nos termos da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro
de 1995; (ii) pela responsabilidade da concessionária em realizar investimentos
em obras e instalações que reverterão à União na extinção do contrato, garantida
a indenização nos casos e condições previstos na Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro
de 1995, e na Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, de modo a assegurar
a qualidade do serviço de energia elétrica; (iii) pela participação do consumidor
no capital da concessionária, mediante contribuição financeira para execução de
obras de interesse mútuo, conforme definido em regulamento (grifamos); (iv) pela
apropriação de ganhos de eficiência empresarial e da competitividade; e (v) pela
indisponibilidade, pela concessionária, salvo disposição contratual, dos bens con-
siderados reversíveis.
Na presente hipótese, a eclosão desordenada da GD, pelos novos entrantes,
viola a sistemática segundo a qual o consumidor deve realizar contribuição financeira
para execução de obras de interesse mútuo, conforme definido em regulamento;
cria, pois, uma obrigação de investimento, para as concessionárias de distribuição
de energia, sem a respectiva fonte de custeio.
Estima-se que, em 2030, o Brasil contará com uma potência instalada de GD
de aproximadamente 15 GW.40 Ainda, segundo o mesmo estudo, este aumento da
GD causará um prejuízo de R$ 5 bilhões de reais para as distribuidoras de energia,
em razão da perda de receita no período até 2030. Com relação ao impacto na
tarifa, o estudo considerou que haveria um aumento aproximado de 10% no valor
da conta de luz do cidadão brasileiro. Ocorre que, na até a conclusão deste ensaio,
consta, no sistema de dados digitais da ANEEL, 41 que a GD já ultrapassou 24,6 GW
no país. Ou seja, no ano de 2023 a capacidade instalada da GD já é 60% superior
àquela que havia sido prevista para o ano de 2030. O problema desta situação
é que, quanto mais micro e minigeradores entrarem no sistema de distribuição,
maior será a queda na demanda das distribuidoras.
Diante desse quadro, com o aumento do valor da tarifa de energia, maior
será o incentivo para outros consumidores migrarem para a GD, causando, conse-
quentemente, mais prejuízo ao sistema de distribuição e prejudicando mais ainda
40 Simone, 2019. p. 86.
41 Brasil, [2024a].
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
um segundo momento, este custo é repassado para a tarifa de energia que é paga
pelos consumidores ativos das concessionárias.
Em termos conceituais e jurídicos, o equilíbrio econômico-financeiro dos contra-
tos de distribuição de energia elétrica deve ser composto da seguinte forma: (i) pela
contraprestação pela execução do serviço, paga pelo consumidor final com tarifas
baseadas no serviço pelo preço, nos termos da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro
de 1995; (ii) pela responsabilidade da concessionária em realizar investimentos
em obras e instalações que reverterão à União na extinção do contrato, garantida
a indenização nos casos e condições previstos na Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro
de 1995, e na Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, de modo a assegurar
a qualidade do serviço de energia elétrica; (iii) pela participação do consumidor
no capital da concessionária, mediante contribuição financeira para execução de
obras de interesse mútuo, conforme definido em regulamento (grifamos); (iv) pela
apropriação de ganhos de eficiência empresarial e da competitividade; e (v) pela
indisponibilidade, pela concessionária, salvo disposição contratual, dos bens con-
siderados reversíveis.
Na presente hipótese, a eclosão desordenada da GD, pelos novos entrantes,
viola a sistemática segundo a qual o consumidor deve realizar contribuição financeira
para execução de obras de interesse mútuo, conforme definido em regulamento;
cria, pois, uma obrigação de investimento, para as concessionárias de distribuição
de energia, sem a respectiva fonte de custeio.
Estima-se que, em 2030, o Brasil contará com uma potência instalada de GD
de aproximadamente 15 GW.40 Ainda, segundo o mesmo estudo, este aumento da
GD causará um prejuízo de R$ 5 bilhões de reais para as distribuidoras de energia,
em razão da perda de receita no período até 2030. Com relação ao impacto na
tarifa, o estudo considerou que haveria um aumento aproximado de 10% no valor
da conta de luz do cidadão brasileiro. Ocorre que, na até a conclusão deste ensaio,
consta, no sistema de dados digitais da ANEEL, 41 que a GD já ultrapassou 24,6 GW
no país. Ou seja, no ano de 2023 a capacidade instalada da GD já é 60% superior
àquela que havia sido prevista para o ano de 2030. O problema desta situação
é que, quanto mais micro e minigeradores entrarem no sistema de distribuição,
maior será a queda na demanda das distribuidoras.
Diante desse quadro, com o aumento do valor da tarifa de energia, maior
será o incentivo para outros consumidores migrarem para a GD, causando, conse-
quentemente, mais prejuízo ao sistema de distribuição e prejudicando mais ainda
40 Simone, 2019. p. 86.
41 Brasil, [2024a].
154 R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
a receita das distribuidoras (que, por consequência, tornará a tarifa de energia
ainda mais cara). Nesse sentido, Walney Christian de Medeiros Silva42 aponta que:
Segundo a EPE (2012) a análise da competitividade da geração fo-
tovoltaica está diretamente ligada à comparação dos custos desse
tipo de geração com os valores pagos pelos usuários finais às con-
cessionárias de energia elétrica em determinada área de concessão,
o que se denomina de paridade tarifária. Isso quer dizer que quanto
maior for a tarifa de energia elétrica em determinada área de con-
cessão, maior será a atratividade da microgeração solar fotovoltaica.
Isso quer dizer que quanto menor forem os custos da microgeração
e maior for a tarifa de energia elétrica, maior também é a quantidade
de adesões a microgeração e, conforme demonstrado acima, quanto
maior a quantidade de adesões maiores os impactos para as conces-
sionárias e para os demais usuários, que poderão ter sua tarifa de
energia elétrica aumentada por conta disso.
A situação se torna um ciclo vicioso. Esse ciclo já foi estudado pela literatura
especializada e foi intitulado de espiral da morte, tal como explica Leandro Bruno
Marques,43 para quem “o aumento sistêmico (de GD) impacta principalmente os con-
sumidores que não adotarem a GDFV, esse fenômeno é chamado de cost‑shifting”.
Dessa forma, os custos são redistribuídos de forma que há uma externalidade do
consumo, transferindo os custos dos optantes pela GDFV para os não optantes.”
O tema também é endereçado por Solange David,44 que aponta que “a ‘es-
piral da morte’, produz as seguintes vicissitudes: (i) impactos no equilíbrio eco-
nômico-financeiro das distribuidoras em razão da redução do volume de energia
vendido, com consequente queda no volume da receita; (ii) criação de uma situação
na qual o subsídio que consumidores ligados à rede pagarão com a migração de
consumidores de renda mais elevada para a autogeração; e (iii) impactos no risco
de sustentabilidade das redes do sistema elétrico (inclusive com a ampliação das
intermitência das renováveis), pela redução da base pagadora, geralmente de mais
baixa renda, o que passa a ser uma questão de cunho social”. Ainda segundo a
autora, a “ampliação da presença dos recursos energéticos distribuídos (RED) –
energia eólica e solar fotovoltaica – pode potencializar o efeito da ‘espiral da mor-
te’, principalmente se houver uma dinâmica de crescimento exponencial da micro
e minigeração, incentivado por políticas que favoreçam o investimento e torne a
reação dos consumidores mais intensa.”
Tal omissão da ANEEL em disciplinar tal situação se configura como típico
Fato da Administração, a ensejar o reequilíbrio econômico-financeiro do contrato
42 Silva, 2017. p. 96.
43 Marques, 2021.
44 David, 2020.
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
a receita das distribuidoras (que, por consequência, tornará a tarifa de energia
ainda mais cara). Nesse sentido, Walney Christian de Medeiros Silva42 aponta que:
Segundo a EPE (2012) a análise da competitividade da geração fo-
tovoltaica está diretamente ligada à comparação dos custos desse
tipo de geração com os valores pagos pelos usuários finais às con-
cessionárias de energia elétrica em determinada área de concessão,
o que se denomina de paridade tarifária. Isso quer dizer que quanto
maior for a tarifa de energia elétrica em determinada área de con-
cessão, maior será a atratividade da microgeração solar fotovoltaica.
Isso quer dizer que quanto menor forem os custos da microgeração
e maior for a tarifa de energia elétrica, maior também é a quantidade
de adesões a microgeração e, conforme demonstrado acima, quanto
maior a quantidade de adesões maiores os impactos para as conces-
sionárias e para os demais usuários, que poderão ter sua tarifa de
energia elétrica aumentada por conta disso.
A situação se torna um ciclo vicioso. Esse ciclo já foi estudado pela literatura
especializada e foi intitulado de espiral da morte, tal como explica Leandro Bruno
Marques,43 para quem “o aumento sistêmico (de GD) impacta principalmente os con-
sumidores que não adotarem a GDFV, esse fenômeno é chamado de cost‑shifting”.
Dessa forma, os custos são redistribuídos de forma que há uma externalidade do
consumo, transferindo os custos dos optantes pela GDFV para os não optantes.”
O tema também é endereçado por Solange David,44 que aponta que “a ‘es-
piral da morte’, produz as seguintes vicissitudes: (i) impactos no equilíbrio eco-
nômico-financeiro das distribuidoras em razão da redução do volume de energia
vendido, com consequente queda no volume da receita; (ii) criação de uma situação
na qual o subsídio que consumidores ligados à rede pagarão com a migração de
consumidores de renda mais elevada para a autogeração; e (iii) impactos no risco
de sustentabilidade das redes do sistema elétrico (inclusive com a ampliação das
intermitência das renováveis), pela redução da base pagadora, geralmente de mais
baixa renda, o que passa a ser uma questão de cunho social”. Ainda segundo a
autora, a “ampliação da presença dos recursos energéticos distribuídos (RED) –
energia eólica e solar fotovoltaica – pode potencializar o efeito da ‘espiral da mor-
te’, principalmente se houver uma dinâmica de crescimento exponencial da micro
e minigeração, incentivado por políticas que favoreçam o investimento e torne a
reação dos consumidores mais intensa.”
Tal omissão da ANEEL em disciplinar tal situação se configura como típico
Fato da Administração, a ensejar o reequilíbrio econômico-financeiro do contrato
42 Silva, 2017. p. 96.
43 Marques, 2021.
44 David, 2020.
155R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
de concessão. São clássicos os ensinamentos de Hely Lopes Meireles 45 sobre o
tema, para quem “considera-se fato da administração toda ação ou omissão do
Poder Público que, incidindo direta e especificamente sobre o contrato, retarda,
agrava ou impede sua execução. Esse fato se equipara à força maior e produz os
mesmos efeitos excludentes da responsabilidade do particular pela inexecução
do ajuste, ensejando, ainda, as indenizações correspondentes”. Cuida-se de tem
previsão, por exemplo, na Cláusula Oitava, Subclásula, do Contrato De Concessão
nº 003/97 - CEMIG - ÁREA SUL, segundo a qual “no atendimento do disposto no
§3º do art. 9º, da Lei nº 8.987/95, ressalvados os impostos sobre a renda, a
criação, a alteração ou a extinção de quaisquer tributos ou encargos legais, após
a assinatura deste Contrato, quando comprovado seu impacto, implicará a revisão
das tarifas, para mais ou para menos, conforme o caso”.
6 Conclusões
Diante de todo o exposto, é possível sumariar, em conclusões objetivas, o
presente ensaio:
(i) No Brasil, vivencia-se uma “corrida” desenfreada à GD, tal como a expe-
rimentada em outros países. Cuida-se de descoordenação da exploração
de uma infraestrutura de rede que, malgrado viabilize o desenvolvimento
de fontes alternativas de energia, produz impactos salientes nas conces-
sões de distribuição energia elétrica;
(ii) A despesa experimentada pelo subsídio à GD, por exemplo, é transferida
para os consumidores cativos das concessionárias de distribuição de
energia. É dizer, o custo da geração distribuída é absorvido pelos consumi-
dores “comuns”, que não fazem uso desta forma de geração de energia.
(iii) Mais que isso, no caso da exploração da GD, não há política pública e
normativa de universalização, que lastreie o subsídio concedido a tais
novos entrantes. O problema de tal subsídio cruzado, fático e desregu-
lado, é que ele se dá à custa dos consumidores que não se utilizam de
tais sistemas, que são usuários de um serviço público essencial. Daí se
poder concluir quer a implementação de um subsídio cruzado e desregu-
lado, em razão da “corrida” pela GD, viola, a um só tempo, o princípio
da modicidade tarifária (previsto no art. 6º, §1º, da Lei nº8.987/1995),
bem como o regime tarifário das concessões de distribuição de energia
elétrica de que trata o art. 14, I, da Lei nº9427/1996;
45 Meirelles, 1996, p. 209.
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
de concessão. São clássicos os ensinamentos de Hely Lopes Meireles 45 sobre o
tema, para quem “considera-se fato da administração toda ação ou omissão do
Poder Público que, incidindo direta e especificamente sobre o contrato, retarda,
agrava ou impede sua execução. Esse fato se equipara à força maior e produz os
mesmos efeitos excludentes da responsabilidade do particular pela inexecução
do ajuste, ensejando, ainda, as indenizações correspondentes”. Cuida-se de tem
previsão, por exemplo, na Cláusula Oitava, Subclásula, do Contrato De Concessão
nº 003/97 - CEMIG - ÁREA SUL, segundo a qual “no atendimento do disposto no
§3º do art. 9º, da Lei nº 8.987/95, ressalvados os impostos sobre a renda, a
criação, a alteração ou a extinção de quaisquer tributos ou encargos legais, após
a assinatura deste Contrato, quando comprovado seu impacto, implicará a revisão
das tarifas, para mais ou para menos, conforme o caso”.
6 Conclusões
Diante de todo o exposto, é possível sumariar, em conclusões objetivas, o
presente ensaio:
(i) No Brasil, vivencia-se uma “corrida” desenfreada à GD, tal como a expe-
rimentada em outros países. Cuida-se de descoordenação da exploração
de uma infraestrutura de rede que, malgrado viabilize o desenvolvimento
de fontes alternativas de energia, produz impactos salientes nas conces-
sões de distribuição energia elétrica;
(ii) A despesa experimentada pelo subsídio à GD, por exemplo, é transferida
para os consumidores cativos das concessionárias de distribuição de
energia. É dizer, o custo da geração distribuída é absorvido pelos consumi-
dores “comuns”, que não fazem uso desta forma de geração de energia.
(iii) Mais que isso, no caso da exploração da GD, não há política pública e
normativa de universalização, que lastreie o subsídio concedido a tais
novos entrantes. O problema de tal subsídio cruzado, fático e desregu-
lado, é que ele se dá à custa dos consumidores que não se utilizam de
tais sistemas, que são usuários de um serviço público essencial. Daí se
poder concluir quer a implementação de um subsídio cruzado e desregu-
lado, em razão da “corrida” pela GD, viola, a um só tempo, o princípio
da modicidade tarifária (previsto no art. 6º, §1º, da Lei nº8.987/1995),
bem como o regime tarifário das concessões de distribuição de energia
elétrica de que trata o art. 14, I, da Lei nº9427/1996;
45 Meirelles, 1996, p. 209.
156 R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
(iv) Em um cenário de limitação dos recursos e da própria escassez física
do sistema, é natural que não se tenha condições de atender, imedia-
tamente, a todas as solicitações formuladas por agentes de geração
distribuída, seja do ponto de vista técnico-operacional, seja do ponto de
vista econômico-financeiro. Afinal de contas, o sistema de distribuição
possui limitações que devem ser observadas, sob pena de colapsá-lo;
(v) Nesse quadrante, o livre e desregulado acesso dos novos entrantes
exploradores de GD impõe que os concessionários de distribuição re-
duzam os índices qualitativos da prestação do serviço público que lhe
foi delegado, podendo, ainda, importar na provação de danos aos bens
reversíveis afetados à sua prestação. Em resumo, a eclosão da corrida
à GD viola, na ponta, o dever de manutenção de um serviço adequado,
pelo concessionário de distribuição, previsto no art. 6º, da Lei Federal nº
8.987/95;
(vi) Não nos parece que o pedido de acesso dos exploradores de GD possa
ser considerado uma instalação essencial. Em primeiro lugar, pois as
concessionárias de distribuição de energia não pretendem impor restri-
ções concorrenciais aos agentes geradores, afirmação reforçada pelo
fato destas terem observado os ditames da desverticalização setorial, no
âmbito da qual se divorciaram os regimes jurídico, econômico e contábil
da distribuição de energia do segmento da geração. Segundo e mais im-
portante, tal dever de acesso só seria possível se houvesse a viabilidade
técnica de acesso ao entrante. Mais que isso, para que a solicitação de
acesso se configurasse como uma facility, tal acesso deveria ser possível
a um número ilimitado de entrantes;
(vii) A expansão da capacidade do sistema de distribuição se dá por intermédio
da construção de novas subestações de energia servientes a suportar
a carga adicional produzidas pelo novos entrantes exploradores de GD.
Além disso, também há fator complicador relacionado à distância entre
as usinas geradoras de energia e as subestações. Quanto maior a dis-
tância, maior é também a dificuldade de acomodação das injeções de
energia dentro dos limites técnicos. Logo, para que sejam mantidos os
níveis de tensão dentro dos valores permitidos, são necessárias bitolas
maiores ou mesmo a construção de subestações compactas. Tudo isso,
evidentemente, implica a necessidade a realização de massivo investi-
mento por parte das concessionárias de distribuição;
(viii) Assim é que, como o valor da tarifa de energia é composto majoritaria-
mente pelos custos da prestação do serviço público de distribuição, as
despesas e os investimentos a serem incorridos pelas distribuidoras
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
(iv) Em um cenário de limitação dos recursos e da própria escassez física
do sistema, é natural que não se tenha condições de atender, imedia-
tamente, a todas as solicitações formuladas por agentes de geração
distribuída, seja do ponto de vista técnico-operacional, seja do ponto de
vista econômico-financeiro. Afinal de contas, o sistema de distribuição
possui limitações que devem ser observadas, sob pena de colapsá-lo;
(v) Nesse quadrante, o livre e desregulado acesso dos novos entrantes
exploradores de GD impõe que os concessionários de distribuição re-
duzam os índices qualitativos da prestação do serviço público que lhe
foi delegado, podendo, ainda, importar na provação de danos aos bens
reversíveis afetados à sua prestação. Em resumo, a eclosão da corrida
à GD viola, na ponta, o dever de manutenção de um serviço adequado,
pelo concessionário de distribuição, previsto no art. 6º, da Lei Federal nº
8.987/95;
(vi) Não nos parece que o pedido de acesso dos exploradores de GD possa
ser considerado uma instalação essencial. Em primeiro lugar, pois as
concessionárias de distribuição de energia não pretendem impor restri-
ções concorrenciais aos agentes geradores, afirmação reforçada pelo
fato destas terem observado os ditames da desverticalização setorial, no
âmbito da qual se divorciaram os regimes jurídico, econômico e contábil
da distribuição de energia do segmento da geração. Segundo e mais im-
portante, tal dever de acesso só seria possível se houvesse a viabilidade
técnica de acesso ao entrante. Mais que isso, para que a solicitação de
acesso se configurasse como uma facility, tal acesso deveria ser possível
a um número ilimitado de entrantes;
(vii) A expansão da capacidade do sistema de distribuição se dá por intermédio
da construção de novas subestações de energia servientes a suportar
a carga adicional produzidas pelo novos entrantes exploradores de GD.
Além disso, também há fator complicador relacionado à distância entre
as usinas geradoras de energia e as subestações. Quanto maior a dis-
tância, maior é também a dificuldade de acomodação das injeções de
energia dentro dos limites técnicos. Logo, para que sejam mantidos os
níveis de tensão dentro dos valores permitidos, são necessárias bitolas
maiores ou mesmo a construção de subestações compactas. Tudo isso,
evidentemente, implica a necessidade a realização de massivo investi-
mento por parte das concessionárias de distribuição;
(viii) Assim é que, como o valor da tarifa de energia é composto majoritaria-
mente pelos custos da prestação do serviço público de distribuição, as
despesas e os investimentos a serem incorridos pelas distribuidoras
157R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
precisam ser adequadamente planejados, sob pena de impactarem, di-
retamente, o consumidor final;
(ix) Motivo pelo qual, considerando o seu relevante impacto sobre o valor da
tarifa paga pelo consumidor final, os investimentos que serão realizados,
pelas concessionárias para suportar os inúmeros pedidos de acesso, es-
tão sujeitos a diversos critérios regulatórios e ao seu acompanhamento
pela ANEEL;
(x) De fato, existe um planejamento setorial de expansão do sistema de
distribuição de energia, que leva em conta inúmeros fatores e variáveis
para compor a parcela de investimento que será alocada para cada ni-
cho do sistema. A mesma lógica é aplicada para a construção de novas
subestações de distribuição, que são planejadas no PDD e submetidas
à ANEEL para controle, acompanhamento e fiscalização;
(xi) Daí a razão pela qual a “corrida” descoordenada pela GD produz impactos
diretos no equilíbrio econômico-financeiro das concessões de distribui-
ção. Em um primeiro momento, este impacto é suportado pelas próprias
concessionárias. Em um segundo momento, este custo será repassado
para a tarifa de energia que é paga pelos consumidores ativos das con-
cessionárias;
(xii) Mais que isso, a eclosão desordenada da GD, pelos novos entrantes, vio-
la a sistemática segundo a qual o consumidor deve realizar contribuição
financeira para execução de obras de interesse mútuo, conforme definido
em regulamento; cria, pois, uma obrigação de investimento, para as con-
cessionárias de distribuição de energia, sem a respectiva fonte de custeio;
(xiii) Uma “espiral da morte”, como defendido pela doutrina especializada. A
omissão da ANEEL, em disciplinar tal situação, se configura como típico
Fato da Administração, a ensejar o reequilíbrio econômico-financeiro do
contrato de concessão, na forma do art. 9º, §3º, da Lei nº8.987/1995;
(xiv) Impõe-se a regulação do tema, pela ANEEL. Tal regulação deverá ser pre-
cedida de uma Análise de Impacto Regulatório (AIR), no âmbito da qual
sejam considerados, dentre outros aspectos: os impactos dos instrumento
de fomento à GD na tarifa das concessões de distribuição; as alterações
que serão necessárias empreender nos contratos de concessão, de modo
a compatibilizar o acesso do entrante com os parâmetros qualitativos
do serviço público prestado pelas distribuidoras; o custo-benefício de se
incrementarem os custos que serão suportados pelas distribuidoras para
a construção de subestações e as externalidades positivas que serão
produzidas pelo acesso do explorador da GD;
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
precisam ser adequadamente planejados, sob pena de impactarem, di-
retamente, o consumidor final;
(ix) Motivo pelo qual, considerando o seu relevante impacto sobre o valor da
tarifa paga pelo consumidor final, os investimentos que serão realizados,
pelas concessionárias para suportar os inúmeros pedidos de acesso, es-
tão sujeitos a diversos critérios regulatórios e ao seu acompanhamento
pela ANEEL;
(x) De fato, existe um planejamento setorial de expansão do sistema de
distribuição de energia, que leva em conta inúmeros fatores e variáveis
para compor a parcela de investimento que será alocada para cada ni-
cho do sistema. A mesma lógica é aplicada para a construção de novas
subestações de distribuição, que são planejadas no PDD e submetidas
à ANEEL para controle, acompanhamento e fiscalização;
(xi) Daí a razão pela qual a “corrida” descoordenada pela GD produz impactos
diretos no equilíbrio econômico-financeiro das concessões de distribui-
ção. Em um primeiro momento, este impacto é suportado pelas próprias
concessionárias. Em um segundo momento, este custo será repassado
para a tarifa de energia que é paga pelos consumidores ativos das con-
cessionárias;
(xii) Mais que isso, a eclosão desordenada da GD, pelos novos entrantes, vio-
la a sistemática segundo a qual o consumidor deve realizar contribuição
financeira para execução de obras de interesse mútuo, conforme definido
em regulamento; cria, pois, uma obrigação de investimento, para as con-
cessionárias de distribuição de energia, sem a respectiva fonte de custeio;
(xiii) Uma “espiral da morte”, como defendido pela doutrina especializada. A
omissão da ANEEL, em disciplinar tal situação, se configura como típico
Fato da Administração, a ensejar o reequilíbrio econômico-financeiro do
contrato de concessão, na forma do art. 9º, §3º, da Lei nº8.987/1995;
(xiv) Impõe-se a regulação do tema, pela ANEEL. Tal regulação deverá ser pre-
cedida de uma Análise de Impacto Regulatório (AIR), no âmbito da qual
sejam considerados, dentre outros aspectos: os impactos dos instrumento
de fomento à GD na tarifa das concessões de distribuição; as alterações
que serão necessárias empreender nos contratos de concessão, de modo
a compatibilizar o acesso do entrante com os parâmetros qualitativos
do serviço público prestado pelas distribuidoras; o custo-benefício de se
incrementarem os custos que serão suportados pelas distribuidoras para
a construção de subestações e as externalidades positivas que serão
produzidas pelo acesso do explorador da GD;
158 R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
(xv) Para além disso, como uma forma de se regular os pedidos de acesso, é
de se cogitar a instalação de uma modalidade de leilão regulatório entre
os requerentes, que sirva de móvel para a revelação de informações entre
partes. Tal leilão poderá ter como critérios de seleção, por exemplo, o
menor dispêndio pelas concessionárias após o deferimento do acesso,
a compatibilidade do projeto de GD com o planejamento estratégico do
setor elétrico. Tal leilão deve, ainda, desincentivar condutas oportunis-
tas dos requerentes, as quais poderão ser coibidas pelas exigências de
garantias, a serem executadas, caso o empreendimento não ostente
mínimas condições de operabilidade.
Economic-financial balance of energy distribution concessions: the challenge of distributed generation
Abstract: This work aims to analyze the impacts caused by distributed generation on the concession
contracts for the distribution of electric energy. To this end, the introductory aspects of distributed
generation in the Brazilian electricity sector are addressed, based on the analysis of ANEEL Normative
Resolution No. 482/2012 and its effects over the last ten years. Consequently, the impacts caused
by the expansion of distributed generation on energy distribution concessions are examined. Finally,
the regulatory challenge imposed by distributed generation to balance sustainability and the viability of
distribution concessions is discussed.
Keywords: Distributed generation. Energy. Energy Sector. ANEEL. Energy distribution. Concession
contract. Economic-Financial Balance. Regulation.
Referências
ARAGÃO, Alexandre Santos de. Direito dos Serviços Públicos. 4. ed. Belo Horizonte: Fórum, 2017,
p. 348.
ARAGÃO, Alexandre Santos de. Serviços públicos e concorrência. Revista de Direito Público da
Economia, Belo Horizonte, ano 1, n. 2, p. 59-123, abr./jun. 2003.
BANDEIRA DE MELLO, Celso Antônio. Conteúdo jurídico do princípio de igualdade. 3. ed. São
Paulo: Malheiros, 1993.
BANDEIRA, Paula Greco. Contrato incompleto. São Paulo: Atlas, 2015.
BRASIL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Instituto Acende Brasil. Cadernos de Política Tarifária:
análise do processo de revisão tarifária e da regulação por incentivos. v. 1. Brasília, DF: Instituto
Acende Brasil, 2007.
BRASIL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Nota técnica nº 140/2023‑STR‑SGM‑SFF/ANEEL.
Proposta de Orçamento anual da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE de 2024, a ser
submetida à consulta pública. Brasília, DF: ANEEL, 2023.
BRASIL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Painel de Monitoramento de Geração de
Energia da ANEEL. Brasília, DF: ANEEL, [2024a]. Disponível em: https://app.powerbi.com/
view?r=eyJrIjoiY2VmMmUwN2QtYWFiOS00ZDE3LWI3NDMtZDk0NGI4MGU2NTkxIiwidCI6IjQwZD
ZmOWI4LWVjYTctNDZhMi05MmQ0LWVhNGU5YzAxNzBlMSIsImMiOjR9. Acesso em 05 jan. 2024.
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
(xv) Para além disso, como uma forma de se regular os pedidos de acesso, é
de se cogitar a instalação de uma modalidade de leilão regulatório entre
os requerentes, que sirva de móvel para a revelação de informações entre
partes. Tal leilão poderá ter como critérios de seleção, por exemplo, o
menor dispêndio pelas concessionárias após o deferimento do acesso,
a compatibilidade do projeto de GD com o planejamento estratégico do
setor elétrico. Tal leilão deve, ainda, desincentivar condutas oportunis-
tas dos requerentes, as quais poderão ser coibidas pelas exigências de
garantias, a serem executadas, caso o empreendimento não ostente
mínimas condições de operabilidade.
Economic-financial balance of energy distribution concessions: the challenge of distributed generation
Abstract: This work aims to analyze the impacts caused by distributed generation on the concession
contracts for the distribution of electric energy. To this end, the introductory aspects of distributed
generation in the Brazilian electricity sector are addressed, based on the analysis of ANEEL Normative
Resolution No. 482/2012 and its effects over the last ten years. Consequently, the impacts caused
by the expansion of distributed generation on energy distribution concessions are examined. Finally,
the regulatory challenge imposed by distributed generation to balance sustainability and the viability of
distribution concessions is discussed.
Keywords: Distributed generation. Energy. Energy Sector. ANEEL. Energy distribution. Concession
contract. Economic-Financial Balance. Regulation.
Referências
ARAGÃO, Alexandre Santos de. Direito dos Serviços Públicos. 4. ed. Belo Horizonte: Fórum, 2017,
p. 348.
ARAGÃO, Alexandre Santos de. Serviços públicos e concorrência. Revista de Direito Público da
Economia, Belo Horizonte, ano 1, n. 2, p. 59-123, abr./jun. 2003.
BANDEIRA DE MELLO, Celso Antônio. Conteúdo jurídico do princípio de igualdade. 3. ed. São
Paulo: Malheiros, 1993.
BANDEIRA, Paula Greco. Contrato incompleto. São Paulo: Atlas, 2015.
BRASIL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Instituto Acende Brasil. Cadernos de Política Tarifária:
análise do processo de revisão tarifária e da regulação por incentivos. v. 1. Brasília, DF: Instituto
Acende Brasil, 2007.
BRASIL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Nota técnica nº 140/2023‑STR‑SGM‑SFF/ANEEL.
Proposta de Orçamento anual da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE de 2024, a ser
submetida à consulta pública. Brasília, DF: ANEEL, 2023.
BRASIL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Painel de Monitoramento de Geração de
Energia da ANEEL. Brasília, DF: ANEEL, [2024a]. Disponível em: https://app.powerbi.com/
view?r=eyJrIjoiY2VmMmUwN2QtYWFiOS00ZDE3LWI3NDMtZDk0NGI4MGU2NTkxIiwidCI6IjQwZD
ZmOWI4LWVjYTctNDZhMi05MmQ0LWVhNGU5YzAxNzBlMSIsImMiOjR9. Acesso em 05 jan. 2024.
159R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
BRASIL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Subsidiômetro. Brasília, DF: ANEEL, [2024b].
Disponível em: https://portalrelatorios.aneel.gov.br/luznatarifa/subsidiometro#!. Acesso em:
08 fev. 2024.
CALIFORNIA DISTRIBUTED GENERATION STATISTICS. Statistics and Charts, [s. l.], 2017. Disponível
em: http://www.californiadgstats.ca.gov/charts/. Acesso em: 08 nov. 2023.
CÂMARA, Jacintho Arruda. Tarifa nas concessões. São Paulo: Malheiros, 2009.
CÂMARA, Lorrane da S. C. O Impacto da difusão da geração distribuída sobre o equilíbrio
econômico-financeiro das distribuidoras de energia elétrica nos casos da Califórnia e da Itália.
2017. Dissertação (Mestrado em Políticas Públicas, Estratégias e Desenvolvimento) - Instituto de
Economia, Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de janeiro, 2017. Disponível em: https://
www.ie.ufrj.br/images/IE/PPED/Dissertacao/2017/Lorrane%20da%20Silva%20Camara.pdf.
Acesso em: 11 mar. 2024.
CASTRO, Nivalde José de; DANTAS, Guilherme (org.). Experiências internacionais em geração
distribuída: motivações, impactos e ajustes. Rio de Janeiro: Publit, 2018.
CHAGAS, Celso. Cemig Distribuição investiu R$ 7,2 bilhões entre 2018 e 2022. Brasil Energia,
[s. l.], 18 maio 2023. Disponível em: https://energiahoje.editorabrasilenergia.com.br/cemig-
distribuicao-investiu-r-72-bilhoes-entre-2018-e-2022/. Acesso em: 31 out. 2023.
DAVID, Solange. A geração distribuída no Brasil, a espiral da morte e o desafio da sustentabilidade.
In: ROCHA, Fábio Amorim da. Temas Relevantes no Direito de Energia. Rio de Janeiro: Sinergia,
2020. Tomo VIII.
FAST Facts: what the curve tells us about managing a green grid? California ISO, Folsom, 11 out.
2016. Disponível em: https://www.caiso.com/Documents/FlexibleResourcesHelpRenewables_
FastFacts.pdf. Acesso em 08 nov. 2023.
FOWLIE, Meredith. The duck has landed. Energy Institute Blog, [s. l.], 2 maio 2016. Disponível
em https://energyathaas.wordpress.com/2016/05/02/the-duck-has-landed/. Acesso em: 11
mar. 2024.
FREITAS, Rafael Véras de. Equilíbrios econômico‑financeiros das concessões. Belo Horizonte:
Fórum, 2023.
GARCIA, Flávio Amaral. A mutabilidade nos contratos de concessão. São Paulo: Malheiros, 2021.
GARCIA, Flávio Amaral. Concessões, parcerias e regulação. São Paulo: Malheiros, 2019.
https://www.poder360.com.br/energia/beneficio-a-geracao-distribuida-causa-rombo-de-r-375-bi-
diz-abradee/. Acesso em: 31 out. 2023.
JUSTEN FILHO, Marçal. Teoria geral das concessões de serviço público. São Paulo: Dialética, 2003.
LEITE, Cláudio; GOLDSTEIN, Lais. GD: não podemos eternizar o subsídio. Canal Energia, [s. l.],
11 maio 2021. Disponível em: https://www.canalenergia.com.br/artigos/53172392/gd-nao-
podemos-eternizar-o-subsidio. Acesso em: 20 fev. 2024.
LOUREIRO, Gustavo Kaercher; DIAS, Fabio Henrique Di Lallo; SENA, Barbara Bianca; RAMALHO,
Eduardo Estevão Ferreira; SOUZA, Luiz Felipe Falcone. Manual de Direito da Energia Elétrica. 1.
ed. São Paulo: Quartier Latin, 2021.
MARQUES NETO, Floriano de Azevedo. Concessões. Belo Horizonte: Fórum, 2015.
MARQUES. Leandro Bruno. O impacto da geração distribuída fotovoltaica nas distribuidoras de
energia elétrica. 2021. Monografia (Graduação em Ciências Econômicas) – Departamento de
Economia, Universidade Federal do Paraná, Curitiba, 2021.
MEIRELLES. HELY. Licitação e Contrato Administrativo. 11. edição. São Paulo: Malheiros, 1996.
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
BRASIL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Subsidiômetro. Brasília, DF: ANEEL, [2024b].
Disponível em: https://portalrelatorios.aneel.gov.br/luznatarifa/subsidiometro#!. Acesso em:
08 fev. 2024.
CALIFORNIA DISTRIBUTED GENERATION STATISTICS. Statistics and Charts, [s. l.], 2017. Disponível
em: http://www.californiadgstats.ca.gov/charts/. Acesso em: 08 nov. 2023.
CÂMARA, Jacintho Arruda. Tarifa nas concessões. São Paulo: Malheiros, 2009.
CÂMARA, Lorrane da S. C. O Impacto da difusão da geração distribuída sobre o equilíbrio
econômico-financeiro das distribuidoras de energia elétrica nos casos da Califórnia e da Itália.
2017. Dissertação (Mestrado em Políticas Públicas, Estratégias e Desenvolvimento) - Instituto de
Economia, Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de janeiro, 2017. Disponível em: https://
www.ie.ufrj.br/images/IE/PPED/Dissertacao/2017/Lorrane%20da%20Silva%20Camara.pdf.
Acesso em: 11 mar. 2024.
CASTRO, Nivalde José de; DANTAS, Guilherme (org.). Experiências internacionais em geração
distribuída: motivações, impactos e ajustes. Rio de Janeiro: Publit, 2018.
CHAGAS, Celso. Cemig Distribuição investiu R$ 7,2 bilhões entre 2018 e 2022. Brasil Energia,
[s. l.], 18 maio 2023. Disponível em: https://energiahoje.editorabrasilenergia.com.br/cemig-
distribuicao-investiu-r-72-bilhoes-entre-2018-e-2022/. Acesso em: 31 out. 2023.
DAVID, Solange. A geração distribuída no Brasil, a espiral da morte e o desafio da sustentabilidade.
In: ROCHA, Fábio Amorim da. Temas Relevantes no Direito de Energia. Rio de Janeiro: Sinergia,
2020. Tomo VIII.
FAST Facts: what the curve tells us about managing a green grid? California ISO, Folsom, 11 out.
2016. Disponível em: https://www.caiso.com/Documents/FlexibleResourcesHelpRenewables_
FastFacts.pdf. Acesso em 08 nov. 2023.
FOWLIE, Meredith. The duck has landed. Energy Institute Blog, [s. l.], 2 maio 2016. Disponível
em https://energyathaas.wordpress.com/2016/05/02/the-duck-has-landed/. Acesso em: 11
mar. 2024.
FREITAS, Rafael Véras de. Equilíbrios econômico‑financeiros das concessões. Belo Horizonte:
Fórum, 2023.
GARCIA, Flávio Amaral. A mutabilidade nos contratos de concessão. São Paulo: Malheiros, 2021.
GARCIA, Flávio Amaral. Concessões, parcerias e regulação. São Paulo: Malheiros, 2019.
https://www.poder360.com.br/energia/beneficio-a-geracao-distribuida-causa-rombo-de-r-375-bi-
diz-abradee/. Acesso em: 31 out. 2023.
JUSTEN FILHO, Marçal. Teoria geral das concessões de serviço público. São Paulo: Dialética, 2003.
LEITE, Cláudio; GOLDSTEIN, Lais. GD: não podemos eternizar o subsídio. Canal Energia, [s. l.],
11 maio 2021. Disponível em: https://www.canalenergia.com.br/artigos/53172392/gd-nao-
podemos-eternizar-o-subsidio. Acesso em: 20 fev. 2024.
LOUREIRO, Gustavo Kaercher; DIAS, Fabio Henrique Di Lallo; SENA, Barbara Bianca; RAMALHO,
Eduardo Estevão Ferreira; SOUZA, Luiz Felipe Falcone. Manual de Direito da Energia Elétrica. 1.
ed. São Paulo: Quartier Latin, 2021.
MARQUES NETO, Floriano de Azevedo. Concessões. Belo Horizonte: Fórum, 2015.
MARQUES. Leandro Bruno. O impacto da geração distribuída fotovoltaica nas distribuidoras de
energia elétrica. 2021. Monografia (Graduação em Ciências Econômicas) – Departamento de
Economia, Universidade Federal do Paraná, Curitiba, 2021.
MEIRELLES. HELY. Licitação e Contrato Administrativo. 11. edição. São Paulo: Malheiros, 1996.
160 R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
MOREIRA, Egon Bockmann. Direito das concessões de serviço público: concessões, parcerias,
permissões e autorizações. Belo Horizonte: Fórum, 2022.
NAPOLI, Eric. Benefício à geração distribuída causa rombo de R$ 37,5 bi, diz Abradee. Poder 360,
[s. l.], 11 set. 2023. Disponível em:
NESTER, Alexandre Wagner. Regulação e concorrência (compartilhamento de infraestruturas e
redes). São Paulo: Dialética, 2006.
NÓBREGA, Marcos. Contratos incompletos e infraestrutura: contratos administrativos, concessões
de serviço público e PPPs. Revista Eletrônica de Direito Administrativo Econômico, Salvador, n.
18, 2009. Disponível em: http://www.direitodoestado.com.br/codrevista.asp?cod=380. Acesso
em: 11 mar. 2024.
NÓBREGA, Marcos. Direito da Infraestrutura. São Paulo: Quartier Latin, 2011.
ORGANISATION FOR ECONOMIC COOPERATION AND DEVELOPMENT. The Essential Facilities
Concept. Paris: OECD, 1996.
POSSAS, Mario Luiz; PONDÉ, João Luiz; FAGUNDES, Jorge. Regulação da concorrência nos Setores
de Infraestrutura no Brasil: elementos para um quadro conceitual. In: REZENDE, Fernando; PAULA,
Tomás Bruginski de. Infra‑estrutura: perspectivas de reorganização. Rio de Janeiro: Ipea, 2004.
SALOMÃO, Alexa. Corrida para ter subsídio de energia solar leva ao cadastramento de duas Itaipus
em três meses. Folha de S. Paulo, São Paulo, 31 jan. 2023. Economia. Disponível em: https://
www1.folha.uol.com.br/mercado/2023/01/corrida-para-ter-subsidio-de-energia-solar-leva-ao-
cadastramento-de-duas-itaipu-em-tres-meses.shtml. Acesso em: 05 jan. 2024.
SANTANA, Edvaldo. Sairá caro para o consumidor de energia. O Globo, Rio de Janeiro, 04 jan.
2024. Opinião. Disponível em: https://oglobo.globo.com/opiniao/artigos/coluna/2024/01/
saira-caro-para-o-consumidor-de-energia.ghtml. Acesso em: 05 jan. 2024.
SCHIRATO, Vitor Rhein; CAMPOS, Felipe de Almeida Ribeiro. O regime de geração distribuída no
Brasil: o sistema de compensação de energia elétrica na Lei Federal nº 14.300, de janeiro de
2022. Revista de Direito Público da Economia, Belo Horizonte, ano 20, n. 80, p. 181-200, out./
dez. 2022.
SILVA, Walney Christian de Medeiros. Impactos da inserção da microgeração no equilíbrio
econômico‑financeiro dos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica. 2017.
Dissertação (Mestrado em Energia e Ambiente) – Programa de Pós-graduação em Energia e
Ambiente, Universidade Federal do Maranhão, São Luís, 2017.
SIMONE, Lucas F. C. Inserção da micro e minigeração distribuída solar fotovoltaica: impactos na
receita das distribuidoras e nas tarifas dos consumidores. Dissertação (Mestrado em Engenharia
Elétrica) – Escola Politécnica, Universidade de São Paulo, São Paulo, 2019.
SUNDFELD, Carlos Ari; CÂMARA, Jacintho Silveira Dias de Arruda. Alteração nas regras da concessão
sobre reajuste tarifário. Interesse Público, Belo Horizonte, v. 15, n. 80, 2013.
VITA, Pedro Henrique Braz de; RIBAS, Murilo Taborda. Planejando concessões de saneamento
básico: boas práticas na estruturação de projetos. In: GUIMARÃES, Bernardo Strobel;
VASCONCELOS, Andréa Costa de; HOHMANN, Ana Carolina (coord.). Novo marco legal do
saneamento. Belo Horizonte: Fórum, 2021.
RAFAEL VÉRAS DE FREITAS, FELIPE HENRIQUE BRAZ
MOREIRA, Egon Bockmann. Direito das concessões de serviço público: concessões, parcerias,
permissões e autorizações. Belo Horizonte: Fórum, 2022.
NAPOLI, Eric. Benefício à geração distribuída causa rombo de R$ 37,5 bi, diz Abradee. Poder 360,
[s. l.], 11 set. 2023. Disponível em:
NESTER, Alexandre Wagner. Regulação e concorrência (compartilhamento de infraestruturas e
redes). São Paulo: Dialética, 2006.
NÓBREGA, Marcos. Contratos incompletos e infraestrutura: contratos administrativos, concessões
de serviço público e PPPs. Revista Eletrônica de Direito Administrativo Econômico, Salvador, n.
18, 2009. Disponível em: http://www.direitodoestado.com.br/codrevista.asp?cod=380. Acesso
em: 11 mar. 2024.
NÓBREGA, Marcos. Direito da Infraestrutura. São Paulo: Quartier Latin, 2011.
ORGANISATION FOR ECONOMIC COOPERATION AND DEVELOPMENT. The Essential Facilities
Concept. Paris: OECD, 1996.
POSSAS, Mario Luiz; PONDÉ, João Luiz; FAGUNDES, Jorge. Regulação da concorrência nos Setores
de Infraestrutura no Brasil: elementos para um quadro conceitual. In: REZENDE, Fernando; PAULA,
Tomás Bruginski de. Infra‑estrutura: perspectivas de reorganização. Rio de Janeiro: Ipea, 2004.
SALOMÃO, Alexa. Corrida para ter subsídio de energia solar leva ao cadastramento de duas Itaipus
em três meses. Folha de S. Paulo, São Paulo, 31 jan. 2023. Economia. Disponível em: https://
www1.folha.uol.com.br/mercado/2023/01/corrida-para-ter-subsidio-de-energia-solar-leva-ao-
cadastramento-de-duas-itaipu-em-tres-meses.shtml. Acesso em: 05 jan. 2024.
SANTANA, Edvaldo. Sairá caro para o consumidor de energia. O Globo, Rio de Janeiro, 04 jan.
2024. Opinião. Disponível em: https://oglobo.globo.com/opiniao/artigos/coluna/2024/01/
saira-caro-para-o-consumidor-de-energia.ghtml. Acesso em: 05 jan. 2024.
SCHIRATO, Vitor Rhein; CAMPOS, Felipe de Almeida Ribeiro. O regime de geração distribuída no
Brasil: o sistema de compensação de energia elétrica na Lei Federal nº 14.300, de janeiro de
2022. Revista de Direito Público da Economia, Belo Horizonte, ano 20, n. 80, p. 181-200, out./
dez. 2022.
SILVA, Walney Christian de Medeiros. Impactos da inserção da microgeração no equilíbrio
econômico‑financeiro dos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica. 2017.
Dissertação (Mestrado em Energia e Ambiente) – Programa de Pós-graduação em Energia e
Ambiente, Universidade Federal do Maranhão, São Luís, 2017.
SIMONE, Lucas F. C. Inserção da micro e minigeração distribuída solar fotovoltaica: impactos na
receita das distribuidoras e nas tarifas dos consumidores. Dissertação (Mestrado em Engenharia
Elétrica) – Escola Politécnica, Universidade de São Paulo, São Paulo, 2019.
SUNDFELD, Carlos Ari; CÂMARA, Jacintho Silveira Dias de Arruda. Alteração nas regras da concessão
sobre reajuste tarifário. Interesse Público, Belo Horizonte, v. 15, n. 80, 2013.
VITA, Pedro Henrique Braz de; RIBAS, Murilo Taborda. Planejando concessões de saneamento
básico: boas práticas na estruturação de projetos. In: GUIMARÃES, Bernardo Strobel;
VASCONCELOS, Andréa Costa de; HOHMANN, Ana Carolina (coord.). Novo marco legal do
saneamento. Belo Horizonte: Fórum, 2021.
161R. bras. de Dir. Público – RBDP | Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p. 127-161, jan./mar. 2024
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Informação bibliográfica deste texto, conforme a NBR 6023:2018 da Associação
Brasileira de Normas Técnicas (ABNT):
FREITAS, Rafael Véras de; BRAZ, Felipe Henrique. Equilíbrio econômico-financeiro
das concessões de distribuição de energia: o desafio da geração distribuída.
Revista Brasileira de Direito Público – RBDP, Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p.
127-161, jan./mar. 2024.
EQUILÍBRIO ECONôMICO-FINANCEIRO DAS CONCESSõES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA: O DESAFIO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Informação bibliográfica deste texto, conforme a NBR 6023:2018 da Associação
Brasileira de Normas Técnicas (ABNT):
FREITAS, Rafael Véras de; BRAZ, Felipe Henrique. Equilíbrio econômico-financeiro
das concessões de distribuição de energia: o desafio da geração distribuída.
Revista Brasileira de Direito Público – RBDP, Belo Horizonte, ano 22, n. 84, p.
127-161, jan./mar. 2024.
Continue lendo · do acervo
acervo com mais de 1.800 artigosTexto hospedado no JurisTube para leitura, citação e uso como anexo a coleções de vídeos. Os direitos autorais permanecem com o(a) autor(a).