Aula 18

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18.1
18.2
LEGISLAÇÃO E REGULAÇÃO
ROBERTO CASTRO
Professor do Programa de Educação Continuada em Engenharia (PECE) da Escola Politécnica da USP
MAURY SERGIO LIMA E SILVA
Membro dos Conselhos Deliberativo e Editorial do Instituto Brasileiro de Estudos do Direito da Energia (IBDE)
Arcabouço regulatório e particularidades do setor elétrico
brasileiro
O setor elétrico brasileiro constitui a indústria de energia elétrica no Brasil e representa o conjunto de atividades
relacionadas com os segmentos de geração, transmissão, distribuição, comercialização, importação e exportação1 da
energia elétrica. De maneira geral, denomina-se o setor elétrico como mercado.
As características climáticas, a vasta extensão territorial do Brasil, a diversidade, as diferentes localizações
geográficas das fontes de geração de energia elétrica disponíveis, além do acelerado crescimento na demanda,
emprestam a essa indústria particularidades que a distinguem das demais indústrias de energia elétrica no mundo.
As relações negociais entre os diversos agentes do mercado são regidas por leis, decretos, regulamentações e
convenções, bem como outros dispositivos que, emanados das instituições setoriais, formam o que se chama marco
regulatório.
Por intermédio desse arcabouço regulamentar, as diretrizes estabelecidas pelos órgãos competentes ganham
força perante todos os agentes do mercado, incluindo-se a indústria de equipamentos.
Os fatores físicos característicos do relevo do território nacional (geografia, bacias hidrológicas, sazonalidade da
hidrologia) e a baixa disponibilidade de combustíveis fósseis direcionaram a opção de expansão da oferta de energia
elétrica por intermédio da hidroeletricidade. Essa opção condiciona as nuances econômicas, financeiras e técnicas
que envolvem o mercado da energia elétrica. Entender essas particularidades é essencial para o processo de tomada
de decisão pelos agentes afetos a esse mercado.
O objetivo deste capítulo é apresentar as características peculiares e descrever os principais aspectos do
arcabouço regulatório do setor elétrico brasileiro.
Nasceu privado e descentralizado (concessão)
Fato memorável é o Brasil ter sido o segundo país do mundo a dispor de energia elétrica para iluminação. Thomas
Alva Edson criou, em 1878, a lâmpada incandescente comercialmente utilizável, juntamente com a rede elétrica, de
forma a concorrer com a rede de distribuição de gás na iluminação pública de cidades (Hémery e Debeir, 2007, p.
180). No ano seguinte, Dom Pedro II, imperador do Brasil, concedeu a Edson o direito de introduzir no Brasil os
equipamentos necessários para a iluminação pública.
Em Nova York, o primeiro sistema de iluminação pública foi instalado em Wall Street, em 1881, por meio de
uma parceria de Thomas A. Edson com os irmãos Siemens. Naquele mesmo ano, a iluminação pública chegaria à
Inglaterra (Landes, 1975, p. 392). Aqui no Brasil, em 1879 já havia iluminação com energia elétrica na Estação
Central da Estrada de Ferro D. Pedro II (Marcolin, 2005) e, em 1881, a iluminação pública chegava à Praça XV e à
Praça da República, no Rio de Janeiro.2
A primeira usina elétrica brasileira (termelétrica) foi instalada em 1883, na cidade de Campos (RJ), dando início
ao primeiro serviço de iluminação pública em larga escala de uma cidade brasileira. A primeira usina hidrelétrica
brasileira foi construída pouco depois no município de Diamantina (MG), aproveitando as águas do Ribeirão do
Inferno, afluente do rio Jequitinhonha. A energia elétrica nela produzida, no entanto, servia com exclusividade ao
consumo de uma empresa de mineração.
A primeira usina hidrelétrica brasileira para serviços de utilidade pública foi a Marmelos-Zero, instalada no rio
Paraibuna, altura da cachoeira de Marmelos, em Juiz de Fora (MG). Essa usina produzia energia para a cidade de
Juiz de Fora (MG).3
Interessante verificar que, enquanto a distribuição de energia elétrica teve início por concessão do Império,
visando à segurança pública (iluminação pública), a geração hidrelétrica iniciou-se com a iniciativa privada para
autoprodução, a mineração, e logo se difundiu por iniciativas isoladas.
Na distribuição, a demanda era por serviços. Registra Sonia Seger (2012, p. 110):
(...) a demanda no Brasil era por serviços: transporte de pessoas e cargas, iluminação pública, distribuição e venda de
energia elétrica, sistemas de telefonia. A energia era, então, utilizada como bem de consumo. O período de transição
Império-República foi marcado pela concessão de privilégios e, consequentemente, pelo surgimento de conflitos entre
concessionários. Desde a concepção do projeto, passando pela venda dos equipamentos, sua instalação e manutenção,
total controle era exercido pelas indústrias fornecedoras.
Até a crise do capitalismo, de 1929, a iniciativa privada reinava sozinha no setor elétrico, em que pese já existir,
desde 30 de dezembro de 1906, a Lei no 1.167 que determinava que o Poder Executivo elaboraria o Código de
Águas e apresentá-lo-ia ao Congresso em sua próxima sessão.4
O Ministro da Indústria, Viação e Obras Públicas, Miguel Calmon, convidou o jurista mineiro Alfredo Valladão
para redigir o projeto do Código de Águas (Lima, 1984, p. 16). Valladão firmara-se como referência na matéria ao
publicar o tratado dos rios públicos e particulares, no qual apregoava a regulamentação do uso dos rios para
navegação e geração de energia elétrica (Valladão, 1904, p. 78).
Contudo, até 1934, as únicas regras previstas para o setor seriam a Lei no 1.145, de dezembro de 1903 e o
Decreto no 5.407, de 27 de dezembro de 1904,5 esse determinando o incentivo para a formação de concessões com
vistas ao aproveitamento do potencial hidrelétrico dos rios e regulamentando tarifas, prazo de concessões,
reversibilidade de bens ao final da concessão sem indenização etc.
Após a crise de 1929, instala-se no mundo o Estado de Bem-estar, que se consolida no entreguerras. “É o
período keynesiano-desenvolvimentista, durante o qual, a despeito das correntes políticas à direita ou à esquerda que
se sucederam no poder, o país foi marcado por um pensamento econômico cujo traço principal era o fomento à
industrialização planejada (...)” (Mercedes, 2012, p. 113).
O Código de Águas é editado por intermédio de decreto presidencial, em 1934, durante o governo provisório de
Getúlio Vargas.6 Instituiu-se o serviço pelo custo e o lucro limitado e assegurado. Desenvolveram-se as empresas
federais (Eletrobras) e estaduais (Cemig e CEEE) de geração e distribuição de energia elétrica, além da
centralização do planejamento, com o Plano Nacional de Eletrificação (PNE). Na década de 1960 surge o Ministério
das Minas e Energia e o Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE).
Já na década de 1980 volta a prevalecer o pensamento liberal, corroborado por governos como Reagan,
Thatcher, Pinochet. No Brasil, enfrenta-se a corrosão da estrutura de financiamentos, a política de contenção
tarifária, o conflito entre a Eletrobras e suas concessionárias, em meio a uma crise financeira do setor elétrico que
levou várias empresas à inadimplência em suas obrigações contratuais (Paixão, 2000). Surge o projeto Revisão
Institucional do Setor Elétrico (Revise).
18.3
Na década seguinte, o Governo Collor implementa o Programa Nacional de Desestatização (PND). O quadro
jurídico dos primórdios da história da energia elétrica no Brasil volta a ocorrer a partir da reforma legislativa de
1995, quando a política adotada no setor de energia elétrica passa a tratar a sua geração como uma atividade
privada, sujeita a ser disciplinada pelo Direito Privado.
Modelo setorial e arcabouço regulatório
Com exceção de parte da Região Norte do Brasil (sistema isolado) que está em processo de interligação, as demais
regiões do Brasil são eletricamente interligadas. Ou seja, de forma simplificada pode-se dizer que todas as usinas7 e
todos os consumidores estão conectados em um grande sistema de transmissão e distribuição de energia elétrica que
chamamos de Sistema Integrado Nacional(SIN).
Devido à forte dependência que o Sistema Elétrico Brasileiro tem da geração hidrelétrica, foi necessário, para
fins de melhor aproveitamento operacional, integralizar todas as fontes de geração e todas as cargas (consumo) em
um grande e único sistema. Isso se deu porque somente por meio de um único sistema interligado seria possível
definir rapidamente se determinada área está demandando mais energia elétrica que as usinas daquela região podem
suprir, e despachar para lá a produção de energia elétrica de outras áreas, respeitados os limites de transmissão entre
as várias regiões.
Também era a única forma possível de se fazer o melhor aproveitamento das usinas hidrelétricas, interrompendo
a geração e poupando água nos reservatórios das usinas sujeitas a menor pluviosidade, e determinando a geração,
em plena capacidade, nas regiões que passam por afluência mais favorável, otimizando-se, assim, a operação global
do sistema para minimizar os custos operativos do sistema como um todo. A teoria de otimização matemática
demonstra que o ótimo global é sempre melhor que a soma dos ótimos locais.
A interligação do sistema elétrico também permite que se fiscalize, respeite e até mesmo priorize os usos
múltiplos da água para outros segmentos da economia como navegação, irrigação, abastecimento, controle de
cheias, lazer, turismo etc. (Castro, 1994).
Por outro lado, para viabilizar a integração do sistema foi necessária a construção de milhares de quilômetros de
linhas de transmissão, o que, como se verá, implicou vultosos investimentos, perdas técnicas e necessidade de
investimento em controle e redundância para garantir a segurança do sistema elétrico interligado.
Foi a partir da década de 1960, com a criação do Ministério de Minas e Energia e o início do agrupamento das
empresas supridoras regionais (Eletrosul, Eletronorte, Chesf, Furnas), bem como o surgimento da Eletrobras, que se
criou o Grupo Coordenador para Operação Interligada (GCOI), que mais tarde se transformaria no Operador
Nacional do Sistema Elétrico (ONS), órgão responsável pela operação interligada do sistema elétrico brasileiro.
Tendo em vista que a operação do sistema interligado é centralizada no ONS, o controle operacional dos ativos
de geração e de transmissão de energia elétrica não pertence ao investidor, controlador do ativo, mas ao próprio
ONS. Para que a operação centralizada não traga risco adicional para o investidor (o qual não detém o controle
operacional de seu ativo) criou-se uma alternativa de remuneração dos investimentos, baseado no conceito de
garantia física (EPE, 2008), que possibilita a viabilidade econômico-financeira dos ativos de geração,
independentemente da geração efetiva do empreendimento.
No caso da transmissão de energia elétrica, considerado um monopólio natural, a Empresa de Pesquisa
Energética (EPE) passou a planejar as necessidades de transmissão de energia elétrica e a licitar conforme a
necessidade de novos ativos. A remuneração do investidor, que passou a ser um Concessionário de Transmissão de
Energia Elétrica, tinha por base a disponibilidade dos ativos colocados à disposição do sistema elétrico, a despeito
de seu nível de uso.
Para os empreendimentos de geração de energia elétrica cujo planejamento da expansão também é
responsabilidade da EPE, a definição da viabilidade é mais complexa, dado que não poderia mais ser pela
quantidade de energia elétrica disponibilizada ao sistema interligado, uma vez que a decisão de gerar ou não energia
elétrica não é do investidor, mas sim do ONS. Na expansão da geração, considerada uma atividade na qual cabe a
concorrência entre projetos, não faz sentido retirar do gerador todo o risco comercial, remunerando-o apenas pela
disponibilidade do ativo, posto que assim não se desenvolveria uma ampla competição nessa área do setor elétrico.
Por decorrência e considerando: (i) a predominância da geração hidrelétrica no sistema elétrico brasileiro; (ii) a
forte influência do regime pluviométrico na disponibilidade de geração de energia elétrica; (iii) o histórico de
geração de cada usina; e (iv) a necessidade da coordenação para o perfeito funcionamento do sistema, de forma que
a super ou subutilização de uma usina não provocasse desajustes nas demais. No caso de haver necessidade de
controle da utilização de água para outras atividades econômicas, criou-se um método pelo qual o investidor não
seria remunerado pela disponibilidade do ativo, nem pela eventual quantidade de sua geração (na potência máxima
do ativo), mas sim por uma quantidade de energia elétrica cuja produção é determinada média possível àquele
empreendimento, chamada de energia assegurada (ou garantia física).8
A viabilidade econômico-financeira de um empreendimento de geração de energia elétrica não se dá por sua
potência máxima, mas sim por sua energia assegurada. Uma vez que o empreendedor tenha a declaração (pelo
Ministério de Minas e Energia) dessa garantia física, ou energia assegurada, seu risco comercial transforma-se em
vender a energia elétrica correspondente ao montante de energia assegurada.
Se o ONS determinar que a usina fique parada ou que produza menos do que o montante de energia assegurada,
o empreendedor continuará a dispor, para venda em contratos bilaterais, daquela quantidade de energia autorizada
pelo MME (Energia Assegurada ou Garantia Física). Por outro lado, se o ONS determinar que a usina produza mais
do que o montante de energia assegurada (podendo produzir até a potência nominal), o excedente de energia elétrica
produzido por ordem do ONS não será de propriedade do empreendedor daquela usina, mas sim do Sistema
Integrado Nacional, para compensar a energia que não está sendo disponibilizada por outras usinas, as quais,
obedecendo às determinações do ONS, estão produzindo abaixo da quantidade de energia assegurada.
Esse mecanismo, chamado Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), ao mesmo tempo que propicia ao
ONS a flexibilidade de planejar o despacho ótimo das usinas, respeitando os demais usos econômicos da água,
permite ao empreendedor, aos compradores da energia elétrica, aos financiadores dos empreendimentos e aos
consumidores finais, uma redução no risco de inadimplência das obrigações dos vários agentes do setor.
Na outra ponta do sistema interligado encontram-se os consumidores. Até 1995, todos os consumidores
produziam sua própria energia (autoprodutores) ou deveriam, necessariamente, adquirir a energia elétrica que
consumiam de uma concessionária de distribuição de energia elétrica.
O Serviço de Distribuição de Energia Elétrica, como visto no início do capítulo, nasceu com a própria criação da
utilização da energia elétrica. Nasceu privado, mas devido ao forte interesse coletivo por sua disseminação, quer
para a segurança (iluminação pública), quer para a geração de produtos e serviços, foi sendo cada vez mais regulado
e passou, aos poucos, a ser regulamentado como serviço público e a ser desenvolvido pelos entes federativos,
culminando com a criação de empresas estatais estaduais e a própria Eletrobrás.
Na prática, dificilmente o usuário identifica as diferenças entre um serviço de interesse coletivo9 e um de serviço
público.10 Na teoria jurídica, a distinção é complexa. Em que pese o fato de o conceito de serviço público não ser
uniforme na doutrina, ora apresentando-se com uma noção orgânica ou subjetiva11 e ora com uma conceituação
objetiva ou material12 ou ainda formal,13 pode-se afirmar que, sem sombra de dúvidas, trata-se de um conceito
variável que flutua ao sabor das necessidades e contingências políticas, econômicas, sociais e culturais de cada
comunidade, em cada momento histórico.14
O cerne do problema está em determinar as especificidades que diferenciam o chamado serviço público,
necessário à sobrevivência do grupo social e do próprio Estado, das demais prestações de utilidades ou comodidades
materiais (utilidade pública — não essencialidade, nem necessidade). Passa também por determinar se basta a
vontade do legislador (substratomaterial)15 ou se existem razões jurídicas (substrato formal)16 para que
determinadas atividades destinadas a satisfazer a coletividade sejam qualificadas de serviço público. Em outras
palavras, quais os motivos pelos quais o Estado toma para si o fornecimento de determinados serviços, e se isso
implica de modo indispensável uma disciplina jurídica (regime jurídico) especial, substancialmente diversa da
disciplina jurídica geral aplicável aos particulares.
Alguns autores, entre eles Celso Antônio Bandeira de Mello (2004, p. 628), lecionam que não basta o substrato
material para que determinada atividade seja considerada serviço público, visto que: “Quando houver prestação de
utilidade ou comodidade oferecida pelo estado e fruível diretamente pelos administrados, haverá serviço
governamental, mas não necessariamente serviço público. Esse só existirá se o regime de sua prestação for o regime
administrativo”.
Conclui então que: “Um serviço prestado pelo Estado não se torna público pelo fato de interessar a todos e estar
em suas mãos, ou em mãos de pessoa sua, mas pela circunstância de se reger conformemente ao regime de Direito
Administrativo, tanto que, se disciplinado pelas regras de direito Privado — e o legislador é livre para assim decidir
— descaberá reputá-lo serviço público” (Bandeira de Mello, 2004, p. 79).
Acresce-se ao disposto anteriormente as lições de Marçal Justen Filho (2006, p. 386), quando prega que:
É pacífico que o elenco do art. 21 (da Constituição Federal) tem que ser interpretado no sentido de que haverá serviço
público somente se presentes alguns requisitos específicos e determinados — sobre os quais o aludido art. 21 silencia.
Exige-se o oferecimento de utilidades a pessoas indeterminadas, a exploração permanente da atividade e outros
requisitos fixados em lei ordinária.
Portanto, não bastaria a existência da norma constitucional para o surgimento do serviço público. Mais ainda, a lei
ordinária pode estabelecer que algumas atividades, subsumíveis ao modelo constitucional, não serão serviço público, e
nisso não haverá qualquer inconstitucionalidade.
A interpretação é corroborada por outro elemento liberal, de não pequena relevância. Os incisos X, XI e XII do art. 21
da CF referem-se à competência da União para outorgar concessão, permissão ou autorização para o desempenho
daquelas atividades.
Ora, a expressão “autorização” é incompatível com a existência de um serviço público. Não se outorga autorização de
serviço público – fórmula verbal destituída de sentido lógico-jurídico. Somente se cogita de autorização para certas
atividades econômicas em sentido restrito, cuja relevância subordina seu desempenho à fiscalização mais ampla e rigorosa
do Estado. Logo — e como o art. 21, X a XII da CF se refere expressamente tanto à concessão como à autorização a
propósito de certas atividades — se tem que concluir que elas comportam exploração sob ambas as modalidades jurídicas.
Assim sendo, pode-se concluir que o regime de Direito Administrativo determina princípios que são
identificadores do próprio conceito de serviço público: (i) dever inescusável do estado de promover-lhe a prestação;
(ii) princípio da supremacia do interesse público; (iii) princípio da adaptabilidade; (iv) princípio da universalidade;
(v) princípio da impessoalidade; (vi) princípio da continuidade; (vii) princípio da transparência; (viii) princípio da
motivação; (ix) princípio da modicidade das tarifas e (x) princípio do controle.
As leis garantem que os serviços de transmissão de energia elétrica e o de distribuição sejam prestados pelo
Estado. Mantendo-se a universalidade; a impessoalidade; a continuidade; a transparência; o controle e a modicidade
tarifária, pode-se concluir que ambos os serviços, transmissão e distribuição de energia elétrica, têm características
de serviços públicos.
Ambos implicam a viabilidade do transporte da energia elétrica da unidade de geração até a carga (ponto de
consumo). Pela lei,17 a diferença dos serviços públicos de transmissão e de distribuição de energia elétrica deveria se
dar pela finalidade, ou seja, transmissão se refere às instalações que se destinam à formação da rede básica dos
sistemas interligados, e distribuição se refere às instalações próprias do concessionário de distribuição.
Contudo, para facilitar a divisão, a Aneel acabou por alterar a regulação, e a divisão entre transmissão e
distribuição passou a se dar por tensão.18 Tensões iguais ou superiores a 230 kV seriam da transmissão e inferiores a
esse valor, seriam da distribuição.
Importante esclarecer que nem toda a linha de transmissão, independentemente da tensão, é afeta ao serviço
público com as características próprias do mesmo. Há previsão legal (art. 17 da Lei no 9.074/1995) da existência de
ao menos outros dois tipos de linhas de transmissão (i) de interesse exclusivo das centrais de geração e (ii)
destinadas a interligações internacionais, ambas que são apenas autorizadas e, portanto, seguem o regime privado.
Todavia, foi na geração de energia elétrica que o regime privado se manifestou com maior força. O art. 11 da Lei
no 9.074/1995 deu o suporte legal para que a geração de energia elétrica, mesmo a que tivesse por base os potenciais
de energia hidráulica,19 fosse autorizada (tanto na modalidade autoprodução como produtor independente de energia
elétrica)20 e, portanto, submetida ao regime privado.
Construiu-se um arcabouço regulatório no qual o bem público (potencial de energia hidráulica) pode ser
concedido em uso a um agente autorizado à prestação de um serviço privado (geração de energia elétrica). Passaram
a coexistir no setor dois regimes díspares; um público, seguindo regras do direito administrativo (licitações,
contratos de concessões, entre outros) no qual um bem público é cedido para uma finalidade (geração de energia
elétrica) que é historicamente privada, mesmo que, para atingir os interesses coletivos, parte do transporte dessa
energia tenha sido levada para o serviço público e parte tenha permanecido no regime privado.
A partir de 1995 criou-se, também, a figura do consumidor livre, que era aquele grande consumidor (que
demandava acima de 3 MW) em tensão igual ou superior a 69 kV21 e que poderia contratar diretamente dos
geradores a energia elétrica necessitada, tornando-se até mesmo descontratado e pagando o preço da energia elétrica
do dia no mercado spot. No ano seguinte foi criada a figura do comercializador22 de energia elétrica, por meio do
18.4
qual uma pessoa jurídica sem ativos de geração poderia comprar e revender direitos sobre a disponibilidade de certa
quantidade de energia elétrica. Não havia uma regulação do mercado planejando sua expansão. Acreditava-se que o
mercado, por si só, iria conseguir indicar o planejamento de expansão. Isso não ocorreu e após a crise de 2001 e
2002, alterou-se a regulação.
Assim, até 2004,23 o consumidor livre poderia adquirir de uma geradora ou comercializadora, por meio de
contratos bilaterais, a quantidade de energia elétrica que precisasse ou parte dela, deixando parte de seu consumo
descoberto, para ser pago pelo preço da energia elétrica no chamado mercado spot. O mercado spot é o mercado que
nasce do consumo sem contratos bilaterais (sem lastro) e da sobra de direito de venda de energia elétrica, sem que
tenha ocorrido a venda por contrato bilateral. É um mercado de liquidação de diferenças, no qual quem consumiu
mais energia elétrica do que havia contratado paga ao sistema ou a quem vendeu menos energia elétrica do que
poderia ter vendido (tinha licença para = energia assegurada).
Entretanto, a existência do ONS resolveu apenas a parte operacional do sistema elétrico brasileiro. Era
necessário, para que se pudesse sair do sistema estatal existente e passar a um sistema de livre mercado, que
houvesse, também, um sistema de controle financeiro sobre créditos e débitos do setor. Assim foi criado o Mercado
Atacadista de Energia Elétrica (MAE),24 mais tarde substituído pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica(CCEE).25
A CCEE é responsável por realizar a contabilização da geração e demanda de todos os agentes do SIN e a
liquidação financeira de parte dessas operações. Todos os geradores conectados ao SIN têm medida a energia
elétrica que disponibilizam para o SIN. Assim como todos os consumidores que demandam energia elétrica têm o
seu consumo medido.
Cabe à CCEE verificar se quem deveria ter produzido determinada quantidade de energia elétrica por ordem do
ONS realmente a produziu. Cabe também à CCEE apurar quanto cada consumidor livre (os consumidores cativos
são apurados como se fossem um só grande consumo da Concessionária de Distribuição responsável pela área de
concessão) consumiu e ver se referidos consumidores tinham contratos que suportassem o montante consumido ou
não.
Esse encontro de valores, gerados e consumidos, é apurado com a indicação de quem é credor e quem é devedor,
em um ambiente de contratação multilateral, no qual eventual inadimplência é distribuída na proporção dos valores
devidos aos vários credores e em que os agentes, a fim de continuarem a pertencer à CCEE, devem aportar garantias
financeiras, mantendo-se adimplentes. Em algumas situações, quando previsto nos contratos bilaterais, as eventuais
disputas jurídicas nesse ambiente são resolvidas por intermédio de arbitragem.
Também com a Lei no 10.848/2004 e com o Decreto no 5.163/2004 criou-se uma divisão de mercados entre
energia velha e energia nova. A energia velha é considerada proveniente de ativos de geração já existentes e em
parte já depreciados, enquanto a energia nova é proveniente de novos empreendimentos, que ainda estão em fase de
implantação.
As Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica, que antes podiam construir ativos de geração para
fornecer energia elétrica para seus próprios consumidores cativos, dentro de um valor de referência determinado
pela Aneel, passaram a ter que adquirir energia elétrica apenas por meio de leilões públicos promovidos pela Aneel,
por intermédio da CCEE. Nesses leilões de energia nova, as Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica (e
por decorrência os consumidores cativos) seriam responsáveis por adquirir energia elétrica exclusivamente dos
empreendimentos novos, em leilões A-5 e A-3, ou seja, para começarem a receber energia elétrica em cinco ou três
anos após o leilão. Isso permitia que os investidores oferecessem esses créditos futuros aos órgãos de financiamento.
Foi criada a Empresa de Pesquisa Energética (EPE)26 que, com base nos dados de perspectiva de consumo
enviados pelas próprias Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica e demais empresas energéticas, passou
a ser responsável por planejar o desenvolvimento do setor energético brasileiro.
O Ministério das Minas e Energia, já antigo responsável pela formulação e implementação de políticas para o
setor energético, passou a receber a colaboração do Conselho Nacional de Política Energética27 e do Comitê de
Monitoramento do Setor Elétrico.28
Energia renovável na matriz de energia elétrica
18.4.1
Em virtude das condições geográficas e pluviométricas do Brasil, o imenso potencial de hidroeletricidade tem sido
desenvolvido em detrimento de outras fontes de geração de energia elétrica. Esse fato determina o atual grau de
dependência do sistema elétrico brasileiro da disponibilidade da geração hidrelétrica e, consequentemente, do
regime hidrológico, com reflexos sobre a segurança energética e sobre o custo da energia elétrica para o consumidor
brasileiro. No Brasil, historicamente, mais de 81,9 % da energia elétrica gerada advém de usinas hidrelétricas,
embora essa participação venha reduzindo anualmente e, em 2015, tenha sido um pouco acima de 60 %.29
Apenas para exemplificar, na França 78,8 % da energia elétrica provém de centrais termonucleares e nos
Estados Unidos da América (EUA), 48,52 % de usinas termelétricas a carvão, 21,33 % de termelétricas a gás
natural, 19,61 % de usinas termonucleares e apenas 6,03 % de usinas hidrelétricas.30 A França possui reservas de
urânio suficientes para manter, por anos, o mesmo nível de geração de energia elétrica. Os EUA possuem depósitos
de carvão e de gás natural em quantidade suficiente para manter, por muitos meses, a geração de energia elétrica no
mesmo nível.
Geração hidrelétrica
A usina hidrelétrica oferece inúmeras vantagens sobre os outros tipos de fonte de geração de energia elétrica. Em
geral, é a de menor custo de produção, seu despacho (acionamento) é o mais flexível, podendo, em curtíssimo
espaço de tempo, disponibilizar uma quantidade substancial de energia elétrica. É segura e, dependendo do
reservatório, provoca um impacto ambiental menor do que as termelétricas a carvão ou a óleo combustível.31
Entretanto, os reservatórios das hidrelétricas causam impactos ambientais relevantes e proporcionais ao seu
tamanho e ao relevo do local em que devem ser implantados. Quanto maior o reservatório e menos favorável o
relevo, maiores os problemas ambientais.
Ademais, com a expansão da geração a partir de hidrelétricas, os melhores locais para o aproveitamento de
potencial hidrelétrico são utilizados com prioridade, o que provoca maiores dificuldades de aprovação ambiental
para os locais remanescentes. A tendência é que só se liberem projetos hidrelétricos, ambientalmente falando, que
tenham características adaptadas para garantir o mínimo impacto ambiental possível, embora isso se dê ao custo da
redução na disponibilidade de energia nesses aproveitamentos.
Embora o Brasil tenha explorado apenas cerca de 30,0 %de seu potencial hidrelétrico inventariado,
remanescendo 126 GW a serem desenvolvidos (outros 70,0 %), é relevante notar que as melhores áreas (de menor
necessidade de investimento e maior potencial de retorno) já foram exploradas. Isso indica que o chamado custo
marginal de expansão — o custo de construção de mais uma unidade de geração – será, em geral, superior ao do
empreendimento anterior. Figura 18.1, a seguir.
Do total de potencial hidrelétrico remanescente no Brasil, 70 % está localizado nas bacias do Amazonas e do
Tocantins/Araguaia (Floresta Amazônica e Cerrado), onde apenas 38 % dos empreendimentos não têm restrições
ambientais sérias.32 Consequentemente, os pontos desfavoráveis à geração de energia elétrica com a utilização de
grandes usinas hidrelétricas em larga escala começam com o impacto ambiental gerado pela formação dos grandes
reservatórios.
É importante destacar que nos últimos anos os grandes empreendimentos de geração hidrelétrica não têm sido
construí-dos com reservatórios muito grandes, como no passado. Por outro lado, esses novos empreendimentos
perderam a mais importante característica que no passado a geração hidrelétrica trazia ao Sistema Integrado
Nacional, qual seja, os reservatórios plurianuais, ou reservatórios com capacidade de armazenamento e regulação
que permitiriam manter a geração hidrelétrica e a vazão dos rios mesmo em condições adversas de hidrologia.
Em outras palavras, enquanto no passado as usinas hidrelétricas, com seus reservatórios plurianuais, conseguiam
armazenar água para manter a geração hidrelétrica por três ou quatro anos, mesmo em períodos secos, hoje, com a
predominância de projetos hidrelétricos de fio d’água (nos quais os reservatórios são menores para provocar menor
impacto ambiental e, por conseguinte, não possuem grande capacidadede armazenamento de água),33 as usinas
hidrelétricas são despachadas em razão da vazão natural dos rios onde estão alocadas. A consequência natural foi
que hoje a capacidade de armazenamento das usinas hidrelétricas reduziu-se de modo drástico frente ao consumo de
energia do sistema interligado.
Figura 18.1 Leilões de geração (RS/MWh) (corrigidos pelo IPCA de maio de 2007). Fonte: elaboração da autora a partir de
dados da CCEE.
Figura 18.2 Evolução da capacidade de armazenamento do SIN. Fonte: EPE.
Do Planejamento Plurianual 2030 da Empresa de Pesquisas Energéticas, destacamos o gráfico da capacidade de
armazenamento do Sistema IntegradoNacional, que indica que até 2023 vamos aumentar em apenas 7 GW médios
a capacidade de armazenamento de nosso sistema hidrelétrico (5 % da potência instalada).
Além disso, deve-se considerar o uso múltiplo das águas para outros segmentos da economia como navegação,
irrigação, abastecimento, controle de cheias, lazer, turismo, entre outros, e as interferências da formação do
18.4.2
18.5
reservatório como perda de áreas de solo, de patrimônio vegetal, de habitat para fauna, de potencial de extração
mineral, interferência na reprodução das espécies etc. Todos esses são impactos associados à geração hidrelétrica.
Contudo, os três pontos mais criticáveis da geração hidrelétrica são ligados à necessidade da transmissão da
energia elétrica gerada por longas linhas até os centros de consumo. Como se teve oportunidade de comentar acima,
foram desenvolvidos pouco mais de 30 % do potencial de hidroeletricidade do Brasil, justamente nos pontos de
melhor aproveitamento e de menor necessidade de transmissão de energia elétrica, dado que esses pontos se
encontram mais próximos dos centros de carga (consumo). De agora em diante, cada vez mais os potenciais
hidrelétricos estarão mais afastados dos centros de carga, exigindo grandes volumes de investimento na construção
da infraestrutura de transmissão da energia elétrica e provocando perdas técnicas devido à necessidade de
transformações de tensão e de transmissão por longas distâncias.
As linhas de transmissão estão sujeitas a acidentes, incidentes, casos fortuitos e força maior, podendo ocasionar,
com a perda de uma linha de transmissão, a indisponibilidade de grande quantidade de geração de energia elétrica, o
que pode causar corte de grandes áreas de carga (consumo) ou até mesmo forçar, com a queda na frequência, a saída
de outras unidades de geração, em um efeito dominó que pode se estender em blecautes que atinjam todo o sistema.
Somam-se ao problema da transmissão as perdas técnicas e comerciais da distribuição, as quais, segundo dados da
Aneel (2016). significam perdas de cerca de 15 % da energia gerada e transmitida para as distribuidoras.
Por fim, com a projeção da necessidade de crescimento do parque de geração na ordem de 70 GW até 2030,34 é
fácil concluir que não se pode centralizar exclusivamente na geração hidrelétrica a ampliação da geração de energia
elétrica do Brasil, posto que o potencial hidrelétrico é findo e tende a se esgotar (ser totalmente desenvolvido) nos
próximos anos.
Em outras palavras, o sistema de geração hidrelétrico brasileiro está cada vez mais dependente do regime
pluviométrico.
Entretanto, o que se demonstra é que a segurança energética do Brasil depende de outras formas de geração de
energia elétrica, na base, que não exclusivamente a hidrelétrica, visto a dependência desse tipo de geração do regime
hidrológico.
Outras fontes renováveis
Infelizmente, em função das dificuldades de licenciamento ambiental e do risco da não concatenação de prazos da
declaração de operação comercial das linhas de transmissão com a da usina hidrelétrica, nos últimos anos a geração
termelétrica por gás natural e óleo foram as fontes que mais cresceram.
Contudo, há que se creditar positivamente programas como o Proinfa,35 por meio do qual se ofereceram valores
elevados pelo MWh de energia elétrica produzidas por geradores eólicos36 e outras fontes renováveis (biomassa e
pequenas centrais hidrelétricas), de forma a incentivar o desenvolvimento dessa tecnologia e a implantação de
fábricas em solo brasileiro. Em três anos, a quantidade de energia elétrica produzida por fontes eólicas aumentou em
mais de vinte vezes.
Considerando que no Brasil há o uso intensivo de chuveiros elétricos, o incentivo a fontes energéticas que,
embora não gerem energia elétrica, deslocam o consumo dessa energia, como o aquecimento solar de água, pode ser
também uma política eficiente para a diversificação da matriz energética brasileira.
Arcabouço regulatório sobre a geração distribuída
A regulamentação do setor elétrico relacionada com a micro e minigeração distribuída tem sido construída desde
2010, a partir da Consulta Pública no 015/2010 da Aneel, que buscou subsídios para a redução das barreiras
enfrentadas por esse tipo de geração.
Esse arcabouço regulatório está em evolução, de modo que são esperadas nos curto e médio prazos medidas que
visem aumentar ainda mais o estímulo à expansão da micro e minigeração próxima aos pontos de consumo, como a
possibilidade de comercialização dos excedentes de geração, em complemento à possibilidade de o consumidor
compensar seu consumo com geração própria.
A partir dos resultados da Audiência Pública no 42/2011, a Aneel estabeleceu, em abril de 2012, as condições
gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuída às redes de distribuição e ao sistema de
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compensação de energia elétrica, por meio da publicação da Resolução Normativa no 482, de 17 de abril de 2012.
Esse foi o primeiro marco relevante para a expansão da geração próxima aos consumidores. Seu fundamento
relaciona e condiciona a geração própria ao consumo, uma vez que estabelece as condições para que os
consumidores possam fazer a compensação de seu consumo registrado junto à distribuidora que o atende, a partir de
sua geração própria.
Os pontos básicos da Resolução Normativa no 482 são os seguintes:
a única possibilidade de utilização da geração própria é por meio do sistema de compensação do consumo a
partir da geração realizada;
microgeração são fontes de até 100 kW de potência instalada que utilizam energia hidráulica, solar, eólica,
biomassa ou cogeração qualificada;
minigeração são fontes acima de 100 kW e de até 1 MW que utilizam energia hidráulica, solar, eólica, biomassa
ou cogeração qualificada;
o sistema de compensação é facultado apenas quando a geração se dá no mesmo ponto da unidade consumidora
ou em unidade consumidora com a mesma titularidade da unidade consumidora onde os créditos foram gerados;
a compensação do consumo tem de ser realizada no prazo máximo de 36 meses.
A discussão em torno desse tema adquiriu proporções consideráveis no setor elétrico, tendo envolvido
associações de classe e instituições setoriais. Ainda em 2012, a Aneel promoveu a Audiência Pública no 100/2012,
que culminou com a criação do Convênio ICMS 16, de 22 de abril de 2015, do Conselho Nacional de Política
Fazendária (Confaz).
Os estados que aderem a esse convênio ficam “autorizados a conceder isenção do ICMS incidente sobre a
energia elétrica fornecida pela distribuidora à unidade consumidora, na quantidade correspondente à soma da
energia elétrica injetada na rede de distribuição pela mesma unidade consumidora com os créditos de energia ativa
originados na própria unidade consumidora no mesmo mês, em meses anteriores ou em outra unidade consumidora
do mesmo titular, nos termos do Sistema de Compensação de Energia Elétrica, estabelecido pela Resolução
Normativa no 482, de 17 de abril de 2012”.
Pode-se considerar que essa tenha sido uma das conquistas mais relevantes no incentivo à expansão da micro e
minigeração distribuída, uma vez que a redução da carga tributária nesse seguimento é muito significativa.
Em maio de 2015, a Aneel abriu a Audiência Pública no 026/2015 para colher subsídios para a alteração na
Resolução Normativa no 482. Essa Audiência Pública recebeu contribuições até junho de 2015 e culminou com a
publicação da Resolução Normativa no 687, de 24 de novembro de 2015.
Com a publicação dessa nova regulamentação sobre o assunto, uma série de incentivos adicionais para expansão
da micro e minigeração distribuída passaram a fazer parte do arcabouço regulatório sobre o assunto. As principais
alterações promovidas pela REN 687 em relação à REN 482 foram as seguintes:
microgeração passou a ser considerada a geração com potência igual ou inferior a 75 kW, porém para qualquer
fonte renovável de energia, mantendo-se a possibilidade de inclusão da cogeração qualificada;
minigeração passou a ser considerada a geraçãocom potência instalada superior a 75 kW e inferior a 3 MW para
fonte hídrica ou menor que 5 MW para as demais fontes renováveis e cogeração qualificada.
Sobre as alterações nos limites de potência instalada na micro e minigeração distribuída, é importante ressaltar
que o conjunto de fontes passíveis de serem consideradas nessas categorias ampliou-se para quaisquer fontes
renováveis, desde que respeitados os limites de potência instalada e a conexão direta ao sistema de distribuição a
partir da mesma conexão da unidade consumidora.
Outro ponto de relevância e que amplia a capacidade de instalação de micro e minigeração distribuída é o fato
de que a REN 687 estabelece o limite da potência instalada da geração à disponibilidade de potência definida pela
distribuidora para a unidade consumidora e não mais limita à carga instalada no ponto de conexão de consumo onde
a geração será conectada, como era a situação definida pela REN 482.
Além da geração no próprio ponto de conexão do consumo, passou a ser autorizada a utilização de geração
compartilhada, ou seja, a utilização por meio de consórcio ou cooperativa, de geração compartilhada pela reunião de
consumidores, dentro da mesma área de concessão, composta por pessoa física ou jurídica que possua unidade
18.6
consumidora como micro ou minigeração em local diferente das unidades consumidoras onde há geração de
excedente.
A nova regulamentação permite ainda que um mesmo empreendimento de geração atenda a múltiplas unidades
consumidoras, caracterizadas pela utilização independente de cada fração com uso individualizado. Além disso, o
prazo para a compensação dos excedentes de geração passou a ser de 60 meses.
Essas evoluções significativas vieram acompanhadas de uma restrição que precisa ser respeitada para que não
seja descaracterizado o caráter de geração distribuída conferida nesses atos regulatórios. Trata-se da vedação
expressa de que uma central geradora seja subdividida em unidades geradoras de menor porte para que possam
atender às limitações impostas pela regulamentação.
Observe-se que, embora a regulamentação sobre o tema tenha passado por sucessivos aprimoramentos em curto
espaço de tempo e tenha nitidamente apresentado sinais mais claros do importante papel esperado pela geração
distribuída de pequeno porte, o fundamento básico de que a regulamentação considera apenas a possibilidade de que
o excedente de geração seja objeto de compensação do consumo continua a ser um ponto central dessa
regulamentação.
Para ampliação do caráter da eficiência técnica, econômica e financeira da geração distribuída, algumas
discussões têm tomado espaço significativo nas instituições setoriais. Em dezembro de 2015, o Ministério de Minas
e Energia estabeleceu a criação de um grupo de trabalho chamado “Pro GD”, para ampliar o alcance de geração
distribuída. Esse grupo de trabalho deve fechar seus trabalhos ao longo dos próximos meses, de modo que algumas
alterações da regulamentação hoje vigente são esperadas para esse período.
Para estudos mais detalhados e recentes sobre os temas regulatórios, recomenda-se que o leitor busque sempre
as versões mais atualizadas dos atos legais e regulatórios. Esses documentos podem ser encontrados no site da
Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
Conclusões
Como demonstramos, a geração de energia elétrica nasceu privada e desregulamentada. Aos poucos, a prestação de
serviços ligada aos interesses públicos (iluminação) e coletivos (utilidades) passou a ser regulada pelo Poder
Central.
A transmissão e a distribuição de energia elétrica passaram a ser consideradas serviços públicos. A geração
enfrentou um sistema misto por ser considerado ora serviço público, ora serviço autorizado (privado).
O farto potencial hidrelétrico existente no Brasil, se de um lado ajudou o País a ter uma energia elétrica limpa e
inicialmente barata, por outro trouxe ao sistema quatro inseguranças: (i) necessidade de grandes volumes de
investimentos na construção da infraestrutura de transmissão da energia elétrica; (ii) perdas técnicas devido à
necessidade de transformações de tensão e de transmissão por longas distâncias; (iii) dependência energética das
condições hídricas dos sistemas interligados; (iv) complexo arcabouço regulatório condizente com a complexidade
da expansão e operação do sistema baseado em uma variável estocástica, como a hidrologia.
É necessário desenvolver, com mais intensidade, novas fontes de geração de energia elétrica, como biomassa,
eólica, fotovoltaica e outras fontes alternativas de energia, por exemplo, a térmica solar, para a economia de energia
elétrica, o que possibilitará maior independência da hidroeletricidade.
Essas particularidades do setor elétrico brasileiro interferem substancialmente nas ações a serem tomadas pelos
atores desse mercado, intensivo em investimentos, de tal forma que a adaptação dessas ações ao contexto setorial
representa aspecto essencial para a gestão adequada dos riscos.
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http://apps05.ons.org.br/procedimentorede/procedimento_rede/procedimento_rede.aspx
_______________
1 Confiraa Lei no 10.848, de 15 de março de 2004.
2 Centro de Memória da Eletricidade no Brasil.
3 No começo, a operação era feita com dois grupos de geradores de 125 quilowatts cada um, compostos de duas turbinas
hidráulicas que acionavam, cada uma, dois alternadores monofásicos, sob tensão de 1000 volts e frequência de 60 hertz. Cento e
oitenta lâmpadas incandescentes, de 32 velas, a 50 volts, compunham o sistema de iluminação pública de Juiz de Fora naquele
ano. Dois anos depois, além do uso público, foram instaladas 700 lâmpadas para utilização doméstica (Marcolin, 2005).
4 Disponível em: <http://www2.camara.leg.br/legin/fed/lei/ 1900-1909/lei-1617-30-dezembro-1906-582004- publicacaooriginal-
104708-pl.html>. Acessado em: 25 dez. 2014.
5 Disponível em: <http://www2.camara.leg.br/legin/fed/decret/ 1900-1909/decreto-5407-27-dezembro-1904-527509 -
publicacaooriginal-1-pe.html>. Acessado em: 25 dez. 2014.
6 Disponível em: <https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/decreto/d24643.htm>. Acessado em: 25 dez. 2014.
7 Além da interligação, por norma do setor, usina de geração de energia elétrica com potência acima de 50 MW deverá ser
despachada de forma centralizada (confira Operador Nacional do Sistema Elétrico, Procedimento de Rede – Módulo 26. Isso
significa que quem determina quando e quanto determinada usina de geração produzirá energia elétrica é o Operador Nacional do
Sistema Elétrico (ONS) criado pela Lei no 9.648, de 27 de maio de 1998, e regulamentado pelo Decreto no 2.655, de 2 de junho de
1998, com funcionamento autorizado pela Resolução no 351 da Aneel, de 11 de novembro de 1998, e não o proprietário do
referido empreendimento.
8 Ao final da construção, antes de entrarem em operação comercial, as usinas são testadas na presença da fiscalização da Agência
Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Esse teste afere a potência máxima da referida usina de geração. O estudo do histórico
hidrológico da região e do potencial hidrelétrico determina a média de energia elétrica que o ativo poderá produzir em condições
normais de funcionamento. A essa média se dá o nome de energia assegurada. Nas usinas hidrelétricas a energia assegurada em
geral é de 50 % da potência máxima (nominal) que a usina de geração pode disponibilizar; nas eólicas 35 %; nas termelétricas 90
%; nas solares 15 %. Nesse regime de solidariedade existente no Brasil, o proprietário da usina de geração interligada ao SIN
perde a autonomia de despacho, ou seja, não é mais ele que determina se/quando sua usina produzirá energia elétrica, mas sim uma
entidade privada, o ONS, que recebe do poder concedente (União Federal) a delegação de controlar a produção de energia elétrica
do SIN. Como o empreendedor perde o controle sobre a geração de sua usina, passando a obedecer estritamente às ordens do ONS,
para não ser prejudicado no atendimento de seus contratos de venda de energia elétrica, o empreendedor recebe um selo, uma
licença relativa à quantidade de energia elétrica que poderá vender (energia assegurada), independentemente de estar ou não
gerando, de forma efetiva, a referida quantidade de energia elétrica. Esse sistema não elimina por completo os riscos comerciais do
empreendedor derivados do regime pluviométrico, mas os reduz. (Esclarece-se: energia não se gera, apenas há transformação de
um tipo de energia (potencial, química, cinética) em outro tipo. Usa-se o termo geração por ser um termo legal, da ciência do
Direito.)
9 Por exemplo: telefonia celular.
10 Por exemplo: telefonia fixa.
11 Prestado por órgãos públicos.
12 Definido por seu objeto.
13 Definido por características extrínsecas.
14 Nesse sentido, Meirelles, 2011, p. 320.
15 Nos dizeres de Cirne Lima (1982, p. 82): “o serviço existencial à Sociedade ou, pelo menos, assim havido num momento dado,
que, por isso mesmo, tem de ser prestado aos componentes daquela, direta ou indiretamente, pelo Estado ou outra pessoa
administrativa”.
16 Submissão a um regime de Direito Público.
17 Determina a Lei no 9.074/1995 em seu art. 17: “O poder concedente deverá definir, dentre as instalações de transmissão, as que
se destinam à formação da rede básica dos sistemas interligados, as de âmbito próprio do concessionário de distribuição, as de
interesse exclusivo das centrais de geração e as destinadas a interligações internacionais.” Em obediência à determinação legal, a
Aneel fez publicar as Resoluções no 066/1999 e no 166/2000.
18 Resolução Normativa no 67/2004. Embora de legalidade contestável, esse critério acabou sendo aceito pelo setor e ocasionando
problemas em estados como São Paulo e Mato Grosso do Sul, nos quais, por questões históricas, muitos ativos abaixo de 230 kV
eram utilizados com a função de transmissão, ainda que incorporados aos serviços das distribuidoras de energia elétrica.
19 Bens da União Federal, conforme disposto no art. 20, VIII da Constituição Federal.
20 Decreto no 2.003 de 10/9/1996.
http://www2.camara.leg.br/legin/fed/lei/1900-1909/lei-1617-30-dezembro-1906-582004-publicacaooriginal-104708-pl.html
http://www2.camara.leg.br/legin/fed/decret/1900-1909/decreto-5407-27-dezembro-1904-527509-publicacaooriginal-1-pe.html
https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/decreto/d24643.htm
21 Arts. 15 e 16 da Lei no 9.074/96.
22 Confira Art. 26 da Lei no 9.427/1996. Embora criada em 1966, a primeira solicitação para criação de uma comercializadora só se
deu em 1999 (Resolução Aneel no 001/1999) porque não havia ainda mercado livre demandando energia elétrica. Importante
lembrar que tivemos racionamento (restrição de disponibilidade de energia elétrica) no final de 2001 e início de 2002. A retração
da demanda provocada pelo racionamento se manteve nos anos seguintes e com a melhora da condição hidrelétrica houve
sobreoferta de energia elétrica, possibilitando diferenciação no preço da energia elétrica e incentivando, a partir de 2004, o
surgimento de um forte mercado livre.
23 A partir da edição da Lei no 10.848/2004 e do Decreto no 5.163/2004 o novo governo Lula altera as normas de mercado
restringindo o spot, visando incentivar as contratações por longos prazos. As Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica e
os Consumidores Livres passam a ser obrigados a adquirir cem por cento da energia elétrica necessária para suprimento próprio ou
de seus clientes por intermédio de contratos bilaterais. Utilizar-se de energia elétrica sem o abrigo de um contrato, mesmo que por
curto prazo, passa a ser apenado com multa. É criado um mercado regulado e um livre. As Empresas Concessionárias de
Distribuição realizada por intermédio de leilões públicos, regulados e promovidos pela Aneel.
24 Lei no 10.433/2002.
25 Lei no 10.848/2004.
26 Confira artigo 2o da Lei no 10.847/2004.
27 Criado pela Lei no 9.478/1997.
28 Criado pela Lei no 10.848/2004.
29 Dados oficiais da Empresa de Pesquisas Energéticas (PNE 2030).
30 Dados da Energy Information Administration (EIA).
31 Os reservatórios das hidrelétricas, além do impacto direto no meio ambiente (fauna e flora), são produtores de gases que elevam
o chamado efeito estufa. A produção desses gases varia de reservatório para reservatório, dependendo da profundidade e da
circulação da água. A tendência é de que a formação de gases que incrementam o efeito estufa diminua com a maturidade do
reservatório. Para mais detalhes, confira os estudos elaborados no âmbito do projeto de P&D da Aneel Chamada 009/2008,
publicada em setembro de 2008, relacionada ao Projeto Estratégico – Monitoramento de Emissões de Gases de Efeito Estufa em
Reservatórios de Usinas Hidrelétricas. Projeto proposto pela Aneel, Eletrobras e Ministério das Minas e Energia, cujo relatório,
intitulado: “Emissões de Gases de Efeito Estufa em Reservatórios de Centrais Hidrelétricas”, foi publicado em 2014.
32 Conforme o Plano Nacional de Energia 2030, da Secretaria de Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia,
elaborado pela EPE (PNE 2030).
33 Confira o PNE 2030, de onde se transcreve parte da conclusão oficial do Ministério de Minas e Energia: “A construção de
grandes reservatórios,no entanto, se dá com significativos impactos no meio ambiente, inclusive com deslocamento de população.
A resistência a esse tipo de aproveitamento vem crescendo ao longo do tempo, havendo hoje fortes reações contrárias e importante
mobilização social organizada, como o Movimento de Atingidos por Barragens (MAB), que afirma as hidrelétricas já terem
deslocado mais de um milhão de pessoas no Brasil (MAB, 2006). Desse modo, a capacidade de armazenamento do sistema
elétrico vem caindo ao longo do tempo, como mostra a Figura 18.2. Outra indicação disso é a queda da relação entre a área
alagada e a potência instalada. Enquanto, em termos agregados, as usinas em operação apresentam para essa relação o valor de
0,52 km2/MW, o conjunto das usinas hidrelétricas que compõe a alternativa de expansão de referência para o período 2006-2015
apresenta um índice significativamente menor, de 0,27 km2/MW” (EPE, 2006).
34 Confira relatório fls. 87 no PNE – 2030.
35 Decreto no 5.025/2004.
36 O Proinfa incluía também biomassa e Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH), mas essas duas modalidades não conseguiram se
desenvolver em decorrência das dificuldades de licenciamento ambiental.