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  "bodyMarkdown": "# Quem paga e quem decide na expansão da rede\n\nCost allocation, papéis institucionais e prazos de concessão documentados em lei, order e edital — nos EUA, no Brasil e na União Europeia.\n\nAuthor: NiLu\nLocale: pt-br\nPublished: 2026-08-09\nUpdated: 2026-08-09\nCanonical: https://blog.nilu.pro/pt-br/blog/rede-eletrica-quem-paga/\nMarkdown: https://blog.nilu.pro/pt-br/blog/rede-eletrica-quem-paga.md\nJSON: https://blog.nilu.pro/pt-br/blog/rede-eletrica-quem-paga.json\n\n## Resumo do artigo\n\n- Quem paga o reforço ou o uso da rede não é uma escolha livre: é um pacote de métodos de cost allocation, papéis institucionais e prazos de outorga escritos em lei, order, decreto ou edital.\n- Nos EUA, a FERC exige método regional com beneficiary pays \"roughly commensurate\" (Order 1000) e planejamento de longo prazo com cost allocation ex ante (Order 1920), com espaço para acordo estadual.\n- No Brasil, o leilão de transmissão remunera pela menor RAP (30 anos) e o uso da rede se cobra depois via EUST = TUST × MUST; ANEEL regula, ONS opera, MME decide prorrogação de concessões.\n- Na União Europeia, tarifas de acesso devem ser cost-reflective e custos entre países se repartem via CBCA, com a ACER como última instância se os reguladores nacionais não chegarem a acordo.\n\n## Índice\n\n- [Três famílias de mecanismo](#tres-familias-de-mecanismo)\n- [Estados Unidos: regional, participante e Estado](#estados-unidos-regional-participante-e-estado)\n- [Brasil: RAP, tarifa de uso e papéis](#brasil-rap-tarifa-de-uso-e-papeis)\n- [União Europeia: cost-reflective e CBCA](#uniao-europeia-cost-reflective-e-cbca)\n- [Proteção tarifária: a linguagem comum](#protecao-tarifaria-a-linguagem-comum)\n- [Disputas em curso](#disputas-em-curso)\n- [Incertezas](#incertezas)\n\n<a id=\"tres-familias-de-mecanismo\"></a>\n\n## Três famílias de mecanismo\n\nNos Estados Unidos, no Brasil e na União Europeia, quem paga o reforço ou o uso da rede elétrica não é uma escolha aberta a cada operador: é um pacote de métodos de cost allocation, papéis institucionais definidos por lei ou regulamento, e contratos de outorga com prazos e regras de tarifa escritos em order, lei, decreto ou edital.\n\nTrês famílias de mecanismo convivem nessas jurisdições. A primeira é a socialização regional via tarifa de uso. Nos EUA, a FERC Order No. 1000 exige que cada operador de transmissão participe de um processo regional com método de cost allocation definido antes da necessidade aparecer (ex ante); o Principle 1 da order manda alocar custos a quem se beneficia \"in a manner that is at least roughly commensurate with estimated benefits\", e o Principle 2 proíbe alocação involuntária a quem não recebe benefícios. [[1]](#ref-1) No Brasil, o leilão de transmissão remunera a concessionária vencedora pela menor Receita Anual Permitida (RAP) proposta — no Edital de Leilão nº 4/2025 da ANEEL, com prazo de 30 anos de contrato e revisão periódica a cada 5 anos —, e o uso da rede se cobra depois, na modalidade permanente, como Encargo de Uso do Sistema de Transmissão (EUST) = TUST homologada × Montante de Uso do Sistema de Transmissão (MUST), independentemente do uso efetivo no mês. [[2]](#ref-2) [[3]](#ref-3) Na União Europeia, o Artigo 18 do Regulamento (UE) 2019/943 exige que as tarifas de acesso — conexão, uso, reforços relacionados — sejam cost-reflective, transparentes, não discriminatórias e não incluam custos de objetivos de política alheios; entre países, o mecanismo de Cross-Border Cost Allocation (CBCA), do Regulamento (UE) 2022/869 (TEN-E), reparte os custos eficientes de projetos de interesse comum entre os reguladores nacionais (NRAs) envolvidos, com a ACER decidindo como última instância se não houver acordo em 6 meses. [[4]](#ref-4) [[5]](#ref-5)\n\nA segunda família é o participant funding, ou financiamento por quem se conecta. A própria Order 1000 permite esse modelo, mas deixa explícito que ele não substitui o método regional obrigatório. Já a Order No. 2023 da FERC, voltada à interconexão de novos geradores, aloca os custos de reforço de rede dentro de um cluster de projetos por proportional impact — o grau em que cada geradora contribui para a necessidade do reforço — e os reforços na subestação do ponto de conexão per capita entre os clientes daquela subestação. Esse desenho é centrado em geração; a alocação de custo para grandes cargas (large-load) segue em discussão regulatória separada. [[6]](#ref-6)\n\nA terceira família combina os dois polos com proteção adicional ao consumidor. A Order No. 1920, de 13 de maio de 2024, exige planejamento regional de longo prazo — horizonte mínimo de 20 anos, com reavaliação a cada 5 — e um método de cost allocation ex ante incluído no tarifário (OATT) de cada operador; o State Agreement Process, um acordo voluntário entre estados sobre como dividir os custos, é permitido, mas a order deixa claro que não pode ser o único método proposto. [[7]](#ref-7)\n\n<a id=\"estados-unidos-regional-participante-e-estado\"></a>\n\n## Estados Unidos: regional, participante e Estado\n\nA Order No. 1920-A, de 21 de novembro de 2024, eleva o papel dos estados dentro desse desenho: antes de emendar o método de cost allocation de longo prazo, o operador de transmissão deve consultar as Relevant State Entities, e uma proposta de cost allocation acordada por esses entes estaduais entra na compliance filing mesmo que o operador tenha uma proposta alternativa própria; o período de engagement com os estados é de 6 meses, extensível a mais 6 a pedido deles. A decisão final sobre o método continua sendo da FERC. O resumo oficial no Federal Register da 1920-A registra 49 pedidos de rehearing sobre a decisão. [[8]](#ref-8)\n\nEssa camada estadual convive com o método regional/interregional da Order 1000, de 2011, que segue em vigor com seus seis princípios, incluindo o beneficiary pays já mencionado. [[1]](#ref-1) E convive também com a lógica de cluster da Order 2023 para novos geradores — dois desenhos distintos que respondem a perguntas diferentes: um trata do reforço planejado da rede regional, o outro do custo de conectar um projeto específico. [[6]](#ref-6)\n\nA base legal comum a esses mecanismos é a Federal Power Act. O §205 exige que toda tarifa cobrada por uma public utility seja \"just and reasonable\" e proíbe preferência ou diferença indevida; sob o §206, a FERC pode fixar tarifas que considerar unjust, unreasonable, unduly discriminatory or preferential. É esse padrão — não uma preferência editorial — que ancora tanto o método regional da Order 1000/1920 quanto a revisão de qualquer cost allocation contestado. [[9]](#ref-9) [[10]](#ref-10)\n\n<a id=\"brasil-rap-tarifa-de-uso-e-papeis\"></a>\n\n## Brasil: RAP, tarifa de uso e papéis\n\nNo Brasil, o mapa de papéis está descrito em lei e decreto, não em costume de mercado. A Lei nº 9.427/1996 atribui à ANEEL regular e fiscalizar a produção, a transmissão, a distribuição e a comercialização de energia elétrica; na prática documentada do setor, a ANEEL também licita concessões por delegação e homologa as tarifas de uso. [[11]](#ref-11) O Decreto nº 5.081/2004 atribui ao ONS a coordenação e o controle da operação das instalações de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional (SIN), sob regulação e fiscalização da ANEEL. [[12]](#ref-12) Para as concessões de distribuição, o Decreto nº 12.068/2024 estabelece que a ANEEL recomenda e o Ministério de Minas e Energia (MME) decide sobre prorrogar o contrato ou abrir nova licitação; o mesmo decreto prevê que um processo de caducidade suspende o encaminhamento dessa recomendação de prorrogação enquanto estiver em curso. [[13]](#ref-13)\n\nO pagamento segue dois mecanismos separados. Do lado da concessão, o leilão de transmissão remunera a vencedora pela menor RAP proposta — 30 anos de contrato no Edital nº 4/2025, com revisão periódica a cada 5 anos. Do lado do uso, o ONS cobra, na modalidade permanente, o Encargo de Uso do Sistema de Transmissão (EUST) = TUST homologada × MUST (o maior valor entre contratado e medido), por ponto e horário — a RAP alimenta a base que sustenta a tarifa de uso paga por quem usa a rede, independentemente do quanto efetivamente usou naquele mês. [[2]](#ref-2) [[3]](#ref-3)\n\nO horizonte contratual dessas concessões é um fato de calendário, definido em lei e decreto. A Lei nº 8.987/1995 define a concessão como delegação de serviço público por prazo determinado. [[14]](#ref-14) A Lei nº 9.074/1995 estabelece que concessões de transmissão e distribuição contratadas sob seu regime têm prazo necessário à amortização dos investimentos, limitado a 30 anos, prorrogável no máximo por igual período a critério do poder concedente, conforme as condições do contrato. [[15]](#ref-15) O Decreto nº 12.068/2024 opera esse prazo de 30 anos para distribuição e condiciona a prorrogação a cláusulas específicas de termo aditivo — investimento prudente, metas de qualidade e recomposição pós-eventos climáticos, modicidade tarifária e alocação de riscos, entre outras. [[13]](#ref-13) Já a Lei nº 12.783/2013 havia criado, antes, uma via de prorrogação (até 30 anos, uma única vez, a critério do poder concedente) condicionada à aceitação de um regime específico — no caso da geração hídrica, tarifa fixada pela ANEEL e cotas de garantia física — \"de forma a assegurar (...) modicidade tarifária\". [[16]](#ref-16)\n\n<a id=\"uniao-europeia-cost-reflective-e-cbca\"></a>\n\n## União Europeia: cost-reflective e CBCA\n\nNa União Europeia, o Artigo 18 do Regulamento (UE) 2019/943 estabelece o padrão para qualquer tarifa de acesso à rede: cost-reflective, transparente, não discriminatória, refletindo custos eficientes realmente incorridos, e sem incluir custos não relacionados usados para sustentar objetivos de política alheios à rede. [[4]](#ref-4) Para reforços que atravessam fronteiras — os projetos de interesse comum (PCI) e de interesse mútuo (PMI) do regime TEN-E —, o Artigo 16 do Regulamento (UE) 2022/869 estabelece o mecanismo de Cross-Border Cost Allocation: o promotor do projeto submete um pedido de investimento, incluindo a proposta de CBCA, aos reguladores nacionais (NRAs) dos países envolvidos; esses reguladores coordenam a decisão sobre a parcela de custos eficientes de investimento atribuída a cada país; se não houver acordo em 6 meses (ou a pedido conjunto dos NRAs), a ACER decide como última instância. [[5]](#ref-5)\n\nA Recomendação 02/2023 da ACER completa esse desenho com um teste de proteção ao consumidor: depois de alocar entre fronteiras os custos eficientemente incorridos e incluí-los nas tarifas nacionais, a recomendação orienta os NRAs a avaliar se o impacto nessas tarifas constitui um \"disproportionate burden for consumers\" — um padrão textual de verificação, não um veredicto automático sobre qualquer projeto específico. [[17]](#ref-17)\n\n<a id=\"protecao-tarifaria-a-linguagem-comum\"></a>\n\n## Proteção tarifária: a linguagem comum\n\nCada jurisdição usa um vocabulário próprio para o mesmo problema — impedir que o método de cost allocation vire uma cobrança arbitrária —, e esse vocabulário está nos próprios textos legais:\n\n- Nos EUA, a Federal Power Act exige tarifas \"just and reasonable\" (§205) e permite à FERC corrigir tarifas que não atendam a esse padrão (§206); a Order 1000 traduz isso, no desenho de cost allocation, em \"roughly commensurate with estimated benefits\" e na proibição de cobrar quem não se beneficia. [[9]](#ref-9) [[1]](#ref-1)\n- No Brasil, a Lei nº 12.783/2013 e o Decreto nº 12.068/2024 usam a expressão \"modicidade tarifária\" como condição para vias de prorrogação de concessão. [[16]](#ref-16) [[13]](#ref-13)\n- Na União Europeia, o Artigo 18 do Regulamento 2019/943 exige tarifas cost-reflective, e a Recomendação 02/2023 da ACER orienta testar se o resultado da alocação cross-border não representa um \"disproportionate burden for consumers\". [[4]](#ref-4) [[17]](#ref-17)\n\nSão padrões textuais de proteção ao pagador da tarifa, registrados nas próprias normas — este texto os descreve, sem tomar posição sobre qual deles é preferível.\n\n<a id=\"disputas-em-curso\"></a>\n\n## Disputas em curso\n\nParte do debate sobre quem paga e quem decide não está resolvida em texto legal, e por isso entra aqui apenas como perspectiva atribuída, nunca como fato institucional.\n\nSegundo reportagens do Valor, G1, Poder360 e iNFRA (2026), a diretoria da ANEEL abriu processo para analisar rompimento por caducidade da concessão de distribuição da Enel em São Paulo, depois que a área técnica teria rejeitado uma perícia solicitada pela empresa; a renovação antecipada do contrato estaria suspensa enquanto o processo segue aberto — o que é consistente com o mecanismo do Decreto nº 12.068/2024, que prevê justamente essa suspensão durante um processo de caducidade. [[13]](#ref-13) [[18]](#ref-18) A própria Enel, segundo a mesma cobertura, afirma cumprir os indicadores contratuais e ter um plano de recuperação em curso; autoridades citadas na reportagem mencionam caminhos possíveis, como acordo ou transferência de controle — vozes atribuídas à imprensa, sem ata oficial anexada até o momento da apuração deste dossiê. [[18]](#ref-18)\n\nNos EUA, explainers de associações estaduais de energia e escritórios de advocacia (entre eles a NASEO) descrevem uma tensão entre o papel ampliado dos estados na Order 1920/1920-A e a possibilidade de disputas judiciais depois do processo de rehearing — um framing de disputa institucional, não um resultado judicial já decidido. [[19]](#ref-19)\n\nE há um debate técnico em curso sobre sinal locacional na tarifa brasileira: imprensa especializada do setor (como o Canal Solar) descreve uma intensificação gradual do peso locacional na TUST, atribuída à Resolução Normativa ANEEL nº 1.041/2022, com efeitos distributivos discutidos entre diferentes tipos de usuário da rede — mas os percentuais exatos dessa transição não foram confirmados no texto integral da norma disponível para este dossiê, e por isso permanecem como perspectiva, não como dado fechado. [[20]](#ref-20)\n\n<a id=\"incertezas\"></a>\n\n## Incertezas\n\n- Não há, nas fontes primárias consultadas, os percentuais exatos e o cronograma completo da transição do sinal locacional na TUST sob a REN nº 1.041/2022.\n- Não é possível, com as fontes disponíveis, detalhar as fórmulas de cost allocation efetivamente em vigor nos tarifários (OATT) de operadores regionais dos EUA após a compliance com as Orders 1000 e 1920 — apenas os princípios das próprias orders.\n- Não há, neste dossiê, documento primário (ata, voto de diretoria ou decisão do MME) que confirme o desfecho do processo de caducidade envolvendo a Enel Distribuição São Paulo — apenas cobertura jornalística.\n- Não está claro, nas fontes consultadas, como a alocação de custo de interconexão para grandes cargas (large-load) nos EUA vai se estabilizar além do desenho já definido pela Order 2023 para geração.\n- Não há, para este dossiê, detalhamento de como um ou dois Estados-membros da UE tratam cobranças de conexão como deep ou shallow na prática nacional, complementando o Artigo 16 do CBCA.\n\n## Referências\n\n1. <a id=\"ref-1\"></a>[FERC Order No. 1000 — Transmission Planning and Cost Allocation](https://www.ferc.gov/sites/default/files/2020-04/OrderNo.1000.pdf). FERC. Acesso em 09 ago. 2026.\n2. <a id=\"ref-2\"></a>[Edital Leilão de Transmissão nº 4/2025-ANEEL](https://ppi.gov.br/wp-content/uploads/2025/02/SEI_0202054_Edital_de_Leilao_04_2025.pdf). ANEEL / PPI. Acesso em 09 ago. 2026.\n3. <a id=\"ref-3\"></a>[ONS — Submódulo 15.8 (Encargos de Uso do Sistema de Transmissão)](https://www.ons.org.br/ProcedimentosDeRede/M%C3%B3dulo%2015/Subm%C3%B3dulo%2015.8/Subm%C3%B3dulo%2015.8%202018.12.pdf). ONS. Acesso em 09 ago. 2026.\n4. <a id=\"ref-4\"></a>[Regulation (EU) 2019/943 — Art. 18 network charges](https://eur-lex.europa.eu/eli/reg/2019/943/oj/eng). EUR-Lex. Acesso em 09 ago. 2026.\n5. <a id=\"ref-5\"></a>[ACER — Cross-Border Cost Allocation (Reg. (EU) 2022/869 Art. 16)](https://www.acer.europa.eu/electricity/infrastructure/projects-common-interest/cross-border-cost-allocation). ACER. Acesso em 09 ago. 2026.\n6. <a id=\"ref-6\"></a>[FERC Order No. 2023 explainer — interconnection cost allocation](https://www.ferc.gov/explainer-interconnection-final-rule). FERC. Acesso em 09 ago. 2026.\n7. <a id=\"ref-7\"></a>[FERC Order No. 1920 explainer — transmission planning and cost allocation](https://www.ferc.gov/explainer-transmission-planning-and-cost-allocation-final-rule). FERC. Acesso em 09 ago. 2026.\n8. <a id=\"ref-8\"></a>[Order No. 1920-A (rehearing) — Federal Register, 2024-12-06](https://www.govinfo.gov/content/pkg/FR-2024-12-06/pdf/2024-27982.pdf). Govinfo. Acesso em 09 ago. 2026.\n9. <a id=\"ref-9\"></a>[Federal Power Act §205 — just and reasonable rates (16 U.S.C. §824d)](https://www.law.cornell.edu/uscode/text/16/824d). Cornell LII. Acesso em 09 ago. 2026.\n10. <a id=\"ref-10\"></a>[Federal Power Act §206 — unjust/unreasonable rates (16 U.S.C. §824e)](https://www.congress.gov/crs-product/IF11411). Congress.gov (CRS IF11411). Acesso em 09 ago. 2026.\n11. <a id=\"ref-11\"></a>[Lei nº 9.427/1996 — cria a ANEEL](https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/l9427compilada.htm). Planalto. Acesso em 09 ago. 2026.\n12. <a id=\"ref-12\"></a>[Decreto nº 5.081/2004 — regula o ONS](http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2004-2006/2004/decreto/d5081.htm). Planalto. Acesso em 09 ago. 2026.\n13. <a id=\"ref-13\"></a>[Decreto nº 12.068/2024 — prorrogação/licitação de concessões de distribuição](https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2023-2026/2024/decreto/D12068.htm). Planalto. Acesso em 09 ago. 2026.\n14. <a id=\"ref-14\"></a>[Lei nº 8.987/1995 — regime de concessão e permissão de serviços públicos](http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/l8987cons.htm). Planalto. Acesso em 09 ago. 2026.\n15. <a id=\"ref-15\"></a>[Lei nº 9.074/1995 — normas de outorga e prorrogação de concessões do setor elétrico](http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/l9074compilada.htm). Planalto. Acesso em 09 ago. 2026.\n16. <a id=\"ref-16\"></a>[Lei nº 12.783/2013 — prorrogação de concessões e modicidade tarifária](https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2011-2014/2013/lei/l12783.htm). Planalto. Acesso em 09 ago. 2026.\n17. <a id=\"ref-17\"></a>[ACER Recommendation 02/2023 — CBCA good practices](https://acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Recommendations/ACER_Recommendation_02-2023_CBCA.pdf). ACER. Acesso em 09 ago. 2026.\n18. <a id=\"ref-18\"></a>[Valor — ANEEL abre análise para romper contrato da Enel SP](https://valor.globo.com/brasil/noticia/2026/04/08/aneel-abre-analise-para-romper-contrato-da-enel-sp.ghtml). Valor. Acesso em 09 ago. 2026.\n19. <a id=\"ref-19\"></a>[NASEO — FERC Order 1920 Explainer (updated)](https://naseo.org/data/sites/1/documents/publications/FERC%20Order%201920%20Explainer%20Updated%20FINAL.pdf). NASEO. Acesso em 09 ago. 2026.\n20. <a id=\"ref-20\"></a>[Canal Solar — ANEEL aprova adição de sinal locacional no cálculo da TUST](https://canalsolar.com.br/aneel-aprova-adicao-de-sinal-locacional-no-calculo-da-tust/). Canal Solar. Acesso em 09 ago. 2026.\n"
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