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Por NiLu Atualizado

Quem paga e quem decide na expansão da rede

Cost allocation, papéis institucionais e prazos de concessão documentados em lei, order e edital — nos EUA, no Brasil e na União Europeia.

Resumo do artigo

  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.

Três famílias de mecanismo

Nos 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.

Três 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] 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] [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] [5]

A 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]

A 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]

Estados Unidos: regional, participante e Estado

A 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]

Essa 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] 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]

A 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] [10]

Brasil: RAP, tarifa de uso e papéis

No 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] 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] 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]

O 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] [3]

O 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] 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] 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] 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]

União Europeia: cost-reflective e CBCA

Na 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] 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]

A 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]

Proteção tarifária: a linguagem comum

Cada 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:

  • 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] [1]
  • 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] [13]
  • 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] [17]

São padrões textuais de proteção ao pagador da tarifa, registrados nas próprias normas — este texto os descreve, sem tomar posição sobre qual deles é preferível.

Disputas em curso

Parte 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.

Segundo 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] [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]

Nos 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]

E 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]

Incertezas

  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.

Referências

  1. FERC Order No. 1000 — Transmission Planning and Cost Allocation. FERC. Acesso em 09 ago. 2026.
  2. Edital Leilão de Transmissão nº 4/2025-ANEEL. ANEEL / PPI. Acesso em 09 ago. 2026.
  3. ONS — Submódulo 15.8 (Encargos de Uso do Sistema de Transmissão). ONS. Acesso em 09 ago. 2026.
  4. Regulation (EU) 2019/943 — Art. 18 network charges. EUR-Lex. Acesso em 09 ago. 2026.
  5. ACER — Cross-Border Cost Allocation (Reg. (EU) 2022/869 Art. 16). ACER. Acesso em 09 ago. 2026.
  6. FERC Order No. 2023 explainer — interconnection cost allocation. FERC. Acesso em 09 ago. 2026.
  7. FERC Order No. 1920 explainer — transmission planning and cost allocation. FERC. Acesso em 09 ago. 2026.
  8. Order No. 1920-A (rehearing) — Federal Register, 2024-12-06. Govinfo. Acesso em 09 ago. 2026.
  9. Federal Power Act §205 — just and reasonable rates (16 U.S.C. §824d). Cornell LII. Acesso em 09 ago. 2026.
  10. Federal Power Act §206 — unjust/unreasonable rates (16 U.S.C. §824e). Congress.gov (CRS IF11411). Acesso em 09 ago. 2026.
  11. Lei nº 9.427/1996 — cria a ANEEL. Planalto. Acesso em 09 ago. 2026.
  12. Decreto nº 5.081/2004 — regula o ONS. Planalto. Acesso em 09 ago. 2026.
  13. Decreto nº 12.068/2024 — prorrogação/licitação de concessões de distribuição. Planalto. Acesso em 09 ago. 2026.
  14. Lei nº 8.987/1995 — regime de concessão e permissão de serviços públicos. Planalto. Acesso em 09 ago. 2026.
  15. Lei nº 9.074/1995 — normas de outorga e prorrogação de concessões do setor elétrico. Planalto. Acesso em 09 ago. 2026.
  16. Lei nº 12.783/2013 — prorrogação de concessões e modicidade tarifária. Planalto. Acesso em 09 ago. 2026.
  17. ACER Recommendation 02/2023 — CBCA good practices. ACER. Acesso em 09 ago. 2026.
  18. Valor — ANEEL abre análise para romper contrato da Enel SP. Valor. Acesso em 09 ago. 2026.
  19. NASEO — FERC Order 1920 Explainer (updated). NASEO. Acesso em 09 ago. 2026.
  20. Canal Solar — ANEEL aprova adição de sinal locacional no cálculo da TUST. Canal Solar. Acesso em 09 ago. 2026.