Source: https://jus.com.br/artigos/18577/marcos-normativos-do-setor-eletrico
Timestamp: 2019-10-19 17:47:21+00:00
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Marcos normativos do setor elétrico - Jus.com.br | Jus Navigandi
Sumário: I. Introdução.II. Diplomas do setor elétrico antes da Constituição Federal de 1988.II.1. Constituição de 1934.II.2 Código de Águas – Decreto n. 24.643, de 10 de julho de 1934.II.3 Decreto n. 41.019, de 26 de fevereiro de 1957..III. Diplomas do setor elétrico após a Constituição Federal de 1988. III.1 Constituição Federal de 1988. III.2. Lei n. 8.631, de 4 de março de 1993. III.3 Lei n. 8.987, de 13 de fevereiro de 1995. III.4 Lei n. 9.074, de 7 de julho de 1995. III.5 Lei n. 9.427, de 26 de dezembro de 1996. III.6 Lei n. 9.648, de 28 de maio de 1998. III.7 Lei n. 10.848, de 15 de março de 2004. IV. Referência
A presente exposição separará os diplomas que regiam o setor elétrico antes e depois da Constituição de 1988. A finalidade da separação entre diplomas pré e pós-Constituição de 1988 é, além de didática, coerente com a evoluçãoda normatização do setor, já que tal diploma constitucional trouxe mudanças bastante marcantes em relação às normas anteriores.
Antes de se iniciar a exposição, é importante destacar que dela não é possível se extrair um evolucionismo, ou seja, uma constante caminhada em um determinado sentido facilmente identificável.
Em verdade, e como se verá, as disposições normativas do setor elétrico foram sendo elaboradas aos poucos e para fazer frente às dificuldades que apareceram em cada período histórico.
Não se deve concluir, portanto, que o modelo atual é fruto, em linha direta, do modelo inaugurado pela Constituição de 1934 e pelo Código de Águas.
O modelo atual é, sim, também um resultado de tal modelo embrionário, ou seja, os modelos originais e as circunstâncias em que foram editados devem ser utilizados para que se possa entender o modelo atual.
II. Diplomas que regiam o setor elétrico antes da Constituição Federal de 1988
II.1 Constituição de 1934
A Constituição de 1934 atribuía à União o controle normativo e gerencial do aproveitamento dos potenciais hidráulicos, assim como a titularidade dos serviços públicos de energia elétrica.
Nos termos do artigo 5º, XIX, alínea "j", desse diploma, competia à União legislar privativamente sobre "bens do domínio federal, riquezas do subsolo, mineração, metalurgia, águas, energia hidrelétrica, florestas, caça e pesca e a sua exploração".
Sendo privativa essa competência legislativa, era possível aos estados atuar complementarmente em relação às matérias tratadas pela União (artigo 5º, parágrafo 3º, da CF de 1934: "As leis estaduais, nestes casos, poderão, atendendo às peculiaridades locais, suprir as lacunas ou deficiências da legislação federal, sem dispensar as exigências desta").
Ainda competia à União dispor normativamente sobre a fiscalização e a revisão das tarifas dos serviços públicos (artigo 137).
O aproveitamento dos potenciais hidráulicos, ainda que de propriedade privada, dependia de autorização ou concessão a ser outorgada pela União, nos termos do artigo 119 também da Constituição de 1934.
O parágrafo primeiro do artigo 119 continha uma disposição nacionalista, ao restringir a outorga de autorizações e concessões a brasileiros ou "empresas organizadas no Brasil", resguardadas as autorizações e concessões outorgadas anteriormente.
A titularidade da prestação dos serviços públicos relacionados a energia elétrica era da União e os estados tinham preferência na exploração desses serviços em seus territórios (artigo 5º, parágrafos 1º e 2º).
II.2 Código de Águas – Decreto n. 24.643, de 10 de julho de 1934.
O Código de Águas foi um dos mais importantes diplomas relativos ao setor de energia e baseou-se em anteprojeto de 1909. O potencial hidráulico é caracterizado como bem distinto da água e do terreno e possui natureza pública, de titularidade da União. Os aproveitamentos dependeriam de concessão ou autorização federais.
Os critérios de distinção entre autorização e concessão são objetivos e se baseiam na combinação potência/destinação da energia.
A autorização federal seria outorgada para fins de autoprodução entre 50 e 150 kW (artigo 141). A concessão federal, a sua vez, seria outorgada para aproveitamentos superiores a 150 kW ou a independer da potência, caso a energia fosse destinada a terceiros (artigo 140). Os aproveitamentos inferiores a 50 kW (potencial reduzido) independiam de autorização ou concessão (artigo 139, parágrafo 3º).
Regime das concessões: outorga por decreto do Presidente da República, acompanhada da assinatura de contrato.
Na época, verificou-se a criação de aparato estatal especializado para a gestão dos potenciais hidráulicos e a fiscalização da prestação dos serviços públicos, formado pelo Serviço de Águas do Departamento Nacional de Produção Mineral do Ministério da Agricultura.
Em relação à política tarifária, o artigo 180, I, estabelece que o seu cálculo é pelo regime do serviço pelo custo. A remuneração do investimento se dá com base no custo histórico, ao qual se aplica uma "justa remuneração" [01].
Dada a crescente demanda energética do país e a conseqüente necessidade de grandes investimentos em empreendimentos hidrelétricos, o Estado brasileiro ingressa no setor como empresário.
Exemplo desse fenômeno foi a criação da Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – CHESF por meio do Decreto-lei n. 8.031, de 3 de outubro de 1945, com a finalidade de realizar o aproveitamento industrial progressivo da energia hidráulica do Rio São Francisco [02].
Também deve ser lembrada a criação da Centrais Elétricas de Minas Gerais S.A. – CEMIG, em Minas Gerais, e da Comissão Estadual de Energia Elétrica – CEEE, no Rio Grande do Sul.
Segundo Waltenberg (2000),
Esse grande modelo estatal surtiu efeitos expressivos, tendo dado margem ao extraordinário crescimento da capacidade instalada de geração brasileira, que, por seu turno, provocou a criação de um complexo sistema interligado de transmissão. Disso resultou a caracterização do serviço de energia elétrica como um dos serviços públicos de espectro social e democrático mais amplo do país, espraiando-se largamente, de forma tal que em quase todos os cantos do Brasil está presente a distribuição de energia elétrica.
II.3 Decreto n. 41.019, de 26 de fevereiro de 1957.
O governo de Juscelino Kubitschek aprovou em 1957, por decreto, extensa regulamentação dos serviços de eletricidade. A finalidade era não apenas preencher lacunas do Código de Águas, mas também atualizar conceitos e inserir disposições que correspondessem a situações novas [03].
O Decreto n. 41.019/1957 definiu os serviços de energia elétrica: produção (geração), transmissão (transporte de energia do sistema produtor às subestações distribuidoras ou na interligação de dois ou mais sistemas) e distribuição de energia elétrica (fornecimento de energia a consumidores em média e baixa tensão).
Serviços passíveis de prestação mediante autorização federal (artigo 66):
a) de produção de energia elétrica pelo aproveitamento de quedas d’água ou outras fontes de energia hidráulica de potência superior a 50 kW e inferior a 150 kW e que se destinem ao uso exclusivo do respectivo permissionário;
b) de produção termelétrica: de potência superior a 500 kW, seja qual for a sua aplicação, ou de qualquer potência, desde que tenham por objetivo o comércio de energia ou o fornecimento a serviços de utilidade pública Federais, Estaduais ou Municipais;
As tarifas se mantêm no regime do serviço pelo custo, o qual compreende as despesas de exploração (que são as relacionadas a pessoal, material ou serviços exclusivamente empregados na operação dos bens e instalações destinados aos serviços concedidos), a cota de depreciação, a cota de amortização ou de reversão e a remuneração do investimento.
Em 1960 foi criado o Ministério de Minas e Energia e a ele foram incorporados o CNAEE e a Divisão de Águas do Ministério da Agricultura.
A Eletrobrás, cujo projeto estava no Congresso havia sete anos, teve sua criação autorizada pela Lei n. 3.890, de 20 de abril de 1961, e posteriormente suas competências foram definidas pela Lei n. 5.899, de 5 de julho de 1973.
Competia à estatal, por meio de suas subsidiárias regionais, construir e operar (i) geração de interesse supra-estadual, (ii) transmissão de alta tensão que se destine à integração interestadual e (iii) transmissão de energia proveniente de empreendimento binacional.
Além disso, competia à Eletrobrás contribuir para o planejamento energético nacional (artigos 14 e 15 da Lei n. 5.899/1973).
No período entrou em vigor a equalização tarifária: todos os consumidores pagam uma mesma tarifa (tarifa nacional média) e as concessionárias se creditavam ou debitavam junto a uma câmara de compensação, obtendo uma remuneração garantida. Vários diplomas vieram a dispor sobre o assunto, trazendo medidas para seu aperfeiçoamento: Lei n. 4.156/1962, Decreto-lei n. 1.383/1974, Decreto-lei n. 1.849/1981, Decreto-lei n. 2.432/1988.
Uma das peculiaridades da tarifa era a sua utilização para controle inflacionário.
Característica de um modelo estatal para a exploração do serviço público de energia elétrica é que restrições orçamentárias tinham ligação direta com ausência de investimentos nos ativos utilizados em sua prestação.
Assim, esse modelo estatal de exploração do setor elétrico, por depender de recursos orçamentários, começou apresentar problemas de funcionamento com a crise fiscal dos anos 1980, razão pela qual se tornou necessária uma reestruturação do setor com a finalidade de atração de capital privado.
III. Diplomas do setor elétrico após a Constituição Federal de 1988
III.1 Constituição Federal de 1988
Segundo Loureiro (2009, p. 37),
Em termos muito esquemáticos, pode-se dizer que a Constituição estrutura todo o trato da matéria ‘energia’ em dois temas relacionados mas conceitualmente distintos, passíveis de regulação a se stante: fontes e atividades, i.e., uma disciplina das fontes de energia e uma disciplina das atividades energéticas. Em um caso, objetos ou bens jurídicos; no outro, tarefas ou competências materiais. Genericamente, quanto às fontes, decide-se sobre a propriedade; quanto às atividades, sobre a competência para atuar.
De fato, o artigo 20, VIII, da Constituição Federal de 1988 dispõe que os potenciais de energia hidráulica são bens públicos da União. Assim, segundo Loureiro (2009), as principais fontes de energia referidas na Constituição, com exceção da biomassa, são bens públicos federais.
IX – os recursos minerais, inclusive os do subsolo; [...].
A CF/88 dispõe que compete à União explorar, diretamente ou mediante concessão, autorização ou permissão, os serviços e instalações de energia elétrica e o aproveitamento energético dos cursos de água, assim como que compete à União legislar privativamente sobre energia.
Loureiro (2009) pontua, então, que, quanto à repartição de competências, "a centralização parece ser outro traço genérico do regime constitucional da indústria energética, refletido no trato dos bens públicos".
Seriam poucas, portanto, as contrapartidas federalistas, podendo ser citadas as seguintes:
a) compensação financeira pela utilização de recursos hídricos;
b) competência para acompanhar e fiscalizar as concessões de direitos de pesquisa de recursos minerais e exploração de recursos hídricos em seus territórios;
c) exploração dos potenciais hidráulicos pela União em articulação com os Estados (artigo 21, XII, "b").
Os traços mais marcantes da disciplina constitucional do setor de energia seriam, portanto, a publicização e a centralização (Loureiro, 2009).
O artigo 175 da CF/88 veio a dispor que o Estado pode prestar serviços públicos diretamente ou mediante concessão ou permissão, precedidos de licitação, cabendo à lei ordinária trazer a disciplina a respeito.
O artigo 176 da CF/88, a sua vez, sem inovar em relação a Constituições anteriores, expressa que os potenciais de energia hidráulica são propriedade distinta da do solo e pertencem à União, e que o aproveitamento do potencial de energia renovável de capacidade reduzida não depende de concessão ou autorização.
Na Constituição de 1988, com relação a atividades de energia elétrica, é possível identificar:
(b) atividade econômica para aproveitamento de potencial hidráulico ou de instalações de energia elétrica, mediante autorização do Estado.
Cabe à lei ordinária definir quais são as atividades submetidas ao regime de serviço público e quais têm o exercício livre pelos particulares, com dependência de mera autorização. Também cabe à lei ordinária dispor a respeito de quais serviços públicos serão prestados diretamente pelo Estado e quais o serão em regime de concessão ou permissão.
Como se verá mais adiante, as leis que tratam do setor elétrico definiram claramente as atividades que se submetem à disciplina de serviço público e as que são livres à iniciativa privada, mediante autorização federal.
Antes de se avançar sobre a legislação editada para o setor elétrico posteriormente à CF/88, cabe traçar breves linhas sobre o reposicionamento do Estado na economia que se operou a partir do início da década de 1990.
No modelo de Estado que veio a ser implantado no Brasil, comumente chamado de modelo regulador, a característica principal é a diminuição do tamanho do Estado e a alteração da forma de atuação na ordem econômica: em vez da absorção (atuação direta), o Estado atua economicamente por meio da direção (atuação indireta).
No modelo regulador, a propriedade é estatal apenas no núcleo estratégico e nas atividades exclusivas do Estado. No outro extremo – no setor de bens e serviços para o mercado –, a produção é realizada pelo setor privado.
Esse ideário começou a ser implantado no Brasil no curso do primeiro governo do ex-presidente Fernando Henrique Cardoso, quando foram promovidas as grandes privatizações e a quebra de monopólios estatais.
Durante os dois governos do presidente Fernando Henrique Cardoso, no âmbito da União, tanto houve a privatização de empresas estatais que exerciam atividade econômica em sentido estrito – como o ocorrido com a Companhia Vale do Rio Doce – quanto de empresas estatais que prestavam atividades enquadradas como serviço público, caso das empresas do sistema Telebrás.
No mesmo passo, parte da execução dos serviços públicos passou a se dar por meiode empresas privadas a título de concessões, e não mais pelo Estado.
É verdade que já no governo do presidente Fernando Collor de Melo se instituiu o Plano Nacional de Desestatização, o que foi feito por meio da Lei n. 8.031, de 12 de abril de 1990. Entre os anos de 1990 e 1994, foram privatizadas 33 empresas nos setores de siderurgia, fertilizantes e petroquímica, tendo sido arrecadados oito bilhões e quinhentos milhões de dólares [04].
No entanto, a maciça desestatização apenas ocorreu efetivamente a partir da Lei n. 9.491, de 09 de setembro de 1997, que, em seu artigo 1º, dispunha que o Programa Nacional de Desestatização se destinava a reordenar a posição estratégica do Estado na economia, transferindo à iniciativa privada atividades indevidamente exploradas pelo setor público.
Ainda consta expressamente do artigo 1º a intenção de que o Estado deveria concentrar seus esforços nas atividades em que sua presença seja fundamental para a "consecução das prioridades nacionais". Assim é que se transformaram em objeto de desestatização as empresas controladas direta ou indiretamente pela União, serviços públicos objeto de concessão, permissão ou autorização, instituições financeiras públicas estaduais e, ainda, bens móveis e imóveis da União.
Realmente, a partir de 1997, foram realizadas as grandes privatizações, com a venda da Cia. Vale do Rio Doce, o término da desestatização da RFFSA - Rede Ferroviária Federal S/A, com a venda da Malha Nordeste, o arrendamento do terminal de contêineres 1 do Porto de Santos, a venda do Banco Meridional do Brasil S.A., com arrecadação de mais de quatro bilhões e duzentos e sessenta e cinco milhões de dólares. Também se deu ênfase às privatizações de âmbito estadual. A venda das empresas de telecomunicações de propriedade da União tornou-se possível com a edição da Lei Geral de Telecomunicações, em 16 de julho de 1997. No mesmo ano foram licitadas concessões de telefonia móvel celular para três áreas do território nacional, no valor de quatro bilhões de dólares [05].
Nos anos seguintes deu-se curso ao processo de privatização, tendo sido o ano de 2000 o de maior arrecadação, com o montante de dez bilhões e setecentos milhões de dólares [06].
Diminuiu-se, assim, o tamanho do Estado e a quantidade de atividades a seu cargo: algumas foram devolvidas integralmente à iniciativa privada; outras foram entregues à iniciativa privada por meio de concessões, restando ao Estado a regulação e a fiscalização.
A privatização de empresas estatais federais que exerciam atividades econômicas sob o regime de serviço público foi acompanhada da criação de agências reguladoras federais, que viriam a praticar a regulação não mais pelo desempenho da propriedade pública, mas a partir de sua atividade normativa.
As primeiras a serem criadas foram a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, ainda em 1996, a Agência Nacional de Telecomunicações – ANATEL e Agência Nacional do Petróleo, estas últimas já em 1997.
A razão da escolha do modelo de agências reguladoras poderia ser encontrada em sua autonomia, que se destinava a conferir o sinal aos investidores externos de que a condução da economia brasileira ocorreria com base em critérios técnicos, alheios à política partidária.
No setor elétrico, foram privatizadas duas concessionárias de distribuição federais, a Light e a Escelsa, e vários estados começaram a privatizar as empresas de distribuição sob seu controle. Furnas, Chesf, Eletronorte e Eletrosul foram incluídas no PND, mas, ao final, apenas esta última foi privatizada. Assim, apesar do movimento privatizante, o governo federal continuou a ter participação direta nas atividades de geração e de transmissão de energia.
II.2. Lei n. 8.631, de 4 de março de 1993
A Lei n. 8.631/1993, editada já posteriormente à CF/88, trouxe alterações tópicas na legislação do setor e se insere em um contexto de inadimplência generalizada, a qual decorria basicamente do não recolhimento à Eletrobrás, por concessionárias estaduais, de encargos tarifários e do não pagamento da energia suprida
De aspectos relevantes, podem ser citados os seguintes.
Sob o ponto de vista tarifário, extinguiu-se a equalização tarifária e manteve-se o regime de serviço pelo custo, com a previsão de reajustes dos níveis tarifários. Os níveis das tarifas seriam propostos pelos concessionários, com a homologação pelo Poder Concedente, e no custo do serviço seriam considerados os custos específicos dos concessionários, os valores relativos aos preços de energia elétrica adquirida dos supridores, o transporte da energia gerada pela Itaipu Binacional, os relativos às quotas anuais da Reserva Global de Reversão, ao rateio do custo de combustíveis e às compensações financeiras pela utilização de recursos hídricos (artigo 1º e parágrafos).
Impôs-se aos concessionários geradores e distribuidores a celebração de contrato de suprimento de energia elétrica (modalidade de contrato coativo, com cláusulas estatutárias, ou seja, estabelecidas em normas editadas pelo Poder Concedente).
Art. 3º Os concessionários supridores e supridos deverão celebrar contrato de suprimento de energia elétrica. (Revogado pela Lei nº 9.648, de 1998)
Também houve a extinção da remuneração garantida e da Conta de Resultados a Compensar – CRC, com a promoção de encontro de contas entre créditos e débitos dos concessionários (artigo 7º). Os créditos das concessionárias junto à CRC foram utilizados para a quitação de débitos e setoriais e, posteriormente, para compensação com créditos da União.
III.3 Lei n. 8.987, de 13 de fevereiro de 1995
A Lei n. 8.987/1995, que trata genericamente de concessões e permissões de serviços públicos, possui dois aspectos que merecem ser especialmente ressaltados em relação ao setor elétrico.
O artigo 9º inaugura o regime de tarifa pelo preço, com a possibilidade de previsão de mecanismos de reajuste e revisão das tarifas.
Entende-se por serviço pelo preço o regime econômico-financeiro mediante o qual as tarifas máximas do serviço público de energia elétrica são fixadas em ato específico do Poder Concedente (no caso do setor elétrico, por ato da ANEEL), que autorize a aplicação de novos valores, resultantes de revisão ou de reajuste, nas condições do respectivo contrato. O equilíbrio é garantido pela tarifa fixada no contrato, aliada aos mecanismos de reajuste anual e revisões tarifárias (extraordinária e periódica).
O artigo 43, a sua vez, extingue todas as concessões de serviço público outorgada sem licitação na vigência da CF/88, ao passo que seu parágrafo único extingue todas as concessões outorgadas sem licitação anteriormente à CF/88, cujas obras ou serviços não tenham sido iniciados ou que se encontrem paralisados.
III.4 Lei n. 9.074, de 7 de julho de 1995
A Lei n. 9.074/1995 veio a estabelecer novos parâmetros para a exploração de potenciais hidráulicos mediante concessão, precedida de licitação, ou autorização.
Nos termos do artigo 5º, são objeto de concessão, mediante licitação, (i) o aproveitamento de potenciais hidráulicos de potência superior a 1.000 kW e a implantação de usinas termelétricas de potência superior a 5.000 kW, destinados a execução de serviço público; (ii) o aproveitamento de potenciais hidráulicos de potência superior a 1.000 kW, destinados à produção independente de energia elétrica; (iii) de uso de bem público, o aproveitamento de potenciais hidráulicos de potência superior a 10.000 kW, destinados ao uso exclusivo de autoprodutor, resguardado direito adquirido relativo às concessões existentes.
Previamente à licitação, o artigo 5º, parágrafo 2º, impõe a definição do aproveitamento ótimo, que é considerado "todo potencial definido em sua concepção global pelo melhor eixo do barramento, arranjo físico geral, níveis d’água operativos, reservatório e potência, integrante da alternativa escolhida para divisão de quedas de uma bacia hidrográfica" (artigo 5º, parágrafo 3º).
As usinas termelétricas destinadas à produção independente poderão ser objeto de concessão, precedida de licitação, ou autorização (artigo 6º).
Nos termos do artigo 7º, são objeto de autorização (i) a implantação de usinas termelétricas, de potência superior a 5.000 kW, destinada a uso exclusivo do autoprodutor, e (ii) o aproveitamento de potenciais hidráulicos, de potência superior a 1.000 kW e igual ou inferior a 10.000 kW, destinados a uso exclusivo do autoprodutor.
Por fim, o artigo 8º, ao regulamentar o artigo 176, parágrafo 4º, da CF/88, define o que seja o aproveitamento de capacidade reduzida, o qual independe de concessão ou autorização.
Vistos esses delineamentos, cabe ressaltar que um dos pontos mais importantes da Lei n. 9.074/1995 foi a criação do produtor independente de energia elétrica, até então inexistente.
O produtor independente obtém uma concessão de uso bem público (potencial hidráulico) e, a depender da potência da usina, necessita de uma concessão ou autorização para produção independente, ou seja, com a finalidade de comercializar a totalidade ou parcela da energia produzida.
Segundo Marques (2010), o produtor independente obtém uma concessão mista, já que recebe ao mesmo tempo concessão de uso de bem público e autorização para gerar e comercializar energia.
Com efeito, da leitura do art. 11 da Lei n. 9.074/95 depreende-se a delegação ao produtor independente de energia elétrica da atividade de geração. Contudo, o art. 13 da mesma lei define com precisão a técnica concessória do aproveitamento do potencial hidráulico como uma concessão mista, no dizer de Pedro Gonçalves. É que, nos termos do art. 13, a geração de energia elétrica por produtor independente se dá justamente por meio da concessão de uso privativo do potencial de energia hidráulica.
O produtor independente tem uma grande liberdade na comercialização de sua energia.
As linhas de transmissão de interesse restrito do produtor independente – que são aquelas, em qualquer nível de tensão, que ligam a usina ao ponto de conexão das linhas de transmissão ou de distribuição – podem ser concedidas simultaneamente aos contratos de uso de bem público (artigo 14).
Na configuração atual, o autoprodutor em muito se assemelha ao produtor independente, visto que ambos podem comercializar energia e compor lastro para a venda por meio de contratos, conforme previsto expressamente no artigo 5º da Resolução ANEEL n. 341, de 2 de dezembro de 2008, que aprovou as Regras de Comercialização versão 2009.
Art. 5º Na apuração de lastro contratual para a venda de energia elétrica por agente autoprodutor deverá ser considerado, além da garantia física e consumo próprio da usina, seus contratos de compra de energia, conforme disposto no § 1ºdo art. 2º do Decreto n. 5.163, de 2004.
Parágrafo único. A CCEE deverá incorporar à versão 2009 das Regras, a verificação da vigência da autorização para comercialização do excedente de energia concedida pela ANEEL ao agente autoprodutor.
Outro aspecto extremamente importante desse diploma foi o novo enquadramento para a figura do consumidor livre, que é o consumidor que possui a faculdade de escolher o seu fornecedor de energia. Diferentemente do consumidor cativo, que adquire energia necessariamente da concessionária de distribuição em cuja área de concessão esteja localizado, o consumidor livre pode optar por contratar o fornecimento de energia de qualquer comercializador de energia, seja este um gerador ou não.
O critério para o enquadramento como consumidor livre é a carga. Nos termos do artigo 16, "é de livre escolha dos novos consumidores, cuja carga seja igual ou maior que 3.000 kW, atendidos em qualquer tensão, o fornecedor com quem contratará sua compra de energia elétrica".
Ao que se observa, o consumidor livre pode adquirir energia de um agente diferente do concessionário de distribuição ao qual se encontra conectado. Assim é que se começa a se falar em separação entre a contratação do fornecimento de energia e a contratação do uso do fio.
Nesse sentido, o artigo 15, § 6º, assegura aos geradores e aos consumidores livre acesso aos sistemas de distribuição e transmissão de concessionário de serviço público, mediante ressarcimento do custo de transporte envolvido.
O artigo 15, parágrafo 5º, com redação dada pela Lei n. 9.648, de 28 de maio de 1998, dispõe que a saída do consumidor livre do mercado da distribuidora, que é vista como risco do negócio de distribuição de energia, não poderá importar em aumento tarifário para os consumidores cativos remanescentes.
A respeito do consumidor livre, a sua migração da rede de distribuição para a rede de transmissão também deve ser entendida como risco ordinário do negócio de distribuição de energia elétrica, notadamente ao se considerar que os consumidores livres, por disposição legal, podem optar pela contratação do transporte de energia diretamente junto ao detentor das redes de distribuição ou então perante o detentor das redes de transmissão, nos termos do art. 15, § 6°, da Lei n. 9.074, de 7 de julho de 1995.
Dessa forma, não existe monopólio jurídico por parte das distribuidoras em relação aos consumidores livres, seja em relação à venda de energia, seja em relação ao uso do fio.
Se é certo que a migração de um consumidor livre da rede de distribuição para a rede de transmissão representa risco ordinário para o concessionário de serviço público de distribuição, não se deve esquecer da eventual necessidade deste consumidor migrante promover o ressarcimento dos investimentos específicos feitos na rede de distribuição, nos termos do art. 6°, § 1°, inciso I, do Decreto n. 5.597, de 28 de novembro de 2005.
II - quitação, pelo consumidor, do valor referente aos Encargos de Serviços de Sistema - ESS e do saldo da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA, das parcelas relativas ao respectivo consumidor no período em que utilizou a rede de distribuição;
III - quando cabível, pagamento, ao agente de distribuição, dos encargos relativos à Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE, de que trata o art. 4o da Lei no 10.438, de 26 de abril de 2002, conforme regulação da ANEEL.
Deve-se falar que a previsão de ressarcimento é extremamente razoável. O seu fundamento é o seguinte: ao reservar a capacidade na rede de distribuição para o transporte de energia em favor de consumidor livre, a concessionária de distribuição se vê obrigada a fazer investimentos em reforços e ampliações, gerais e específicos, de sorte a viabilizar o atendimento. Com a saída do consumidor livre do mercado do concessionário de distribuição, não ocorre a devida amortização dos investimentos realizados na rede. Os investimentos gerais continuarão sendo amortizados pelo restante do mercado. Já os investimentos específicos realizados na rede podem não aproveitar ao restante do mercado. Daí ser incorreto, do ponto de vista tarifário, a redistribuiçãodo custo dos investimentos específicos para o restante do mercado.
A propósito de consumidor livre, deve-se mencionar o consumidor especial, que é a classificação dada aos consumidores responsáveis por unidade consumidora ou conjunto de unidades consumidoras do Grupo A, integrante do mesmo submercado do SIN, reunidas por comunhão de interesse de fato ou de direito, cuja carga seja maior ou igual a 500 kW, que não se enquadram como consumidores livres, e que poderão adquirir energia de PCH´s ou de geradores de fontes alternativas (solar, eólica, biomassa) com potência entre 1 MW e 30 MW.
O consumidor especial se encontra atualmente previsto no artigo 26, § 5°, da Lei n. 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com redação dada pela Lei n. 11.943, de 29 de maio de 2009.
No que diz respeito ao serviço público de transmissão de energia, o artigo 17, com redação dada pela Lei n. 12.111, de 9 de dezembro de 2009, dispõe que é de competência da União definir, entre as instalações de transmissão, as que compõem a 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.
As instalações de transmissão componentes da rede básica são objeto de concessão, mediante licitação na modalidade de concorrência ou leilão (artigo 17, parágrafo 1º).
As instalações de transmissão de âmbito próprio do concessionário de distribuição e de interesse restrito das centrais de geração podem ser consideradas como parte integrante da concessão (artigo 17, parágrafos 2º e 3º).
As instalações de transmissão destinadas a interligações internacionais, outorgadas a partir de 1º de janeiro de 2011, serão objeto de concessão, mediante licitação na modalidade de concorrência ou leilão, precedidas de Tratado Internacional (artigo 17, parágrafo 6º). As instalações de transmissão destinadas a interligações internacionais autorizadas até 31 de dezembro de 2010 poderão ser equiparadas, para efeitos técnicos e comerciais, a concessões de serviço público de transmissão (artigo 17, parágrafo 7º).
O artigo 19 possibilitou a prorrogação por 20 anos das concessões de geração de energia outorgadas anteriormente à entrada em vigor da Lei n. 8.987/1995, mediante pedido a ser formulado pelo concessionário.
III.5 Lei n. 9.427, de 26 de dezembro de 1996
A Lei n. 9.427/1996 criou a ANEEL como autarquia sob regime especial, vinculada ao Ministério de Minas e Energia – MME, e lhe atribuiu a regulação e a fiscalização da produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do governo federal.
Entre as competências entregues à ANEEL, cabe destacar a gestão e a fiscalização dos contratos de concessão de serviços públicos de energia (artigo 3º, IV); dirimir as divergências entre agentes do setor e entre estes e seus consumidores (artigo 3º, V); aplicar penalidades por descumprimento à legislação setorial (artigo 3º, X); definir as tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, considerando que as de transmissão devem utilizar o sinal locacional (artigo 3º, XVIII); e fixação das tarifas de fornecimento (artigo 15, IV).
O artigo 14, I, reforça que o regime tarifário para as concessões do setor elétrico é baseado no regime do serviço pelo preço e que é possível a apropriação de parcela dos ganhos de eficiência empresarial e da competitividade.
No regime de serviço pelo preço, as tarifas máximas do serviço público de energia são fixadas no contrato de concessão e atualizadas, por força de revisão ou reajuste, mediante ato específico da ANEEL (artigo 15).
O artigo 26, com redação da Lei n. 10.848, de 15 de março de 2004, atribui ao Poder Concedente, diretamente ou mediante delegação à ANEEL (tais competências se encontram atualmente delegadas à ANEEL por força do Decreto n. 4.932, de 23 de dezembro de 2003), autorizar, entre outros, (i) o aproveitamento de potencial hidráulico de pequenas centrais hidrelétricas – PCH (potência superior a 1.000 kW e igual ou inferior a 30.000 kW), destinado a produção independente ou autoprodução; (ii) o aproveitamento de potencial hidráulico de potência superior a 1.000 kW e igual ou inferior a 50.000 kW, destinado a produção independente ou autoprodução, com ou sem características de pequena central hidrelétrica – PCH.
A definição das características de PCH se encontra na Resolução ANEEL n. 652/2003. Nos termos do artigo 3º dessa resolução, "será considerado com características de PCH o aproveitamento hidrelétrico com potência superior a 1.000 kW e igual ou inferior a 30.000 kW, (...) com área do reservatório inferior a 3,0 km2".
O parágrafo 1º do artigo 26 contém uma disposição relativa à concessão de descontos a ser aplicados às tarifas de uso dos sistemas de transmissão e de distribuição. A sua finalidade é incentivar a geração oriunda de PCH´s, de fonte solar, eólica, biomassa e co-geração qualificada.
III.6 Lei n. 9.648, de 28 de maio de 1998
A Lei n. 9.648/1998 veio a inaugurar a livre negociação da compra e venda de energia elétrica, inclusive com a participação dos concessionários de distribuição de energia.
A reforma implementada por meio da Lei n. 9.648/1998 reconhecia os setores de distribuição e transmissão como monopólios naturais, enquanto inseria os setores de geração e comercialização em mercados competitivos (PRADO, 2009).
Para tanto, foi previsto um modelo de transição, no qual os contratos iniciais(contratos de suprimento de energia) entre geradores e distribuidores decairiam à proporção de 25% ao ano, até a completa descontratação (artigo 10). Caberia aos concessionários de distribuição, então, promover uma paulatina contratação livre, de modo a substituir a energia transacionada via contratos iniciais.
Conforme anota Prado (2009),
A completa implementação desse livre mercado seria precedida de um período de transição de oito anos (Lei n. 9.648/98). Durante o período de transição, existiria um mercado regulado e o livre mercado. No mercado regulado haveria contratos bilaterais entre geradoras e distribuidoras de energia elétrica, os chamados contratos iniciais. No mercado livre, a energia seria negociada livremente. Ao final do período do transição, a compra e venda de energia seria livremente negociada.
De modo a se evitar abuso de direito por parte das concessionárias de distribuição na contratação de energia elétrica para atendimento ao mercado cativo, o artigo 10, § 2º, veio a dispor que caberia à ANEEL estabelecer critérios para limitar repasse do custo da compra de energia para as tarifas de fornecimento.
Esse dispositivo se alinha às cláusulas dos contratos de concessão que dispõem sobre a obrigação de os concessionários de distribuição adquirirem energia "ao menor custo efetivo" e ao princípio da modicidade tarifária.
A ANEEL veio a definir regras de repasse por meio de várias resoluções, podendo ser citadas as de n. 266/1998, 233/1999, 22/2001, 256/2001, 248/2002, 488/2002, assim como por meio das Notas Técnicas n. 23/2003-SEM/ANEEL e 81/2003-SFF/ANEEL. Havia uma preocupação em não repassar para tarifas preços de compra de energia superiores àqueles que poderiam ser obtidos em um mercado competitivo, de livre comercialização.
O artigo 9º dissociou legalmente a contratação da energia e do acesso e uso dos sistemas de transmissão e de distribuição. A partir daqui, então, a aquisição de energia passa a ser objeto exclusivo do contrato de comercialização de energia, ao passo que o acesso e o uso dos sistemas de transmissão e de distribuição passam a ser objeto de contratos em separado (no caso CCT e CUST, para a transmissão, e CCD e CUSD, para a distribuição).
Em regra, portanto, a comercialização de energia, por ter sido entregue à livre negociação, era transacionada via preço, e não mais por tarifa regulada pela ANEEL. A regulação da ANEEL apenas incidiria quando do repasse do preço da aquisição de energia para as tarifas dos consumidores.
Em sentido oposto, o acesso e o uso dos sistemas de transmissão e de distribuição permaneciam regulados, com tarifas homologadas pela ANEEL (artigo 9º, § 1º).
No mesmo momento, com a alteração do artigo 26, II, da Lei n. 9.427/1996, foi criada a figura do comercializador de energia (ou comercializador puro, que é aquele que não possui ativos de geração ou de consumo).
Esse modelo de livre negociação pretendia instaurar a concorrência na geração, na comercialização e no consumo livre. Ficaram de fora desse regime de concorrência os setores com características de monopólio natural, que, no setor elétrico, são a transmissão e a distribuição (inviabilidade econômica e urbanística de duplicação das redes).
Para se viabilizar a livre concorrência, foram criados o Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE e o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS.
O MAE, sem personalidade jurídica, foi criado para funcionar como o ambiente virtual de comercialização de energia elétrica, onde são realizadas as transações relativas ao SIN.
Ao ONS, pessoa jurídica de direito privado sob regulação e fiscalização da ANEEL, foram entregues as atividades de coordenação e controle da operação da geração e da transmissão de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional – SIN.
Entre outras atribuições, são de competência do ONS: (a) o planejamento e a programação da operação e o despacho centralizado da geração, com vistas à otimização dos sistemas eletroenergéticos interligados; (b) a contratação e administração de serviços de transmissão de energia elétrica e respectivas condições de acesso, bem como dos serviços ancilares; (c) propor ao Poder Concedente as ampliações das instalações da rede básica, bem como os reforços dos sistemas existentes, a serem considerados no planejamento da expansão dos sistemas de transmissão; (d) propor regras para a operação das instalações de transmissão da rede básica do SIN, a serem aprovadas pela ANEEL.
O ONS veio a substituir o Grupo Coordenador da Operação Interligada – GCOI, que era um colegiado comandado pela ELETROBRÁS, composto por representantes de concessionárias detentoras dos ativos operados coordenadamente.
Restaram dissociadas, assim, a operação física realizada pelo ONS e as relações contratuais registradas no MAE.
Alguns analistas (por exemplo, LEITE, 2007) atribuem a falta de investimentos em geração e a crise de abastecimento de energia ocorrida em 2001 ao modelo de livre concorrência inaugurado pela Lei n. 9.648/1998.
Em razão da crise de abastecimento do setor elétrico, tornou-se necessária a tomada de medidas excepcionais, o que foi feito por meio do que Prado (2009) chama de reforma da reforma. Nesse momento, houve basicamente a imposição de limites para o consumo e a criação de encargos setoriais com a finalidade de aquisição de capacidade e ressarcimento de perda de receita das concessionárias de distribuição e aquisição de energia livre pelas concessionárias de geração (Lei n. 10.438, de 26 de abril de 2002).
III.7 Lei n. 10.848, de 15 de março de 2004.
A Lei n. 10.848/2004 promoveu profundas alterações no setor elétrico, notadamente no que toca à comercialização de energia, e inaugurou um novo modelo. Por essa razão Prado (2009) a denomina de contra-reforma, visto que caminhou em sentido oposto ao da reforma implantada no setor elétrico no final dos anos 90.
Uma característica da Lei n. 10.848/2004 foi a delegação de ampla competência regulamentar para o Poder Executivo, que a regulamentou, entre outros, principalmente pelo Decreto n. 5.163, de 30 de julho de 2004.
O artigo 1º veio a dispor que a comercialização de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional se daria no Ambiente de Contratação Regulada – ACR ou no Ambiente de Contratação Livre.
O Ambiente de Contratação Regulada – ACR fica reservado à participação, como compradores, dos concessionários, permissionários e autorizados do serviço público de distribuição de energia elétrica e com a finalidade de fornecimento de energia para o mercado regulado. Como vendedores de energia no ACR, podem participar os concessionários de serviço público de energia elétrica e os produtores independentes de energia – PIE.
As concessionárias de distribuição possuem a obrigação de garantir o atendimento à totalidade do seu mercado e, para tanto, no ACR, devem adquirir energia por meio de leilões promovidos pelo Poder Concedente. Nos leilões, as concessionárias de distribuição apenas declaram o montante de energia que necessitarão nos próximos anos. Com o conhecimento da necessidade de energia a ser adquirida pelas concessionárias de distribuição, a ANEEL promove o leilão, geralmente por meio da CCEE. O Ministério de Minas e Energia – MME fixa o preço máximo (R$/Mwh) e os geradores fazem os lances das quantidades que pretendem vender.
Ao final dos leilões, são firmados os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR entre todas as concessionárias de distribuição e os vencedores do leilão, que serão aqueles que tiverem ofertado menor preço pela venda da energia.
No ACR, os leilões podem ser relativos a energia de empreendimentos de geração existentes, de novos empreendimentos de geração e de fontes alternativas. Novos empreendimentos de geração são os que, até o início do leilão, não sejam detentores de outorga ou sejam parte de empreendimento existente que venha a ser objeto de ampliação.
O Ambiente de Contratação Livre – ACL, que funciona nos moldes do artigo 10 da Lei n. 9.648/1998, contempla a participação de qualquer agente do setor, com exceção dos concessionários de distribuição. Participam dele, assim, concessionários e autorizados de geração, comercializadores e importadores de energia elétrica e os consumidores livres.
Por meio de alteração na Lei n. 9.074/1995, foi imposta a segregação das atividades de energia que se encontravam verticalizadas em uma única empresa. O artigo 4º, parágrafo 5º, da Lei n. 9.074/1995 passou a proibir o desenvolvimento, por parte de concessionários de distribuição de energia, de atividades de (i) geração, (ii) transmissão, (iii) de venda de energia a consumidores livres, exceto àqueles localizados em sua área de concessão e sob as mesmas condições reguladas aplicáveis aos consumidores cativos, (iv) de participação em outras sociedades e (v) estranhas ao objeto da concessão, exceto nos casos previstos em lei e nos respectivos contratos de concessão.
É oportuno mencionar que os contratos de concessão permitem o desenvolvimento de atividades estranhas ao objeto da concessão, desde que com ele estejam relacionadas e apresentem a característica de explorar uma potencialidade da concessão. As condicionantes para o desenvolvimento de tais atividades estranhas são a reversão de parcela dos ganhos para a modicidade tarifária e a obediência a regulação da ANEEL, ou, em caso de sua inexistência, obtenção de autorização prévia e específica da ANEEL para o seu desenvolvimento. Como a ANEEL ainda não regulou a matéria, a exploração das potencialidades da concessão depende de prévia e específica autorização.
O artigo 4º dispôs sobre a criação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em substituição e em sucessão ao MAE, com a finalidade de viabilizar a comercialização de energia elétrica tanto no ACR como no ACL. A CCEE, integrada por titulares de concessão, permissão, autorização e demais agentes vinculados aos serviços e instalações de energia elétrica, inclusive consumidores livres, foi criada com personalidade jurídica de direito privado e se encontra submetida a regulação e fiscalização da ANEEL. Os custeios administrativo e operacional da CCEE decorrem de contribuições associativas dos agentes filiados.
Editada em conjunto com a Lei n. 10.848/2004, a Lei n. 10.847, também de 15 de março de 2004, autorizou a criação da Empresa de Pesquisa Energética – EPE, vinculada ao Ministério de Minas e Energia – MME, com a finalidade de realizar pesquisas para subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo, gás natural, carvão mineral, fontes renováveis, entre outras.
Entre as competências da EPE, inserem-se (a) a obtenção de licença prévia ambiental e a declaração de disponibilidade hídrica necessárias aos leilões envolvendo empreendimentos de geração hidrelétrica e de transmissão de energia e (b) a elaboração de estudos necessários para o desenvolvimento dos planos de expansão da geração e da transmissão de energia elétrica de curto, médio e longo prazos.
Os estudos e pesquisas realizados pela EPE serão utilizados para a formulação, o planejamento e a implementação de ações do Ministério de Minas e Energia – MME, no âmbito da política energética nacional.
CAMPOS, Clever. Curso básico de direito de energia elétrica. Rio de Janeiro: Synergia, 2010.
GANIM, Antônio. Setor elétrico brasileiro: aspectos regulamentares, tributários e contábeis. Brasília: Synergia, 2009.
LEITE, Antônio Dias. A energia do Brasil. Rio de Janeiro: Elsevier, 2007.
MARQUES, Márcio Pina. O uso do potencial hidráulico para produção independente de energia elétrica: uma concessão mista para exploração de atividade econômica. In: CASTRO, Marcus Faro de; LOUREIRO, Luiz Gustavo Kaercher (orgs.). Direito de energia elétrica no Brasil: aspectos institucionais, regulatórios e socioambientais. Brasília: ANEEL, 2010.
PRADO, Mariana Mota. O setor de energia elétrica. In: SCHAPIRO, Mario Gomes (org.). Direito e economia na regulação setorial. São Paulo: Saraiva, 2009.
WALTENBERG, Davi. A regulação e o direito da energia elétrica. In: SUNDFELD, Carlos Ari. Direito Administrativo Econômico. São Paulo: Malheiros, 2000.
"As tarifas não eram reajustadas a tempo, nem nos níveis adequados à correção dos desgastes provocados pela inflação. Não se falava ainda na hipótese de atualização monetária dos ativos, sobre os quais deveria vir a basear-se o cálculo da remuneração das empresas concessionárias. Com o passar do tempo, a questão tarifária deu origem à disputa permanente entre poder concedente e concessionárias, acabando por cria problema político, no qual estavam envolvidas não só questões de princípio quanto à melhor forma de organizar os serviços de utilidade pública, como também aspectos demagógicos, agravados pelo predomínio das empresas estrangeiras. Acentuavam-se as campanhas contra a Light, apelidada de polvo canadense que, em 1940, detinha 44% da capacidade instalada no Brasil e, subsidiariamente, contra as empresas da Amforp, detentoras de cerca de 14% da capacidade. A parcela remanescente, um terço do total, estava pulverizada entre grande número de empresas privadas nacionais e alguns serviços de âmbito municipal" (LEITE, 2007, p. 77).
"A constituição efetiva da Chesf ocorreu em 1948, com a construção de pequena hidrelétrica de 2 MW, para atender às necessidades do canteiro de obras. A construção da usina propriamente dita teve início em 1949 e a inauguração ocorreu em 1955. A sua potência, de 180 MW, mais do que duplicava a capacidade total disponível no Nordeste, então da ordem de 110 MW" (LEITE, 2007, p. 96).
"Com modificações apenas tópicas, o Decreto n. 41.019 acabou por se transformar na espinha dorsal normativa para os serviços de eletricidade, até o atropelamento imposto pela legislação relativa à equalização tarifária de 1974" (LEITE, 2007, p. 121).
Informação obtida na página do BNDES na internet:
http://www.bndes.gov.br/privatizacao/resultados/historico/history.asp
ARAUJO, Luiz Eduardo Diniz. Marcos normativos do setor elétrico. Revista Jus Navigandi, ISSN 1518-4862, Teresina, ano 16, n. 2796, 26 fev. 2011. Disponível em: https://jus.com.br/artigos/18577. Acesso em: 19 out. 2019.