AUTOPRODUÇÃO SOB PRESSÃO: O BRASIL ESTÁ REPRECIFICANDO O USO DA REDE OU DESINCENTIVANDO O INVESTIMENTO PRIVADO?

O debate regulatório sobre a autoprodução de energia no Brasil ganhou contornos de urgência após a auditoria realizada pelo Tribunal de Contas da União (TCU).

AUTOPRODUÇÃO SOB PRESSÃO: O BRASIL ESTÁ REPRECIFICANDO O USO DA REDE OU DESINCENTIVANDO O INVESTIMENTO PRIVADO?

Sob a relatoria do ministro Antonio Anastasia, a corte de contas recomendou ao Ministério de Minas e Energia (MME) e à Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) uma revisão profunda na base de incidência do Encargo de Serviço de Sistema (ESS) elétrico, sugerindo a transição do critério de consumo líquido para o consumo bruto.

O relatório também pressiona pela célere conclusão da Consulta Pública nº 42 da ANEEL, sinalizando a intenção de estender o rateio do Encargo de Energia de Reserva (EER) e do ESS de Segurança Energética aos moldes de arrecadação aplicados à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e ao Programa de Incentivo às Fontes Alternativas (PROINFA).

Diante de tais recomendações, emerge uma questão institucional que transcende a mera calibragem de tarifas: estará o órgão de controle simplesmente corrigindo uma assimetria operacional ou avançando sobre as competências do Poder Concedente para redesenhar as diretrizes de uma política pública consolidada?

O problema central não reside na revisão das regras em si. Toda política setorial precisa ser periodicamente reavaliada para fazer frente às transformações de mercado.

O problema surge quando as propostas de alteração desestruturam a equação econômica de investimentos realizados sob um conjunto normativo anterior, sem prever salvaguardas adequadas de transição. Em setores intensivos em capital e com longos horizontes de maturação, como a infraestrutura de energia elétrica, a previsibilidade regulatória não deve ser interpretada como um benefício concedido ao investidor; trata-se de uma condição essencial para que o próprio investimento aconteça.

O QUE MUDOU NA POLÍTICA REGULATÓRIA

A evolução do arcabouço legal da autoprodução, desde a Lei nº 10.848/2004, integrou a arquitetura setorial para transferir ao capital privado o esforço de expansão da matriz de geração.

O legislador estruturou um sinal regulatório de longo prazo claro: agentes que assumissem os riscos de capital e performance de novas usinas seriam poupados dos custos de expansão e subsídios sistêmicos exigidos de quem optou por depender da rede pública.

Esse desenho evoluiu das estruturas clássicas (usina e carga integradas) para arranjos complexos, como consórcios e a autoprodução por equiparação.

O atual impasse decorre de uma confusão conceitual sobre os fundamentos regulatórios dos encargos setoriais, que possuem naturezas distintas:

1. ENCARGOS DE POLÍTICAS PÚBLICAS (CDE E PROINFA): Instrumentos parafiscais e distributivos destinados a custear subsídios e o fomento a fontes alternativas, com incidência universal sobre o consumo.

2. ENCARGOS SISTÊMICOS E DE SEGURANÇA (ESS E EER): Custos operacionais vinculados à confiabilidade do sistema. O ESS elétrico remunera as restrições de transmissão do ONS; o EER cobre a contratação de energia de reserva para o SIN; e o ESS de Segurança Energética custeia os despachos térmicos por decisão do CMSE.

A tentativa de igualar o rateio do EER e do ESS de Segurança à dinâmica da CDE ignora a eficiência econômica. A própria ANEEL, na Consulta Pública nº 42/2020, registrou que a geração destinada ao auto-suprimento deve abater determinados encargos devido à dissociação física com a rede regulada. Entre as premissas de 2020 e o cenário atual, a física do sistema permanece idêntica; alterou-se apenas a urgência arrecadatória.

Há, contudo, uma distinção técnica necessária quanto ao ESS elétrico. A alteração de sua base para o consumo líquido permitiu deduzir parcelas transacionadas no Mercado de Curto Prazo (MCP). Pelo princípio da causalidade, se a planta industrial demanda potência da rede, ela concorre para as restrições locais, independentemente de seu balanço energético na CCEE. Portanto, a recomendação do TCU de retornar o ESS elétrico para a base bruta possui consistência e restabelece a justiça tarifária sobre o uso físico da malha.

O equívoco regulatório está em usar essa correção pontual como precedente para onerar retroativamente encargos de natureza puramente energética, como o EER e o ESS de Segurança.

O RISCO DA ESPIRAL REGULATÓRIA

O foco principal da auditoria do TCU direcionou-se ao chamado regime de autoprodução por equiparação, no qual o investimento de construção da usina é estruturado por um parceiro gerador e a carga é associada por meio de aquisições de participações societárias específicas. Alguns setores técnicos, enxergam nesses arranjos estruturas criadas exclusivamente para a otimização de encargos setoriais.

Contudo, há um risco severo de generalização regulatória. Isso é perigoso! Ao direcionar restrições severas a todo o segmento sob o pretexto de coibir abusos na equiparação, o regulador penaliza indiscriminadamente modelos legítimos e históricos de geração própria, ignorando as profundas externalidades positivas que o autoprodutor gera para o sistema elétrico nacional.

Ao aportar capital próprio para suprir suas necessidades, o autoprodutor reduz a necessidade de expansão futura da infraestrutura pública, atenua a exposição do mercado ao PLD em momentos de estresse hidroenergético, reduz a necessidade de contratação de novos recursos de reserva pelo regulador e blinda o sistema contra riscos sistêmicos de sua própria carga.

O tratamento de ondas de migração não pode desmantelar as garantias conferidas a investimentos genuínos que geram tais benefícios para a base manufatureira nacional. O mercado de capitais observa com crescente preocupação o fenômeno que se convencionou chamar de espiral regulatória.

Esse processo de instabilidade crônica caracteriza-se por uma sucessão ininterrupta de revisões de regras estruturantes que se sobrepõem: o ciclo iniciou-se em 2017 com a alteração do ESS elétrico; desdobrou-se em 2020 com a abertura da Consulta Pública nº 42 da ANEEL; foi impactado pelas novas balizas da legislação em 2024; agravou-se substancialmente em 2025 diante da escalada das restrições operacionais e cortes de geração sem compensação (curtailment); e culminou, em 2026, com a auditoria do TCU, enquanto o mercado ainda aguarda os desfechos sobre a revisão dos sinais locacionais da TUST/TUSD e a inserção regulatória de novos ativos de armazenamento.

Essa sobreposição de frentes de revisão impede que os agentes consigam modelar com o mínimo de previsibilidade os seus fluxos de caixa futuros. Nenhum investimento em infraestrutura de grande porte é aprovado olhando-se apenas para a Taxa Interna de Retorno (TIR) nominal do projeto. O investidor precifica simultaneamente o risco hidrológico, o risco de corte de geração por restrições de transmissão, a estabilidade contratual, as salvaguardas tributárias, os riscos cambiais e a segurança jurídica da jurisdição.

Na teoria financeira e na governança corporativa, a percepção de que a regulação setorial é volúvel eleva diretamente o Custo Médio Ponderado de Capital (WACC). Em setores de capital intensivo, cada 1% de aumento no custo de capital é capaz de retirar centenas de milhões de reais do Valor Presente Líquido (VPL) de um projeto de geração, inviabilizando empreendimentos antes mesmo do início das obras. O custo do capital aumenta porque a volatilidade regulatória funciona como um indexador invisível de incerteza sobre o fluxo de caixa futuro dos ativos.

QUEM FINANCIARÁ A PRÓXIMA USINA?

A superação desse impasse exige que as instituições busquem uma avaliação sistêmica da política energética. Enquanto o órgão de controle foca na divisão matemática dos custos correntes sob a ótica da equidade tarifária, esvazia-se a previsibilidade necessária para novos projetos.

O papel constitucional das cortes de contas reside na fiscalização, e não na formulação ou no redesenho de diretrizes econômicas estruturais, função que o ordenamento confere ao Poder Concedente e ao regulador independente.

Essa descoordenação expõe uma clara contradição governamental. De um lado, estimulam-se políticas voltadas à industrialização, ao hidrogênio de baixo carbono, a data centers e à abertura do mercado livre — agendas que demandam bilhões em capital privado. De outro, instâncias de controle avançam com medidas que ampliam encargos e alteram bases societárias. Diante dessa assimetria, impõe-se uma indagação técnica: estará o país perseguindo objetivos concorrentes que anulam o apetite do investidor necessário para cumprir a própria política energética?

A grande questão setorial não é quem pagará a conta do próximo encargo ou o rateio imediato dos custos de segurança. A verdadeira pergunta é: quem financiará a próxima usina?

Se o investidor concluir que as regras de fruição de sua energia podem ser alteradas após a decisão de investimento, o impacto mais profundo não serão as disputas judiciais nos projetos existentes, mas sim os projetos que deixarão de existir. Menos investimento privado significa menor expansão da oferta, maior custo de capital e uma indústria nacional menos competitiva, tornando o sistema refém de soluções emergenciais de curto prazo.

Essa realidade econômica ultrapassa as minúcias de ESS ou EER; diz respeito ao modelo de desenvolvimento que o Brasil pretende adotar.

CONCLUSÃO

A auditoria promovida pelo Tribunal de Contas da União cumpre o papel constitucional de provocar o debate sobre a eficiência da alocação dos custos do sistema elétrico. Contudo, as respostas a essas provocações não podem ser dadas por meio de intervenções casuísticas ou medidas regulatórias isoladas que visem unicamente prover um alívio financeiro conjuntural e de curto prazo às tarifas do mercado cativo, sob o risco de inviabilizar a expansão sustentável da oferta no longo prazo.

O Brasil não necessita do desmantelamento da autoprodução, mas sim do aperfeiçoamento de sua governança. Se o modelo de autoprodução por equiparação demanda ajustes para evitar o esvaziamento artificial da base de custeio das distribuidoras, que tais alterações sejam processadas de forma prospectiva (ex-ante), resguardando o direito adquirido e o ato jurídico perfeito dos projetos vigentes.

Não existe transição energética sem o engajamento do investimento privado. Não existe investimento privado sem previsibilidade regulatória. E não há previsibilidade regulatória quando regras estruturantes são continuamente revisitadas de forma fragmentada, sem uma visão sistêmica e de longo prazo. 

O desafio urgente do Brasil não é apenas corrigir as distorções operacionais da autoprodução por equiparação, mas sim demonstrar a maturidade institucional de fazê-lo sem destruir a confiança que permitiu erguer uma das matrizes elétricas mais renováveis e competitivas do mundo.

AUTOPRODUÇÃO SOB PRESSÃO: O BRASIL ESTÁ REPRECIFICANDO O USO DA REDE OU DESINCENTIVANDO O INVESTIMENTO PRIVADO?