Katia Rocha
A Aneel lançou recentemente a Tomada de Subsídios nº 23/2025, cujo objeto é a avaliação de experiências internacionais na valoração dos custos e benefícios da micro e minigeração distribuída (MMGD) e das alternativas regulatórias para a implementação do art. 17 da Lei nº 14.300/2022. O referido dispositivo estabelece que, encerrado o período de transição, as unidades de MMGD participantes do Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE) passarão a se submeter a regras tarifárias definitivas, a serem definidas pela ANEEL.
O SCEE foi concebido originalmente como um instrumento de estímulo à difusão tecnológica da geração distribuída. Nesse modelo, a energia elétrica injetada na rede pelo consumidor-gerador é compensada integralmente com a energia posteriormente consumida da rede, em base volumétrica (kWh por kWh).
Na prática, esse mecanismo de compensação integral (net metering) faz com que cada quilowatt-hora gerado localmente seja creditado pelo mesmo valor da tarifa final paga pelo consumidor. Assim, o crédito recebido incorpora, além do componente de geração, parcelas relativas ao uso das redes de distribuição e transmissão (TUSD/TUST) e encargos setoriais, muitos dos quais financiam políticas públicas por meio da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).
Esse desenho tarifário resulta em subsídio cruzado porque os custos fixos e comuns da rede, que permanecem necessários para garantir confiabilidade, atendimento e segurança do sistema, não são eliminados pela geração distribuída, mas deixam de ser pagos proporcionalmente pelos consumidores que aderem à MMGD. Como esses custos precisam ser recuperados para assegurar o equilíbrio econômico-financeiro das distribuidoras, eles acabam sendo realocados para a base remanescente de consumidores, que inclui residências, comércios, pequenas indústrias e consumidores de baixa renda sem capacidade de investir em sistemas próprios de geração.
Trata-se, portanto, de um dos processos regulatórios mais relevantes e complexos da atual agenda setorial, não apenas pelo impacto econômico envolvido, mas sobretudo pelo desafio institucional de reconciliar incentivos à geração distribuída com os princípios estruturantes da regulação tarifária: eficiência econômica, modicidade tarifária, isonomia e adequada sinalização de custos.
Apenas em 2025, esses custos atingiram cerca de R$ 16 bilhões, podendo ultrapassar R$ 120 bilhões até 2030, conforme estimativas do Subsidiômetro da Aneel e análises da Controladoria-Geral da União. Para efeito de comparação, o custo da tarifa social de energia elétrica no mesmo ano foi da ordem de R$ 6,6 bilhões, evidenciando a magnitude e o caráter regressivo do subsídio implícito associado ao modelo de compensação integral. Além do impacto financeiro direto, o net metering gera distorções nos sinais locacionais e temporais de preços, afetando decisões de investimento e padrões de consumo, comprometendo, por fim, a modicidade tarifária.
É nesse contexto que os recentes relatórios da Agência de Cooperação dos Reguladores da Energia (ACER), dedicado a tarifas de rede, flexibilidade, resposta da demanda e mercado varejista, oferecem um referencial particularmente útil ao debate brasileiro, ao analisar como sistemas maduros, igualmente pressionados pela expansão da geração distribuída, enfrentaram os limites econômicos e distributivos do net metering.
Um ponto central desses relatórios é a defesa inequívoca da causalidade de custos como princípio estruturante da regulação tarifária. A experiência europeia demonstra que regimes de compensação volumétrica, ao permitirem a compensação indistinta de kWh injetados e consumidos, independentemente do horário ou da localização, neutralizam sinais essenciais de preço. Ao não distinguir energia de rede (tarifas volumétricas) nem refletir custos temporais e locacionais, esses modelos enfraquecem a eficiência alocativa, induzem decisões de investimento ineficientes e transferem custos para consumidores sem geração própria de forma regressiva.
Esse entendimento está ancorado nas melhores práticas internacionais ao estabelecer que as tarifas de rede devem ser transparentes, custo-refletivas e livres de subsídios cruzados injustificados, assegurando que todos os usuários contribuam de forma proporcional pelos custos da infraestrutura que utilizam. É essa diretriz que sustenta, na prática, a progressiva substituição do net metering por modelos de compensação financeira (net billing) na União Europeia.
Os relatórios da ACER deixam claro que a separação explícita entre energia e uso da rede (unbundling) é condição necessária para preservar incentivos à MMGD sem comprometer a sustentabilidade econômica do sistema. A energia injetada deve ser remunerada conforme seu valor econômico, frequentemente preços horários de mercado, enquanto o consumo da rede deve arcar com os custos correspondentes à infraestrutura utilizada. Esse realinhamento não elimina incentivos, mas torna explícitos custos que hoje permanecem ocultos na tarifa.
Outro ponto central é a superestimação dos benefícios médios da MMGD. Redução de perdas, postergação de investimentos e alívio de congestionamentos são efeitos locais e temporais, que não se materializam de forma uniforme. Isenções tarifárias amplas tendem a inflar esses benefícios e a subestimar custos sistêmicos, ampliando subsídios implícitos. A experiência internacional aponta para tarifas mais granulares e custo-refletivas como alternativa para corrigir essas distorções.
Essa discussão dialoga diretamente com o debate brasileiro sobre modernização tarifária e tarifas horárias, como o tratado na Consulta Pública nº 046/2025. A experiência europeia mostra que estruturas tarifárias bem desenhadas são instrumentos mais eficazes, e menos regressivos, de valorização da MMGD do que regimes de compensação volumétrica. Parte relevante da valoração dos benefícios pode e deve ocorrer via tarifa, reduzindo discricionariedade regulatória e aumentando previsibilidade para agentes e consumidores.
Os relatórios da ACER também evidenciam a interação entre MMGD, flexibilidade e custos crescentes de rede. Em sistemas com alta penetração de solar distribuída, a coexistência entre sobreoferta diurna e picos de demanda no início da noite exige investimentos adicionais em potência firme, armazenamento e reforços de rede. Regimes de net metering, ao incentivarem a maximização da geração sem considerar o momento sistêmico, tendem a agravar essa assimetria e elevar o custo total do sistema.
Do ponto de vista distributivo, o alerta é ainda mais relevante. Subsídios cruzados embutidos na tarifa corroem a confiança dos consumidores e criam tensões sociais difíceis de sustentar politicamente. Em países como o Brasil, marcados por elevada desigualdade de renda e forte participação da baixa tensão no consumo total (cerca de 60%), a manutenção de subsídios cruzados e regressivos compromete a legitimidade da transição energética. Incentivos à MMGD precisam ser compatibilizados com mecanismos de proteção social focalizados, e não financiados de forma difusa por consumidores que não têm condições de aderir à tecnologia.
Mais do que um debate tarifário ou tecnológico, a discussão sobre MMGD é, em última instância, um tema de governança regulatória. Subsídios implícitos, incorporados de forma opaca à estrutura tarifária, fragilizam a transparência, dificultam o controle social e reduzem a capacidade do regulador de avaliar a efetividade das políticas públicas. Quando incentivos são diluídos na tarifa, perde-se clareza sobre quem financia a transição, com quais objetivos e por quanto tempo.
A experiência internacional aponta no sentido oposto: separar tarifa de política pública, tornar explícitos custos e benefícios, definir critérios objetivos de focalização e estabelecer mecanismos periódicos de avaliação e revisão. Essa abordagem fortalece a previsibilidade regulatória, reduz litigiosidade e aumenta a confiança dos consumidores, elementos centrais para a sustentabilidade institucional do setor elétrico e competitividade do país.
Nesse sentido, a Tomada de Subsídios nº 23/2025 representa uma oportunidade estratégica para a Aneel aprimorar não apenas a regulação da MMGD, mas o próprio modelo de governança tarifária do setor elétrico brasileiro.
Ao alinhar incentivos à causalidade de custos, limitar subsídios cruzados regressivos e reforçar a transparência decisória, o regulador contribui para um ambiente mais eficiente, socialmente legítimo e coerente com as melhores práticas internacionais. Mais do que arbitrar disputas distributivas no curto prazo, trata-se de fortalecer as bases institucionais de uma transição energética justa, previsível e sustentável no longo prazo.
Katia Rocha. Diretora do Instituto “Mulheres na Regulação” e Pesquisadora do Ipea. E-mail: katia.rocha@ipea.gov.br.
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