Concessões no setor elétrico: passado, presente e próximos desafios

      Nestes mais de 10 anos de atuação no setor elétrico, aprendi o quanto é fundamental entender os movimentos setoriais, mesmo quando eles ultrapassam nossa área específica de atuação, Gestão de Ativos, no meu caso. Ampliar a visão e realizar uma leitura do ambiente regulatório que nos cerca é essencial para traçar estratégias mais eficientes.

Assim, um movimento extremamente relevante em curso é a renovação dos contratos de concessão das distribuidoras. O Ministério de Minas e Energia lidera essa frente como Poder Concedente e, com participação técnica e regulatória da ANEEL, avança na análise das concessões e nas renovações pertinentes.

Essas renovações buscam reforçar objetivos centrais da prestação do serviço público de distribuição: modicidade tarifária, qualidade do serviço, sustentabilidade econômico-financeira das concessionárias, modernização das redes e maior resiliência diante de eventos climáticos. Em conjunto, esses elementos contribuem para a segurança jurídica das empresas e para a continuidade adequada do fornecimento de energia elétrica.

Mas cabe uma pergunta relevante para ampliar a visão sobre essa discussão: por que concessões?

Eu sempre falo do conceito de monopólios naturais em minhas aulas e em conversas diárias, principalmente porque acredito que rememorar esse princípio nos ajuda a olhar o presente com os ensinamentos do passado. E, diante da pergunta sobre concessões, este parece ser mais um momento propício para isso.

Estruturas com características semelhantes às dos monopólios naturais são anteriores a muitas formalizações econômicas. Em períodos medievais, já era possível observar canais, pontes e sistemas de abastecimento de água organizados sob formas de exclusividade, ainda que não fossem descritos com a linguagem econômica que usamos hoje.

A teoria econômica e esse nome de que tanto gosto “monopólio natural” ganharam formulação mais clara no século XIX, com a intensificação da Revolução Industrial e a expansão de setores básicos da economia. Aqui vale lembrar das ferrovias, das redes de gás, de água e, posteriormente, de eletricidade. John Stuart Mill foi importante para a consolidação dessa percepção ao reconhecer que, em determinados mercados, a competição poderia ser economicamente ineficiente e até socialmente indesejável.

Daí em diante, o que vemos já se aproxima do nosso dia a dia. Os contratos de concessão para serviços de infraestrutura se disseminaram pelo mundo, especialmente com a expansão das redes urbanas e dos serviços públicos essenciais. No setor elétrico, modelos de remuneração regulada, como a remuneração por taxa de retorno, foram largamente utilizados para garantir previsibilidade aos investimentos e sustentabilidade econômica às concessionárias.

Quando olhamos esse contexto no Brasil, vemos uma reestruturação institucional importante a partir da década de 1990, com a Lei de Concessões, de 1995, e a criação da ANEEL, em 1996. Agora, cerca de 30 anos depois, estamos novamente discutindo como e por que renovar concessões.

Mas se o monopólio natural resolve um problema econômico importante, ele também cria outro. Quando uma única empresa opera uma infraestrutura essencial, surgem riscos que não podem ser ignorados. Sem algum tipo de controle, esse agente poderia praticar preços excessivos, reduzir a qualidade do serviço, postergar investimentos ou capturar uma parcela maior da renda gerada pela atividade.

Além disso, há um problema menos visível, mas central para a regulação: a assimetria de informação. A concessionária conhece sua operação, seus ativos, seus custos e suas dificuldades muito melhor do que o regulador ou o consumidor. Isso torna a tarefa regulatória complexa. Não basta definir uma tarifa. É preciso compreender se os custos são eficientes, se os investimentos são prudentes e se a qualidade entregue é compatível com aquilo que foi contratado.

É nesse ponto que a concessão aparece como um arranjo institucional. O Estado reconhece que determinada atividade possui características de monopólio natural, mas não entrega sua exploração de forma irrestrita. Ele delega a prestação do serviço, define obrigações, estabelece parâmetros de qualidade e cria mecanismos de acompanhamento econômico e operacional.

A empresa, por sua vez, assume a responsabilidade de prestar o serviço, investir na rede, manter a continuidade do fornecimento e cumprir padrões regulatórios. Já o regulador acompanha tarifas, qualidade, investimentos e equilíbrio econômico-financeiro. Na prática, instrumentos como revisão tarifária, reajustes anuais, metas de continuidade, remuneração regulatória, Fator X e mecanismos de recomposição econômica procuram organizar essa relação.

A concessão, portanto, tenta equilibrar três dimensões que nem sempre caminham na mesma direção: viabilidade econômica para a concessionária, modicidade tarifária para o consumidor e qualidade adequada na prestação do serviço. Se a tarifa for baixa demais, o investimento pode ser comprometido. Se for alta demais, o consumidor paga por ineficiências. Se os incentivos forem mal calibrados, a empresa pode cumprir a regra sem necessariamente entregar o melhor resultado possível.

Na prática, esse modelo produziu resultados importantes. Ele permitiu a expansão das redes, deu previsibilidade para investimentos de longo prazo, contribuiu para a universalização do acesso e criou uma linguagem regulatória comum para tratar empresas, consumidores e poder público.

Mas também é um modelo imperfeito. A tarifa se tornou cada vez mais complexa, os incentivos nem sempre capturam toda a realidade operacional, e a regulação frequentemente corre atrás de transformações que já estão acontecendo no sistema. Medir eficiência em uma distribuidora não é trivial: cada área de concessão possui características próprias, densidade de carga diferente, realidades sociais distintas, níveis variados de perdas, riscos climáticos e necessidades específicas de investimento.

Um exemplo dessa potencial imperfeição está no tratamento regulatório da Geração Distribuída (GD). Em seu desenho inicial, a GD apontava para um benefício financeiro concentrado nos consumidores com maior capacidade de investimento, ao mesmo tempo em que parte dos custos da rede permanecia sendo compartilhada com consumidores sem geração própria. A regulação avançou dentro do tempo institucional possível na busca por maior equilíbrio, mas o caso evidencia uma característica importante do setor: frequentemente há um intervalo entre a transformação da realidade e a atualização dos regramentos vigentes.

Dito isso, a dúvida central talvez não deva ser “se devemos regular?”, mas “como a regulação deve se ajustar à realidade concreta da operação?”. O papel da distribuidora também vem se transformando: além de operar e expandir a rede, ela arrecada encargos e políticas públicas, prepara-se para um ambiente de medição mais inteligente e lida com consumidores cada vez mais autônomos e ativos.

Nesse contexto, nosso papel como agentes do setor é contribuir para que a regulação preserve o equilíbrio entre seus objetivos básicos: modicidade tarifária, sustentabilidade econômico-financeira e qualidade do serviço.

A renovação das concessões não é apenas uma atualização contratual. Ela recoloca uma pergunta antiga em um contexto novo: como organizar, financiar e regular uma infraestrutura essencial quando a tecnologia, o consumidor e o próprio sistema elétrico estão mudando?

Para quem quiser aprofundar a discussão sobre regulação econômica e Base de Remuneração Regulatória, deixo também a indicação do meu livro BRR em Foco, disponível na Amazon.