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REGULAMENTAÇÃO PARA DISTRIBUIÇÃO DE 
ENERGIA 
 
 
 
 
 
Sumário 
Unidade 1: Mercado de Energia Elétrica ................................................................. 5 
Seção 1.1: Como funciona o mercado de energia elétrica no Brasil ........................... 5 
Seção 1.2: Principais números do mercado ................................................................ 6 
Seção 1.3: Situação atual com relação à produção e distribuição de energia elétrica 7 
Seção 1.4: Como é gerada a energia elétrica ............................................................. 8 
Seção 1.5: De que forma a energia elétrica é transmitida ........................................... 9 
Seção 1.6: Quem é responsável pela distribuição da energia elétrica ...................... 10 
Seção 1.7: Como a energia elétrica é comercializada .............................................. 11 
Seção 1.8: Como esse mercado é fiscalizado e regulamentado ............................... 13 
 
Unidade 2: Qualidade do Fornecimento de Energia Elétrica - Regulação da 
Qualidade ................................................................................................................. 15 
Seção 2.1: Regulamentação vigente ......................................................................... 15 
Seção 2.2: Indicadores de qualidade utilizados ........................................................ 19 
Seção 2.3: Evolução dos indicadores de qualidade no Brasil ................................... 22 
 
Unidade 3: Qualidade do Fornecimento de Energia Elétrica - Perspectivas e 
Importância da Evolução da Qualidade................................................................. 23 
Seção 3.1: Introdução ............................................................................................... 23 
Seção 3.2: Evolução da tecnologia ........................................................................... 27 
Seção 3.3: Evolução das tecnologias de informação e comunicação ....................... 34 
Seção 3.4: Considerações ........................................................................................ 35 
 
Unidade 4: Consolidação das Leis do Setor dfe Energia Elétrica Brasileiro ..... 39 
Seção 4.1: Introdução ............................................................................................... 39 
Seção 4.2: Histórico .................................................................................................. 41 
Seção 4.3: Novas leis regulamentam o setor elétrico ............................................... 44 
Seção 4.4: A regulamentação da qualidade de energia elétrica no Brasil ................ 50 
Seção 4.5: Projeto de lei para regular distribuição de energia atende a mercado em 
expansão, mas não ajuda a resolver crise energética .............................................. 52 
 
Referências .............................................................................................................. 56 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Unidade 1: Mercado de Energia Elétrica 
 
Seção 1.1: Como funciona o mercado de energia elétrica no Brasil 
O mercado de energia elétrica é um dos mais importantes do país, pois o 
recurso é necessário para a maioria das atividades que o homem realiza hoje em dia, 
seja para trabalhar, seja na sua moradia. A energia é utilizada para aquecer os lares 
ou esquentá-los, abastece os eletrodomésticos, as máquinas nas indústrias, os 
equipamentos nos hospitais, as escolas etc. 
Para que você fique por dentro do assunto, criamos este post completo, em 
que trataremos as principais informações sobre o mercado de energia elétrica no 
Brasil. 
Esse mercado surgiu no Brasil em 1879, quando Dom Pedro II contratou 
Thomas Alvas Edison para introduzir a tecnologia de lâmpadas incandescentes na 
iluminação pública. No ano de 1883, entrou em funcionamento a primeira usina 
hidrelétrica do país, localizada na cidade de Diamantina e até hoje, os rios são as 
principais fontes de energia. 
Ao longo dos séculos XX e XXI, vários outros tipos de produção de energia 
foram sendo adotados pelo governo brasileiro, como termoelétricas, usinas nucleares, 
energia solar e eólica, além do maior investimento em hidrelétricas, com destaque 
para Itaipu, a maior usina hidrelétrica do mundo até os dias atuais. 
O aumento da demanda e a consolidação da energia elétrica trouxe a 
necessidade da criação do mercado de energia no Brasil, de responsabilidade tanto 
do próprio governo quanto do setor privado. O primeiro atua por meio da construção 
para a geração de energia elétrica, por exemplo, assim como por meio da 
regulamentação do setor, que, atualmente, se encontra sob responsabilidade da 
ANEEL. 
Entre as ações do setor privado, destacamos a gestão da energia elétrica, 
auxiliando empresas para que consigam gerir de forma eficiente esse recurso tão 
importante. Para que isso seja possível, é importante que os gestores das indústrias 
e empresas tenham um amplo conhecimento sobre esse mercado. 
O caminho percorrido pela energia elétrica 
 
 
O mercado de energia começa nas usinas geradoras de energia. No Brasil, a 
maior parte da energia gerada provém das hidrelétricas. Elas correspondem a, 
praticamente, 70% da capacidade de geração instalada no país. A segunda fonte que 
mais gera energia para o país são as termelétricas, com 14%, em terceiro lugar e com 
8%, está a energia eólica. 
Na cadeia produtiva do mercado de energia elétrica, podemos destacar as 
distribuidoras de energia e seus agentes comercializadores, que não produzem 
energia, mas que podem atuar no mercado livre, comprando ou vendendo energia. 
Dessa forma, os investidores que atuam no mercado de energia elétrica 
operam por meio de licenças, concessões ou autorizações. Vale ressaltar que essas 
autorizações são temporárias, com possibilidade de renovação. Para operar, as 
empresas do setor estão submetidas a uma série de regras de várias instituições, 
sendo a ANEEL a principal. 
Além disso, o Operador Nacional do Sistema Elétrico tem importante papel, 
pois controla o estoque nas usinas hidrelétricas e faz a previsão da vazão dos rios, 
além de liberar maior uso das fontes de geração térmica para suprir a demanda, caso 
a produção nas hidrelétricas esteja abaixo do necessário. 
Outros órgãos que devemos destacar são a Câmara de Comercialização de 
Energia Elétrica (CCEE), Empresa de Pesquisa Energética (EPE), e o Sistema 
Interligado Nacional (SIN). 
 
Seção 1.2: Principais números do mercado 
Ao longo desta unidade, apresentamos alguns dados para os quais você deve 
ficar atento se quiser se inteirar no mercado de energia elétrica, como: 
 a participação de 60% da geração de energia elétrica pelas hidrelétricas; 
 85% das unidades de consumo são residências; 
 35% do consumo de energia é feito por indústrias. 
Entretanto, melhor do que decorar dados, é importante que você saiba como 
eles são compostos e quais são os meios de divulgação. A Empresa de Pesquisa 
Energética (EPE) coleta e classifica a carga e número de consumidores, utilizando 
dois sistemas para tal: o Sistema de Acompanhamento de Mercado (SAM) e o 
 
 
SIMPLES (Sistema de Informações de Mercado para o Planejamento do Setor 
Elétrico). 
O Anuário Estatístico de Energia Elétrica dispõe de dados relacionados ao 
consumo de energia elétrica na rede de distribuição. O documento é feito a partir da 
análise de dados coletados e consolidados pela EPE. Esses dados são coletados 
todos os anos, pois a empresa tem o objetivo de manter os dados sobre o assunto 
sempre atualizados. 
As estatísticas consolidam as informações públicas da Resenha Mensal do 
Mercado de Energia Elétrica. O trabalho é resultado da cooperação entre os agentes 
do mercado de energia, sejam eles os fornecedores, sejam eles os consumidores. 
Outro órgão que auxilia nessa construção é a Comissão Permanente de Análise e 
Acompanhamento do Mercado de Energia Elétrica (COPAM), masDesde a edição da Constituição Federal de 1998 até a data de elaboração do 
presente trabalho, nenhuma consolidação de leis federais foi editada. 
 
Seção 4.2: Histórico 
Com o objetivo de consolidar a legislação federal, foi criado o Grupo de 
Trabalho de Consolidação das Leis – GTCL, por Ato da Presidência, de 25 de março 
de 1997, na Câmara dos Deputados. A estrutura do GTCL foi constituída pelo Ato da 
Mesa nº 68, de 1997, e seu funcionamento foi disciplinado pela Resolução nº 33, de 
1999, que introduziu os arts. 212 e 213 no Regimento da Casa. 
No âmbito do GTCL, foi proposto o Projeto de Lei nº 4.035, de 2008, de autoria 
do Deputado Arnaldo Jardim, que objetiva consolidar as leis do setor de energia 
elétrico brasileiro. 
O PL foi concebido a partir de material preparado pelo Dr. Vilson Daniel 
Christofari, engenheiro eletricista e advogado, e encaminhado ao relator por 
solicitação da ABCE – Associação Brasileira de Companhias de Energia Elétrica. 
Nos trabalhos de elaboração do PL, foram analisadas cerca de 250 normas, 
das quais 178 foram abrangidas pela proposta de consolidação então apresentada. À 
época, a aprovação dessa consolidação possibilitaria a revogação integral de 162 
normas federais e a revogação parcial de outras dezesseis. 
Submetido durante cerca de dois anos às análises dos parlamentares 
integrantes do GTCL, em 12 de maio de 2010, o PL foi aprovado por unanimidade, 
com emendas, conforme parecer do Deputado Bruno Araújo. 
Em 26 de maio de 2010, a proposição foi encaminhada para apreciação da 
Comissão de Constituição e Justiça e de Cidadania – CCJC, onde sua apreciação 
permanece pendente até a data de conclusão do presente trabalho. 
A Consultoria Legislativa da Câmara dos Deputados, mais especificamente os 
consultores da Área XII – Recursos Minerais, Hídricos e Energéticos, vem 
acompanhando a tramitação do PL desde a sua concepção. 
 
 
Objetivando possibilitar a apreciação de um texto pertinente e atualizado do 
Projeto de Lei nº 4.035, de 2008, desde sua aprovação no GT de Consolidação de 
Leis, em 2010, quando fosse do interesse dos integrantes da CCJC, foi dedicado, 
anualmente, tempo significativo de trabalho na Consultoria Legislativa da Câmara dos 
Deputados, a fim de atualizar o texto dessa proposição à luz das novas normas 
setoriais editadas a cada ano. 
Nessa linha de atuação, no início dos trabalhos, observou-se que, no período 
de tempo entre a apresentação do PL, a elaboração do parecer do relator e sua 
votação no GTCL, transcorreram cerca de dois anos, durante os quais foram 
estabelecidas novas políticas públicas no setor elétrico nacional, através da emissão 
das leis relacionadas a seguir, que não haviam sido consideradas no parecer do 
relator aprovado no GTCL. 
 Lei nº 11.943, de 28 de maio de 2009; 
 Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009; 
 Lei nº 12.212, de 20 de janeiro de 2010. 
Inicialmente, para considerar as modificações normativas que se sucederam 
ao PL nº 4.035/2008, aprovado pelo GTCL com as emendas oferecidas pelo relator, 
foi necessário produzir um texto do projeto de consolidação que incluísse as citadas 
emendas aprovadas no GTCL. Esse texto é a base do trabalho de atualização objeto 
do presente trabalho. 
Nesse trabalho de atualização da consolidação das leis do setor de energia 
elétrico, a partir do PL nº 4.035, de 2008, foram consideradas as 20 normas 
relacionadas a seguir: 
 Lei nº 11.943, de 28 de maio de 2009 (MP 450/2008); 
 Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009 (MP 466/2009); 
 Lei nº 12.212, de 20 de janeiro de 2010; 
 Lei nº 12.375, de 30 de dezembro de 2010 (MP 499/2010); 
 Lei nº 12.385, de 3 de março de 2011 (MP 501/2010); 
 
 
 Lei nº 12.431, de 24 de junho de 2011 (MP 517/2010); 
 Lei nº 12.688, de 18 de julho de 2012 (MP 559/2012); 
 Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013 (MP 579/2012); 
 Lei nº 12.839, de 9 de julho de 2013 (MP 609/2013); 
 Lei nº 12.858, de 9 de setembro de 2013; 
 Lei nº 12.873, de 24 de outubro de 2013 (MP 619/2013); 
 Lei nº 13.097, de 19 de janeiro de 2015 (MP 656/2014); 
 Lei nº 13.169, de 6 de outubro de 2015 (MP 675/2015); 
 Lei nº 13.173, de 21 de outubro de 2015 (MP 679/2015); 
 Lei nº 13.182, de 3 de novembro de 2015 (MP 677/2015); 
 Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015 (MP 688/2015); 
 Lei nº 13.280, de 3 de maio de 2016; 
 Lei nº 13.299, de 21 de junho de 2016 (MP 706/2015); 
 Lei nº 13.303, de 30 de junho de 2016; e 
 Lei nº 13.360, de 17 de novembro de 2016 (MP 735/2016). 
Impende observar, na lista acima, o elevado número de alterações na 
legislação do setor elétrico brasileiro realizadas por meio da edição de medidas 
provisórias, que têm reduzido prazo de tramitação, o que certamente dificulta o 
adequado exame das alterações legais pelo Congresso Nacional. 
A Lei nº 13.081, de 2 de janeiro de 2015, que dispõe sobre a construção e a 
operação de eclusas ou de outros dispositivos de transposição hidroviária de níveis 
em vias navegáveis e potencialmente navegáveis, altera as Leis nos 9.074, de 7 de 
julho de 1995, 9.984, de 17 de julho de 2000, 10.233, de 5 de junho de 2001, e 12.712, 
de 30 de agosto de 2012, e dá outras providências, foi considerada para fins da 
elaboração do presente trabalho, porém nenhum de seus dispositivos foi incluído no 
 
 
PL de consolidação das leis do setor de energia elétrica nacional, por considerarmos 
que a construção de eclusas é tema afeto ao setor de transportes e não ao setor de 
energia elétrica. 
No desenvolvimento da atualização da consolidação das leis do setor de 
energia elétrica objeto do presente trabalho, para cada uma das vinte normas 
utilizadas, produziu-se uma planilha, que se encontra anexa, com o texto da lei e a 
especificação de quais dispositivos foram considerados na consolidação e em que 
dispositivos da consolidação eles foram considerados. 
 
Seção 4.3: Novas leis regulamentam o setor elétrico 
Principais tópicos da Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004, que dispõe 
sobre a comercialização de energia elétrica. 
A citada Lei estabelece as regras para a comercialização de energia elétrica 
entre concessionários, permissionários e autorizados de serviços e instalações de 
energia elétrica, bem como destes com seus consumidores e altera Leis anteriores 
pertinentes a área. 
As concessionárias, as permissionárias e as autorizadas de serviço público de 
distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN deverão garantir 
o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada, por meio 
de licitação, conforme regulamento. 
O Poder Concedente homologará a quantidade de energia elétrica a ser 
contratada para o atendimento de todas as necessidades do mercado nacional, bem 
como a relação dos novos empreendimentos de geração que integrarão, a título de 
referência, o processo licitatório de contratação de energia. 
Fica autorizada a criação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica 
CCEE, pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, sob autorização do 
Poder Concedente e regulação e fiscalização pela Agência Nacional de Energia 
Elétrica -ANEEL, com a finalidade de viabilizar a comercialização de energia elétrica 
de que trata esta Lei. 
A CCEE sucederá ao Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE, criado na 
forma da Lei nº 10.433, de 24 de abril de 2002, cabendo-lhe adotar todas as medidas 
necessárias para dar cumprimento ao disposto nesta Lei. 
 
 
Fica autorizada a constituição, no âmbito do Poder Executivo e sob 
sua coordenação direta, do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE, com 
a função precípua de acompanhar e avaliar permanentemente a continuidade e a 
segurança dosuprimento eletro-energético em todo o território nacional. 
Conforme disciplina a ser emitida pela ANEEL, as concessionárias de 
distribuição deverão incorporar a seus patrimônios as redes particulares que não 
dispuseremde ato autorizativo do Poder Concedente até 31 de dezembro de 2005 
ou, mesmo dispondo, desde que exista interesse das partes em que sejam 
transferidas. 
As concessionárias e autorizadas de geração poderão, mediante autorização 
e regulamentação do Poder Concedente, realizar operações de compra e venda de 
energia elétrica para entrega futura. 
Os atuais contratos de comercialização de energia elétrica celebrados 
pelas concessionárias, permissionárias e autorizadas de distribuição já registrados, 
homologados ou aprovados pela ANEEL não poderão ser objeto de aditamento para 
prorrogação de prazo ou aumento das quantidades ou preços contratados após a 
publicação desta Lei, ressalvado o disposto no art. 27 da Lei nº 10.438, de 26 de abril 
de 2002. 
Ocorrendo a decretação de racionamento de energia elétrica pelo 
Poder Concedente em uma região, todos os contratos por quantidade de energia do 
ambiente de contratação regulada, registrados na CCEE, cujos compradores estejam 
localizados nessa região, deverão ter seus volumes ajustados na mesma proporção 
da redução de consumo verificado. 
Os contratos de fornecimento de energia elétrica de concessionárias geradoras 
de serviço público, inclusive as sob controle federal, com consumidores finais, 
vigentes em 26 de agosto de 2002, poderão ser aditados para vigorarem até 31 de 
dezembro de 2010, observado o disposto no art. 3º da Lei n o 10.604, de 17 de 
dezembro de 2002. 
As concessionárias ou autorizadas de geração sob controle federal ou estadual 
poderão, mediante oferta pública, celebrar contratos de compra e venda de energia 
elétrica pelo prazo de 10 (dez) anos, prorrogáveis 1 (uma) única vez, por igual período, 
para atendimento à expansão da demanda de consumidores existentes e o 
 
 
atendimento a novos consumidores, ambos com carga individual igual ou superior a 
50.000 kW (cinquenta mil quilowatts). 
Principais alterações da Lei nº 5.655, de 20 de maio de 1971 
Ao Ministério de Minas e Energia MME serão destinados 3% (três por cento) 
dos recursos da Reserva Global de Reversão - RGR para custear os estudos e 
pesquisas de planejamento da expansão do sistema energético, bem como os de 
inventário e de viabilidade necessários ao aproveitamento dos potenciais 
hidroelétricos. 
Fica estendido a todos os concessionários distribuidores o rateio do custo de 
consumo de combustíveis, incluindo o de biodiesel, para geração de energia elétrica 
nos sistemas isolados. 
Principais alterações da Lei nº 8.631, de 4 de março de 1993 
As concessões de geração de energia elétrica anteriores a 11 de dezembro de 
2003 terão o prazo necessário à amortização dos investimentos, limitado a 35 (trinta 
e cinco) anos, contado da data de assinatura do imprescindível contrato, podendo ser 
prorrogado por até 20 (vinte) anos, a critério do Poder Concedente, observadas as 
condições estabelecidas nos contratos. 
As concessionárias, as permissionárias e as autorizadas de serviço público de 
distribuição de energia elétrica que atuem no Sistema Interligado Nacional - SIN não 
poderão desenvolver atividades de geração e de transmissão de energia elétrica, de 
geração de energia elétrica, exceto às unidades consumidoras localizadas na área de 
concessão ou permissão da empresa distribuidora, de participação em outras 
sociedades de forma direta ou indireta. 
Não se aplica o disposto acima às concessionárias, permissionárias e 
autorizadas de distribuição no atendimento a sistemas elétricos isolados, no 
atendimento ao seu mercado próprio, na captação, aplicação ou empréstimo de 
recursos financeiros destinados ao próprio agente ou a sociedade coligada, 
controlada, controladora ou vinculada à controladora comum, desde que destinados 
ao serviço público de energia elétrica, mediante anuência prévia da ANEEL. 
As concessionárias e as autorizadas de geração de energia elétrica que atuem 
no Sistema Interligado Nacional - SIN não poderão ser coligadas ou controladoras de 
sociedades que desenvolvam atividades de distribuição de energia elétrica no SIN. 
 
 
As concessões de geração de energia elétrica, contratadas a partir da Medida 
Provisória nº 144, de 11 de dezembro de 2003, terão o prazo necessário à 
amortização dos investimentos, limitado a 35 (trinta e cinco) anos, contado da data de 
assinatura do imprescindível contrato. 
O produtor independente de energia elétrica estará sujeito às regras de 
comercialização regulada ou livre, atendido ao disposto nesta Lei, na legislação em 
vigor e no contrato de concessão ou no ato de autorização. 
Os consumidores que não tiverem cláusulas de tempo determinado em seus 
contratos de fornecimento só poderão exercer a opção de que trata este artigo de 
acordo com prazos, formas e condições fixados em regulamentação específica, sendo 
que nenhum prazo poderá exceder a 36 (trinta e seis) meses, contado a partir da data 
de manifestação. 
O consumidor que exercer a opção prevista neste artigo e no art. 16 desta Lei 
deverá garantir o atendimento à totalidade de sua carga, mediante contratação, com 
um ou mais fornecedores, sujeito a penalidade pelo descumprimento dessa 
obrigação, observado o disposto no art. 3º, inciso X, da Lei nº 9.427, de 26 de 
dezembro de 1996. 
Os consumidores que exercerem a opção prevista neste artigo e no art. 16 
desta Lei poderão retornar à condição de consumidor atendido mediante tarifa 
regulada, garantidaa continuidade da prestação dos serviços, nos termos da lei e da 
regulamentação, desde que informem à concessionária, à permissionária ou à 
autorizada de distribuição local, com antecedência mínima de 5 (cinco) anos. 
Até 31 de dezembro de 2009, respeitados os contratos vigentes, será facultada 
aos consumidores que pretendam utilizar, em suas unidades industriais, energia 
elétrica produzida por geração própria, em regime de autoprodução ou produção 
independente, a redução da demanda e da energia contratadas ou a substituição dos 
contratos de fornecimento por contratos de uso dos sistemas elétricos, mediante 
notificação à concessionária de distribuição ou geração, com antecedência mínima de 
180 (cento e oitenta) dias. 
As instalações de transmissão componentes da rede básica do Sistema 
Interligado Nacional - SIN serão objeto de concessão mediante licitação e funcionarão 
na modalidade de instalações integradas aos sistemas com regras operativas 
 
 
aprovadas pela ANEEL, de forma a assegurar a otimização dos recursos 
eletroenergéticos existentes ou futuros. 
Principais alterações da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996 
Além das atribuições previstas e de outras incumbências expressamente 
previstas em lei, compete à ANEEL: 
 promover, mediante delegação, com base no plano de outorgas e diretrizes 
aprovadas pelo Poder Concedente, os procedimentos licitatórios para a 
contratação de concessionárias e permissionárias de serviço público para 
produção, transmissão e distribuição de energia elétrica e para a outorga de 
concessão para aproveitamento de potenciais hidráulicos; 
 gerir os contratos de concessão ou de permissão de serviços públicos de 
energia elétrica, de concessão de uso de bem público, bem como fiscalizar, 
diretamente ou mediante convênios com órgãos estaduais, as concessões, 
as permissões e a prestação dos serviços de energia elétrica; 
 estabelecer tarifas para o suprimento de energia elétrica realizado às 
concessionárias e permissionárias de distribuição, inclusive às 
Cooperativas de Eletrificação Rural enquadradas como permissionárias, 
cujos mercados próprios sejam inferiores a 500 quinhentos) GWh/ano, e 
tarifas de fornecimento às Cooperativas autorizadas,considerando 
parâmetros técnicos, econômicos, operacionais e a estrutura dos mercados 
atendidos; 
 aprovar as regras e os procedimentos de comercialização de energia 
elétrica contratada de formas regulada e livre; 
 promover processos licitatórios para atendimento às necessidades domercado; 
 homologar as receitas dos agentes de geração na contratação regulada e 
tarifas a serem pagas pelas concessionárias, permissionárias ou 
autorizadas de distribuição de energia elétrica, observados os resultados 
dos processos licitatórios referidos no inciso XV do caput deste artigo; 
 estabelecer mecanismos de regulação e fiscalização para garantir o 
atendimento à totalidade do mercado de cada agente de distribuição e de 
comercialização de energia elétrica, bem como à carga dos consumidores 
 
 
que tenham exercido a opção prevista nos arts. 15 e 16 da Lei nº 9.074, de 
7 de julho de 1995; 
 definir as tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição; 
 regular o serviço concedido, permitido e autorizado e fiscalizar 
permanentemente sua prestação. 
Além das competências previstas, aplicáveis aos serviços de energia elétrica, 
compete ao Poder Concedente: 
 elaborar o plano de outorgas, definir as diretrizes para os procedimentos 
licitatórios e promover as licitações destinadas à contratação de 
concessionários de serviço público para produção, transmissão e 
distribuição de energia elétrica e para a outorga de concessão para 
aproveitamento de potenciais hidráulicos; 
 celebrar os contratos de concessão ou de permissão de serviços públicos 
de energia elétrica, de concessão de uso de bem público e expedir atos 
autorizativos. 
Principais alterações da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998 
As atividades de coordenação e controle da operação da geração e da 
transmissão de energia elétrica, integrantes do Sistema Interligado Nacional - SIN, 
serão executadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS, pessoa jurídica 
de direito privado, sem fins lucrativos, mediante autorização do Poder Concedente, 
fiscalizado e regulado pela ANEEL, a ser integrado por titulares de concessão, 
permissão ou autorização e consumidores que tenham exercido a opção prevista nos 
arts. 15 e 16 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, e que sejam conectados à rede 
básica. 
Sem prejuízo de outras funções que lhe forem atribuídas pelo Poder 
Concedente, constituirão atribuições do ONS: 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; propor regras para a operação das instalações de transmissão da rede 
básica do SIN, a serem aprovadas pela ANEEL. 
Principais alterações da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 
 
 
As concessionárias e autorizadas de geração sob controle federal, estadual e 
municipal poderão comercializar energia elétrica na forma prevista nos arts. 1º e 2º da 
Medida Provisória nº 144, de 11 de dezembro de 2003. 
 
Seção 4.4: A regulamentação da qualidade de energia elétrica no Brasil 
A qualidade de energia elétrica (QEE) de um sistema pode ser definida como 
ter uma tensão similar a uma forma de onda de uma senoide pura com a amplitude 
definida. O conceito de qualidade de energia se estendeu em aplicações industriais 
devido ao crescimento do número de equipamentos eletrônicos altamente sensíveis. 
Atualmente, os problemas de qualidade de energia estão crescendo devido a fatores 
como a poluição das redes com o tempo [Agalar and Kaplan, 2018]. 
Com o crescimento dos problemas com qualidade de energia, principalmente 
no meio industrial, os limites dos indicadores de qualidade devem ser regulamentados. 
No Brasil, estes indicadores e seus limites são padronizados pelo PRODIST. 
PRODIST 
Os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico 
Nacional são documentos elaborados pela ANEEL, com a participação dos agentes 
de distribuição e de outras entidades e associações do Setor Elétrico Nacional, que 
normatizam e padronizam as atividades técnicas relacionadas ao funcionamento e 
desempenho dos sistemas de distribuição de energia elétrica. Os principais objetivos 
do PRODIST são: 
 Garantir que os sistemas de distribuição operem com segurança, eficiência, 
qualidade e confiabilidade; 
 Propiciar o acesso aos sistemas de distribuição, assegurando tratamento 
não discriminatório entre agentes; 
 Disciplinar os procedimentos técnicos para as atividades relacionadas ao 
planejamento da expansão, à operação dos sistemas de distribuição, à 
medição e à qualidade da energia elétrica; 
 Estabelecer requisitos para os intercâmbios de informações entre os 
agentes setoriais; 
 Assegurar o fluxo de informações adequadas à ANEEL; 
 
 
 Disciplinar os requisitos técnicos na interface com a Rede Básica, 
complementando de forma harmônica os Procedimentos de Rede. 
Em relação à qualidade de energia, o módulo 8 define a terminologia e os 
indicadores, caracteriza os fenômenos, estabelece os limites ou valores de referência, 
a metodologia de medição, a gestão das reclamações relativas à conformidade de 
tensão em regime permanente e às perturbações na forma de onda de tensão e os 
estudos específicos de qualidade da energia elétrica para fins de acesso aos sistemas 
de distribuição [ANEEL, 2016]. 
Estes indicadores podem ser melhor entendidos da forma abaixo: 
Variação de tensão em regime permanente – DRP e DRC 
Este indicador é definido pela variação percentual da amplitude da senoide da 
tensão por um tempo maior que três minutos. O documento estabelece os limites 
percentuais adequados, precários e críticos para os níveis de tensão em regime 
permanente, os critérios de medição e de registro e os prazos. 
Qualidade de energia – DRP e DRC 
Para compensação ao consumidor, caso as medições de tensão excedam os 
limites dos indicadores, estes sendo DRP – índice de duração relativa da transgressão 
para tensão precária igual a 3% e DRC – índice de duração relativa da transgressão 
para tensão crítica igual 0,5% [ANEEL, 2018]. 
Desequilíbrio de tensão – FD 
O desequilíbrio de tensão é o fenômeno caracterizado por qualquer diferença 
verificada nas amplitudes entre as três tensões de fase de um determinado sistema 
trifásico, e/ou na defasagem elétrica de 120° entre as tensões de fase do mesmo 
sistema. O indicador levado em conta para a regulamentação é o percentil 95% do 
Fator de Desequilíbrio de Tensão, FD95%, que tem como limites 3%, para tensão 
nominal menor ou igual a 1kV e 2% para tensões nominais entre 1kV e 230kV [ANEEL, 
2018]. O percentil é uma medida usada em estatística que indica o valor em que a 
porcentagem em questão dos dados avaliados se encaixa. No caso dos indicadores 
de qualidade de energia, o percentil 95% do indicador define o valor em que 95% dos 
indicadores calculados estarão abaixo. 
Flutuação de tensão – PST e PLT 
A flutuação de tensão é um fenômeno caracterizado pela variação aleatória, 
repetitiva ou esporádica do valor eficaz ou de pico da tensão instantânea. A 
 
 
determinação da qualidade da tensão do sistema de distribuição quanto à flutuação 
de tensão tem por objetivo avaliar o incômodo provocado pelo efeito da cintilação 
luminosa no consumidor, que tenha em sua unidade consumidora pontos de 
iluminação alimentados em baixa tensão. 
Os indicadores levados em conta para a regulamentação são os percentis 95% 
do PST – Severidade de Flutuação de Tensão de Curta Duração e PLT – Severidade 
de Flutuação de Tensão de Longa Duração. Os limites destes indicadores também 
variam com a tensão nominal da subestação medida, indo de 1 a 2pu [ANEEL, 2018]. 
Variações de tensão de curta duração – FI 
Variações de tensão de curta duração (VTCD) são desvios significativos na 
amplitude do valor eficaz da tensão durante um intervalo de tempo inferior a três 
minutos. Para se obter o indicador FI – Fator de Impacto, levado em conta para a 
regulamentação, estes eventos de VTCD são segregados por tempo e magnitude, 
sendo que cada segregação tem seu fator de ponderação de 
sensibilidade(multiplicador), depois é feita uma média ponderado destes dados, que 
dácomo resultado o indicador FI, que tem como limite o valor 1pu [ANEEL, 2018]. 
Distorções Harmônicas – DTT 
As distorções harmônicas são fenômenos associados a deformações nas 
formas de onda das tensões e correntes em relação à onda senoidal da frequência 
fundamental. Os indicadores levados em conta para a regulamentação são os 
percentis 95% das Distorções Harmônicas Totais para os harmônicos de ordem par 
não múltiplos de 3, ímpar não múltiplos de 3 e harmônicos múltiplos de 3, 
respectivamente DTTP 95%, DTTi 95% e DTT3 95%. Seus limites dependem da faixa 
de tensão nominal referente [ANEEL, 2018]. 
 
Seção 4.5: Projeto de lei para regular distribuição de energia atende a 
mercado em expansão, mas não ajuda a resolver crise energética 
Está em discussão na Câmara dos Deputados, e pode ser votado a qualquer 
momento, o Projeto de Lei 5829/19, (PL 5829/29) também conhecido como marco 
legal da geração distribuída. O texto, de autoria do Deputado Silas Câmara 
(Republicanos – AM), tem como objetivo regulamentar a geração de energia elétrica 
por mini e micro produtores, que no Brasil é feita majoritariamente através do uso da 
 
 
energia solar. Para Dionízio Paschoareli, que pesquisa as áreas de geração 
distribuída e fontes renováveis de energia, a discussão sobre o projeto de lei é 
importante para chamar a atenção sobre uma modalidade de geração de energia 
emergente e limpa, mas sua eventual aprovação não irá promover a diversificação da 
matriz energética brasileira em um curto prazo. A principal serventia da nova 
legislação será a de orientar um mercado em franca expansão. 
A geração distribuída é aquela energia gerada junto ou próximo ao consumidor, 
independentemente do tipo de tecnologia aplicada. A mais conhecida é a energia 
solar, comumente gerada a partir de placas fotovoltaicas. Essas modalidades de 
geração de energia vem ganhando espaço entre consumidores, com destaque para 
os micro (até 75 kW) e minigeradores (5 MW). Eles são chamados de “prosumidores”, 
e estão no centro do debate em Brasília. 
Atualmente, este setor é regulado apenas por uma resolução da Agência 
Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Em seu parecer, o relator do projeto de lei, o 
deputado Lafayette de Andrada, destaca que o texto deve trazer segurança jurídica, 
clareza e previsibilidade para um setor em crescimento e responsável pela criação de 
74 mil empregos em 2020, e que deve promover investimentos da ordem de R$ 16,7 
bilhões em 2021. O relator ressalta ainda a capacidade da geração distribuída em 
“ajuda a aliviar a operação da matriz elétrica nacional com economia da água dos 
reservatórios das hidrelétricas, com a redução do uso das termelétricas, (mais caras 
e poluentes)”. 
Pasquarelli, que é professor do Departamento de Engenharia Elétrica da 
Faculdade de Engenharia do câmpus da Unesp em Ilha Solteira, enxerga como 
positivo o debate sobre o PL 5829/29, pois joga luz no tema do uso de fontes de 
energia limpas e na diversificação da matriz energética. Essa discussão ganha 
especial importância em um momento em que a crise hídrica e a redução da vazão 
dos reservatórios irão obrigar o Brasil a acionar usinas termelétricas, que em geral 
funcionam a base de combustíveis fósseis e produzem uma energia mais cara do que 
a hidráulica. 
“Infelizmente, a geração distribuída não vai ajudar a resolver o problema 
energético em um curto prazo. Ele é o marco regulatório de mercado, e discute 
principalmente incentivos para que concessionárias e pequenos produtores de 
energia tenham algum estímulo para investir no setor”, explica. 
 
 
Mercado em rápido crescimento 
De fato, este mercado vem crescendo substancialmente ano a ano. Segundo 
dados da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), em 2017 a 
geração distribuída por energia solar tinha 197 MW de potência instalada no país. Em 
2021, este número cresceu para 6.024 MW. Ainda segundo a entidade, a fonte solar 
fotovoltaica representa 99,9% das instalações de micro e minigeração distribuída, 
englobando desde painéis instalados nos tetos de residências e galpões até usinas 
de médio porte. 
Entre os estímulos citados pelo docente de Ilha Solteira está o sistema de 
compensação, atualmente em uso, em que a energia gerada por uma residência é 
devolvida ao sistema e pode ser distribuída através deste para outros usuários. 
O sistema elétrico centralizado funciona como uma caixa d’água em que 
mangueiras abastecem o sistema e torneiras drenam a água. Neste sentido, estes 
pequenos geradores, além da torneira em que recebem a energia, possuem também 
uma mangueira em que abastecem o sistema com a energias produzida pelos seus 
painéis solares. 
Hoje, os pequenos produtores têm direito a um crédito, com validade de cinco 
anos, relativo à energia que devolveram para o sistema, que pode ser abatido na 
fatura da conta. Este instrumento é polêmico, e tornou-se um dos principais temas em 
debate na Câmara porque, embora represente um importante incentivo à micro e 
minigeração distribuída, não considera o custo da estrutura de transmissão instalada. 
O texto em vias de ser colocado em votação na Câmara pretende mudar este 
benefício. Sistemas que já estejam em funcionamento ou que solicitarem acesso na 
rede de distribuição de energia elétrica a partir de 12 meses após a data de publicação 
da lei, irão manter esse benefício por 26 anos, dentro do conceito de direito adquirido. 
Os demais prosumidores terão essa taxa cobrada progressivamente ao longo dos dez 
anos seguintes. 
“Mesmo que a pessoa tenha um sistema fotovoltaico na sua casa, ela sempre 
estará conectada à rede. Quando não há Sol, e o usuário não puder gerar a própria 
eletricidade, o sistema oferece energia necessária, e o usuário não está pagando à 
concessionária por essa conexão. O ônus dessa infraestrutura vai acabar sendo 
repassado aos demais consumidores, principalmente os mais pobres que não podem 
pagar um sistema fotovoltaico”, aponta o professor da Unesp. “A gente não pode 
 
 
esquecer que o imposto é um bem comum. Se o Estado abre mão de impostos, ele 
abre mão de recursos e vai precisar compensar de alguma forma”. 
O argumento da sustentabilidade 
Um argumento a favor da manutenção do sistema de compensação é que a 
própria economia proporcionada pelo consumo de uma energia cuja geração é mais 
barata do que o acionamento das usinas termelétricas, somada aos benefícios 
ambientais inerentes da matriz solar, que não gera gases de efeito estufa, 
compensariam os recursos “perdidos” com a renúncia a taxar o uso da rede. Segundo 
o professor da Unesp, é fato que a geração distribuída fotovoltaica pode promover 
benefícios ambientais, mas é necessário fazer uma análise mais detalhada de seus 
impactos ambientais e econômicos para afirmar com precisão que eles compensariam 
as cobranças. 
Quanto à vantagem em relação ao custo das usinas termelétricas, Dionízio 
lembra que o preço da energia para o consumidor depende de vários fatores, entre 
eles a oferta no leilão de energia. Embora possa haver um menor custo na produção, 
isto não necessariamente se materializa no preço final ao consumidor, que vai 
depender das condições de mercado. Ainda assim, o aumento na participação das 
fontes fotovoltaicas na matriz energética pode fazer com que esses valores sejam 
reduzidos, à medida que elas passarem a ser importantes na matriz energética. 
Outro ponto do PL 5829/29 que merece atenção é a diferença de grandezas 
que estão sendo incluídas sob um mesmo texto de lei. Se a microgeração contempla 
“prosumidores” de até 75 kW, a definição de minigeradores abarca sistemas de até 5 
MW, uma escala quase mil vezes maior. Para as distribuidoras, um cenário com maior 
número de minigeradores (até 5 MW) pode ser interessante para as distribuidoras, 
uma vez que a geração estável e mais próxima do consumidor tende a gerar economia 
com a perda no transporte deenergia e com a redução de investimentos em 
transmissão. Já em um ambiente em que prevaleçam microgeradores de 5 a 10kW a 
distribuidora não teria a mesma previsibilidade e estabilidade no fornecimento de 
energia, o que pode afetar a operacionalidade do sistema. 
“Quando a geração pequena se dissemina muito, os proprietários podem falhar 
na manutenção por diversos motivos, e o sistema não irá contar com aquela energia. 
Já no caso de um consumidor grande, a empresa irá firma um contrato e cobrar a 
operacionalidade com geração consistente”, explica. Retomando a analogia da caixa 
 
 
d’água, o receio é que as “micromangueiras” não ofereçam a mesma previsibilidade 
e estabilidade, o que pode prejudicar o sistema como um todo. 
Por hora, esta possibilidade mais problemática parece ainda distante da 
realidade brasileira. Em setembro de 2020 o país bateu o recorde de oferta de energia 
elétrica a partir de fontes solares fotovoltaicas (seja centralizada ou distribuída). 
Porém, apesar da marca histórica, esta matriz ainda representa apenas 1,4% de toda 
a energia ofertada no Brasil. Para Paschoareli, qualquer que venha a ser a decisão 
final em Brasília quanto ao PL 5829/29, o debate provavelmente será retomado 
quando a energia gerada pelos prosumidores atingir um montante significativo na 
matriz brasileira. “Nesse momento, a geração distribuída solar ainda é muito incipiente 
no país. As resoluções da Aneel têm menos de 10 anos, o que não é nada para o 
sistema elétrico. Ainda estamos colocando o sistema em funcionamento e este debate 
é parte do processo”. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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TANURE, J.E.P.S; HASSIN, E.S.; FILHO, A.S.. Evolução dos Indicadores. 2016com supervisão 
realizada pela EPE. 
Outro ponto importante a ser destacado é a criação do Sistema de 
Acompanhamento de Medições Anemométricas (AMA), que consiste em um aplicativo 
para computadores. Esse aplicativo tem como objetivo realizar o registro das 
medições anemométricas e climatológicas fornecidas pelos parques eólicos que 
ganham os leilões de energia elétrica, tanto os de compra quanto os de venda. 
Esses leilões são promovidos, de forma geral, pelo Governo Federal, por meio 
do Ministério de Minas e Energia. As medições consistem em uma grande fonte de 
dados para estudos sobre a energia eólica. Entretanto, não se resumem a isso. O 
Anuário Estatístico de Energia Elétrica e a Resenha Mensal de Energia Elétrica 
fornecem subsídios completos para o estudo do mercado. 
 
Seção 1.3: Situação atual com relação à produção e distribuição de 
energia elétrica 
Como vimos, a energia produzida no Brasil tem diversas fontes: hidrelétricas, 
termelétricas, usinas nucleares, usinas eólicas e solares etc. Entretanto, a principal 
fonte ainda é a energia obtida por meio das hidrelétricas, principalmente, devido à 
capacidade dessas usinas em gerar energia, além da quantidade de rios caudalosos 
que o Brasil apresenta. 
 
 
Além disso, esse tipo de usina geradora de energia dispõe de um amplo 
incentivo governamental, desde o Império, quando foi criado o primeiro complexo 
desse tipo. 
Impacto ambiental e geração de energia sustentável 
Maior usina do mundo em geração de energia, a Itaipu foi construída durante o 
regime militar e deixou milhares de ribeirinhos desabrigados, além de causar vários 
impactos à flora e fauna local. Dessa forma, urge que sejam debatidas novas soluções 
para a questão energética no Brasil, pois, apesar de a hidrelétrica produzir energia 
renovável, não pode ser considerada sustentável, porque ela afeta severamente o 
meio ambiente no qual é instalada. 
Nos últimos anos, o setor de energia elétrica tem se diversificado quanto à 
produção, sobretudo, em razão do avanço da tecnologia das fontes de energia 
renováveis, como a solar e eólica. Além do mais, a preocupação da sociedade em 
relação à sustentabilidade impulsionou esse começo de mudança de paradigma no 
nosso mercado de energia elétrico. 
As recentes mudanças nesse mercado 
Outro ponto que devemos destacar como protagonista da mudança no cenário 
elétrico nacional são as empresas e a política de energia elétrica nacional a partir da 
década de 1990. Com as mudanças estruturantes que ocorreram no mercado de 
energia elétrica, como a criação do Mercado Livre, aumentou-se a competitividade e 
eficiência do setor. 
Levantamentos recentes apontam que o Mercado Livre já corresponde a 30% 
da energia consumida no Brasil, por exemplo. 
A geração de energia é realizada nas usinas hidrelétricas e termelétricas de 
forma majoritária. Após isso, a energia é enviada até as distribuidoras, que têm 
autorização para realizar a intermediação dela até o consumidor final, cobrando uma 
taxa pelo serviço acrescido das condicionantes externas do mercado. Essas 
empresas podem ser públicas ou privadas, e costumam variar de acordo com cada 
estado. 
 
Seção 1.4: Como é gerada a energia elétrica 
Várias são as fontes que podem gerar energia para o nosso consumo. Entre 
elas, podemos citar a água, a lenha, o carvão, o petróleo, o ar e o sol. Dessa forma, 
 
 
as usinas geradoras de energia têm o papel de transformar a energia desses 
elementos em eletricidade, o que varia de acordo com cada fonte. Como a maior parte 
da energia no Brasil é produzida por hidrelétricas, usaremos esse exemplo. 
Nas hidrelétricas, a força da água do rio é utilizada no processo de geração. A 
usina é construída em um rio e, assim, quanto maior a sua vazão, mais eficiente será 
a usina. Após a construção do complexo, forma-se um lago, que, junto com a 
barragem, casa de força, subestação elevadora e linhas de transmissão, forma a 
estrutura da hidrelétrica. 
A formação do lago, também chamada de reservatório, é uma das principais 
causas do alagamentos e danos ambientais, citados anteriormente como uma das 
críticas a esse tipo de geração de energia. Entretanto, falando de forma prática sobre 
o tema, esse lago é criado após a construção da barragem, que serve para reter a 
água do rio. 
Nessa barragem, é construído o desaguadouro da usina, que funciona como 
uma pequena abertura pela qual deve sair o excesso da água do reservatório em 
tempos de chuva. Para produzir energia, a água sai do reservatório e é conduzida 
com muita pressão para os tubos até as turbinas e geradores, que ficam localizados 
na casa de força. 
A pressão da água movimenta as pás, responsáveis por criar um campo 
magnético que produz eletricidade. Logo em seguida, para que a energia chegue às 
cidades, indústrias e ao campo, é necessário que seja aumentada a voltagem. Para 
isso, são utilizados os transformadores elevadores das subestações. 
A energia elétrica é transportada, então, por meio de linhas de transmissão. 
Contudo, para chegar até as residências, a tensão é rebaixada novamente nas 
subestações localizadas na cidade e chega até as residências por meio de redes de 
distribuições locais, com postes, cabos e transformadores. 
 
Seção 1.5: De que forma a energia elétrica é transmitida 
Estação geradora 
Como já falamos neste texto, a energia elétrica pode ser produzida a partir de 
diversas fontes, sendo as hidrelétricas as principais geradoras no Brasil. Dessa forma, 
 
 
o primeiro passo e protagonista da transmissão de energia elétrica são as 
hidrelétricas. 
Subestações de transmissão 
A energia produzida nas usinas sai direto para as estações de transmissão, em 
que passa por transformadores para aumentar a voltagem, operação necessária para 
que consiga chegar até a sociedade civil. Depois disso, a energia é conduzida para 
as cidades e indústrias por meio de linhas de alta tensão, que podem ser avistadas 
comumente nas estradas, por exemplo. 
Linhas de transmissão 
São torres altas de tensão que levam a energia elétrica por longas distâncias. 
Para reduzir as perdas de energia durante o caminho, ela é transmitida com uma 
grande voltagem. Por conta disso, as linhas de transmissão são áreas em que não é 
possível construir nenhum elemento, desde casas, comércios, indústrias ou praças. 
Subestações de distribuição 
A eletricidade passa pelos transformadores de tensão nas subestações para 
que tenha a sua potência diminuída e, assim, possa ser transmitida para as 
residências, comércios, escritórios e indústrias de pequeno porte. Só após esse 
procedimento, ela é enviada para a rede de distribuição. 
Fiação dos postes 
Após essa etapa, a energia passa para a fiação dos postes, em que é 
novamente submetida a uma diminuição da voltagem. Após o procedimento, passa 
pela fiação (subterrânea ou aérea), até chegar às residências, escritórios e comércios. 
Consumidor final 
Nos interruptores e tomadas de nossas casas, escritórios, ou comércios, a 
energia fica disponível para utilização no mesmo momento em que é acionada, 
tornando possível a utilização de equipamentos eletrônicos, iluminação, carregamento 
de aparelhos como celulares e notebook etc. 
 
Seção 1.6: Quem é responsável pela distribuição da energia elétrica 
A distribuição é realizada pelas empresas distribuidoras de energia elétrica, e 
elas podem ser públicas ou privadas. Assim como ocorre com a transmissão, a 
 
 
distribuição de energia é realizada por fios condutores, equipamentos de mediação, 
controle e proteção, além dos transformadores. 
O sistema de distribuição é bastante ramificado, amplo, dinâmico e complexo, 
pois precisa chegar a toda a população, que se encontra espalhada por todos os 
cantos desse país. Podemos destacar a composição da rede de destruição por meio 
das linhas de alta, média e baixa tensão. Dessa forma, a energia distribuída varia de 
acordo com a potênciaadequada. Podemos dividi-las em redes elétricas primárias e 
secundárias. 
Redes elétricas primárias 
Essas redes são de média tensão. Têm como objetivo distribuir a energia e 
também abastecer as grandes e médias empresas, além das indústrias, que, por 
demandarem maior quantidade de energia, têm prioridade no acesso à rede. 
Redes elétricas secundárias 
Essas redes de baixa tensão atendem principalmente os consumidores 
residenciais, escritórios, iluminação pública, e pequenos estabelecimentos 
comerciais. No país, existem cerca de 80 milhões de Unidades Consumidoras (UC), 
que nada mais são do que pontos de entrega de energia com medição individualizada, 
o que corresponde a um único usuário). 
A maior parte dessas unidades consumidoras, cerca de 85%, consiste em 
residências. Apesar disso, as indústrias são responsáveis por 35% por consumo de 
energia, o que se explica em razão do consumo de energia das máquinas industriais, 
como as caldeiras. 
O processo histórico de urbanização e industrialização norteou as redes de 
transmissão e distribuição do país, de forma que os maiores centros urbanos e regiões 
mais industrializadas apresentam maior consumo de energia elétrica. 
 
Seção 1.7: Como a energia elétrica é comercializada 
O comércio de energia elétrica se divide, basicamente, em dois setores: o 
Ambiente de Contratação Regulada e o Mercado de Curto Prazo. Falaremos 
brevemente sobre cada um deles a seguir. 
Ambiente de Contratação Regulada 
 
 
Os leilões são regulamentados e efetuados pela CCEE, cumprindo uma norma 
da ANEEL. Dessa forma, ocupa um papel fundamental no Ambiente de Contratação 
Regulada — ACR. 
Os compradores e investidores do ramo de energia, que participam dos leilões, 
formalizam a sua participação por meio de contratos registrados e acompanhados do 
ACR. Nos leilões definidos pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), os 
leilões são realizados de forma direta pela ANEEL. 
Os contratos estabelecidos têm uma regulação específica para aspectos como 
submercado de registro de contrato, vigência de suprimento e preço da energia. Eles 
são passiveis de alterações bilaterais dos agentes envolvidos, desde que isso seja 
feito de comum acordo. 
Entre os principais contatos existentes no mercado de energia elétrica, 
podemos citar: 
 Contratos de Geração Distribuída; 
 Contratos de Ajuste; 
 Contratos do Proinfa 
 Contratos de Itaipu; 
 CER; 
 Conuer; 
 CCEAR. 
Mercado de Curto Prazo 
Todos os contratos de compra e venda devem ser registrados no CCEE, 
independentemente se eles forem celebrados com aval do ACR ou CL. Esse órgão 
realiza a fiscalização constante da quantidade de energia consumida e produzida 
pelos agentes do setor. 
As diferenças encontradas, sejam elas negativas, sejam positivas, são 
contabilizadas para que, posteriormente, seja feita a liquidação financeira no Mercado 
de Curto Prazo. Além disso, ocorre a valorização no Preço de Liquidação das 
Diferenças (PLD). 
Desse modo, o Mercado de Curto Prazo pode ser definido como uma seção do 
CCEE, em que são contabilizadas as divergências entre os montantes de energia 
elétrica encontrados no setor pelos agentes e consumidores. Tendo isso em vista, a 
 
 
fiscalização serve para regular e verificar os valores atribuídos a cada um dos agentes. 
Vale ressaltar que, nesse mercado, não há contratos, mas contratação multilateral. 
 
Seção 1.8: Como esse mercado é fiscalizado e regulamentado 
Como falado anteriormente, o comércio de energia elétrico é regulamentado no 
país, ainda que no sistema de mercado livre. Em especial, as diretrizes são 
estabelecidas pelos órgãos regulamentadores, como a ANEEL e CCEE. Destacamos 
abaixo os principais itens que você deve conhecer sobre a regulação do setor: 
 Convenção de Comercialização de Energia Elétrica — Resolução 
Normativa nº 109/2004; 
 Regras de Comercialização; 
 Procedimentos de Comercialização; 
 Liquidação das operações de compra e venda — Resolução nº 552/2002; 
 Garantias financeiras e a efetivação de registros de contratos de compra e 
venda de energia elétrica — Resolução Normativa nº 622/2014; 
 Desligamento de agentes e impugnação de atos praticados na CCEE — 
Resolução Normativa nº 545/2013; 
 Controle dos contratos de comercialização de energia elétrica — 
Resolução Normativa nº 783/2017. 
Além disso, é importante que você compreenda o conceito de mercado livre de 
energia. Como o próprio nome sugere, é um setor da iniciativa privada, criado e 
regulamentado durante a década de 1990, que permite que investidores e 
consumidores participem ativamente da compra e venda de energia elétrica de forma 
direta, no Ambiente de Contratação Livre. 
O Ambiente de Contratação Regulada, também existente no nosso mercado de 
energia, ocorre quando os consumidores estão presos à compra de energia das 
concessionárias e distribuidoras, sem que haja a liberdade e concorrência entre 
empresas distintas. Dessa forma, quem opta pelo mercado livre de energia tem a 
possibilidade de comprar energia diretamente de empresas ou geradores 
comercializadores. 
Sendo assim, o mercado de energia elétrica é bastante complexo e dinâmico, 
com diversas variáveis interferindo em seu funcionamento. Entre elas, destacamos 
 
 
aqui no texto que a política, clima e até mesmo a economia interferem de alguma 
forma no comércio e produção da energia elétrica. 
O Brasil tem mais de 100 anos nesse mercado e a produção de energia 
acompanhou o processo de urbanização e industrialização no país, tendo se 
consolidado primeiro nos grandes centros urbanos do litoral e sudeste. 
Atualmente, a energia se faz presente em quase todo o território nacional, e é 
um importante instrumento de cidadania e inclusão social. Para participar do mercado 
de energia elétrica, seja na condição de investidor, seja como um consumidor, 
especialmente, para o caso de grandes empresas e indústrias, é necessário se inteirar 
sobre o assunto. 
Você viu ao longo deste texto as principais informações relevantes que deve 
levar em consideração para se tornar um especialista no mercado. Além disso, vale a 
pena entrar em contato com empresas renomadas e com experiência no setor do 
mercado de energia elétrica, caso queira gerir e organizar melhor os gastos dessa 
natureza na sua empresa ou indústria. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Unidade 2: Qualidade do Fornecimento de Energia 
Elétrica - Regulação da Qualidade 
 
Seção 2.1: Regulamentação vigente 
As condições gerais de fornecimento de energia elétrica são definidas pela 
ANEEL através da Resolução Normativa nº 414/2010 (ANEEL, 2010). Esta resolução 
define que a tarifa deve ser a mesma entre consumidores que se enquadrem na 
mesma categoria. Ou seja, consumidores da mesma classe de consumo, subgrupo 
de tensão, modalidade tarifária e modalidade de faturamento não podem ter tarifas 
diferentes entre si. 
Também de acordo com esta regulamentação, os investimentos em melhoria 
na qualidade do atendimento podem ser repassados à tarifa. Entretanto, esse repasse 
é limitado apenas aos investimentos necessários para atingir as metas de qualidade 
estabelecidas nas Revisões Tarifárias Periódicas, denominados por “investimentos 
prudentes”. Para o Regulador, os investimentos para melhoria nos indicadores de 
qualidade da energia acima das metas não podem ser repassados à tarifa. 
 
 
Esta resolução (ANEEL, 2010) estabelece, em seu artigo 42, a possibilidade de 
participação financeira dos consumidores no caso de solicitações de aumento de 
carga, por meio de um contrato específico, celebrado previamente entre a distribuidora 
e os consumidores interessados. Ressalta-se que a participação financeira do 
consumidor nas obras é a diferença positiva entre o seu custo e o encargo de 
responsabilidade da distribuidora, observando critérios de mínimo dimensionamentotécnico possível e menor custo global. 
O art. 43, §2º estabelece que: 
“Caso a distribuidora ou o interessado opte por realizar obras com dimensões 
maiores do que as necessárias para o atendimento ou que garantam níveis 
de qualidade de fornecimento superiores aos especificados na respectiva 
regulamentação, o custo adicional deverá ser arcado integralmente pelo 
optante, devendo ser discriminados e justificados os custos adicionais.” 
 
Dada a importância deste posicionamento regulatório, há a necessidade de um 
exame mais detalhado e minucioso do art. 43, desenvolvido em seguida. 
O art. 43 define que o encargo de responsabilidade da distribuidora, 
denominado ERD, é determinado pela seguinte equação: 
 
 
 
onde: 
MUSDERD é o montante de uso do sistema de distribuição a ser atendido ou acrescido 
para o cálculo 
do ERD, em quilowatt (kW); 
K é o fator de cálculo do ERD, definido pela seguinte equação: 
 
 
 
onde: 
TUSD Fio BFP é a parcela da TUSD no posto tarifário fora de ponta, composta pelos 
custos regulatórios decorrentes do uso dos ativos de propriedade da própria 
distribuidora, que remunera o investimento, o custo de operação e manutenção e a 
depreciação dos ativos, em Reais por quilowatt (R$/kW); 
 
 
α é a relação entre os custos de operação e manutenção, vinculados diretamente à 
prestação do serviço de distribuição de energia elétrica, como pessoal, material, 
serviços de terceiros e outras despesas, e os custos gerenciáveis totais da 
distribuidora (Parcela B), definidos na última Revisão Tarifária Periódica; e FRC é o 
fator de recuperação do capital que traz a valor presente a receita uniforme prevista, 
sendo obtido pela equação: 
 
 
 
onde: 
i = a taxa de retorno adequada de investimentos, definida pelo Custo Médio 
Ponderado do Capital (WACC), estabelecido na última Revisão Tarifária, acrescido da 
carga tributária, sendo obtido pela equação: 
 
 
n é o período de vida útil, em anos, associado à taxa de depreciação percentual anual 
“d” definida na última Revisão Tarifária, sendo obtido pela equação: 
 
 
 
 
 
Além disso, conforme o art. 44, II: 
“Art. 44. O interessado, individualmente ou em conjunto, e a Administração 
Pública Direta ou Indireta, são responsáveis pelo custeio das obras 
realizadas a seu pedido nos seguintes casos: 
(...) 
II – melhoria de qualidade ou continuidade do fornecimento em níveis 
superiores aos fixados pela ANEEL, ou em condições especiais não exigidas 
pelas disposições regulamentares vigentes, na mesma tensão do 
fornecimento ou com mudança de tensão, exceto nos casos de que trata o § 
1º do art. 13;” (ANEEL, 2010) 
 
Portanto, de acordo com a regulamentação em vigor, é da responsabilidade do 
consumidor, interessado em uma melhor qualidade de fornecimento da energia 
distribuída do que a estabelecida nas Resoluções Autorizativas da ANEEL, o custeio 
das obras de melhoria de qualidade ou continuidade do fornecimento em níveis 
 
 
superiores aos fixados, a partir de um prévio acordo com a distribuidora. Além disso, 
o art. 46 estabelece que: 
“Art. 46. A distribuidora, por solicitação expressa do consumidor, pode 
realizar obras com vistas a disponibilizar-lhe o remanejamento automático de 
sua carga em casos de contingência, proporcionando padrões de 
continuidade do fornecimento de energia elétrica superiores aos 
estabelecidos pela ANEEL, observando-se que: 
I – o uso adicional e imediato do sistema deve ser disponibilizado por meio 
da automatização de manobras em redes de distribuição ou ainda pela 
instalação de dispositivos de manobra da distribuidora dentro da propriedade 
do consumidor, desde que por este expressamente autorizado; 
II – o custo pelo uso adicional contratado, em montantes equivalentes aos 
valores contratados de demanda ou uso do sistema de distribuição, deve ser 
remunerado pelo consumidor mediante a aplicação, respectivamente, da 
tarifa de demanda ou TUSD nos postos tarifários correspondentes; 
III – é vedada a utilização exclusiva da rede, à exceção do trecho onde esteja 
conectada a carga a ser transferida 
IV – o investimento necessário à implementação do descrito no caput deve 
ser custeado integralmente pelo consumidor; 
V – a implementação condiciona-se ao atendimento dos padrões técnicos 
estabelecidos pela distribuidora e à viabilidade do sistema elétrico onde se 
localizar a unidade consumidora, sendo vedada quando incorrer em prejuízo 
ao fornecimento de outras unidades consumidoras; e 
VI – quando da implementação das condições previstas neste artigo, estas 
devem constar do contrato de uso do sistema de distribuição” (ANEEL, 2010) 
 
Desta forma, como se pode observar com base nos artigos acima citados, o 
Regulador determina uma atribuição clara de responsabilidades quanto aos custos 
associados a investimentos na rede, inclusive os que visam o aumento da qualidade 
para um consumidor específico. Portanto, a posição da ANEEL é a de que, para além 
dos limites de qualidade estabelecidos, a responsabilidade é do consumidor, podendo 
este efetuar acordos com a distribuidora para realização de investimentos que 
permitam melhores patamares de qualidade do que aqueles estabelecidos pela 
regulamentação em vigor. 
Caso contrário, os investimentos para atender interesses específicos seriam, 
posteriormente, repartidos entre diferentes usuários do sistema e muitos 
consumidores poderiam não estar de acordo com um maior pagamento ou não iriam 
se beneficiar pelo aumento da qualidade de fornecimento. Essa delimitação da 
responsabilidade da distribuidora faz-se necessária pela regulação para mitigar a 
existências de distorções nos preços pagos entre os usuários da rede. Trata-se, 
assim, da aplicação do Princípio da Isonomia. 
 
 
 
Seção 2.2: Indicadores de qualidade utilizados 
O conceito de qualidade do fornecimento de energia elétrica varia de acordo 
com o agente envolvido e com o uso que ele faz da eletricidade. De modo geral, e de 
acordo com Delgado (2002, p. 29), há duas categorias principais: 
i. Qualidade da onda (Power Quality): referente mais propriamente à 
qualidade do produto, dentro das especificações de frequência, tensão 
e ausência de distorções; e 
ii. Qualidade do serviço ou confiabilidade (Power Reliability): referente 
à disponibilidade do produto. 
No Brasil, os principais indicadores coletivos para determinação da qualidade 
do serviço de fornecimento de energia elétrica são: 
i. DEC: Duração Equivalente da Interrupção por Unidade Consumidora; e 
ii. FEC: Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora. 
Estes indicadores medem, respectivamente, o tempo e a frequência médias de 
interrupção de um grupo de consumidores em um dado período de tempo. Em geral, 
critérios são utilizados para excluir dos cálculos certos tipos de interrupções, tais 
como: 
i. Interrupção causada por motivo de força maior, como desastres 
naturais; e 
ii. Duração da interrupção menor do que três minutos. 
Uma outra forma de o Regulador atuar, essa menos comum, é através de 
exigências nos critérios de planejamento. Por exemplo, exigindo-se que determinado 
circuito tenha redundância N-2 ou N-3. 
Os indicadores DEC e FEC são de caráter coletivo, relacionando-se a toda uma 
região elétrica. Há, também, indicadores específicos para o consumidor individual, que 
devem ter um patamar mínimo atingido pela distribuidora, sob pena de ressarcimento 
ao consumidor atingido por insuficiência de qualidade. Os principais indicadores 
individuais, análogos ao DEC e ao FEC, são: 
i. DIC: Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou 
ponto de conexão; e 
ii. FIC: Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou 
por ponto de conexão. 
Outros indicadores utilizados no Brasil são: 
 
 
i. DMIC: Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade 
Consumidora ou por ponto de conexão; e 
ii. DICRI: Duração da Interrupção Individual em Dia Crítico por UnidadeConsumidora ou ponto de conexão. 
Os limites dos parâmetros de qualidade no qual as distribuidoras devem operar 
são definidos pelo Regulador nas Revisões Tarifárias Periódicas. Como resultado da 
Audiência Pública n° 33/2009 (ANEEL, 2009), a ANEEL promoveu uma redefinição 
dos indicadores individuais de qualidade, revogando resoluções específicas que 
estabeleciam limites diferenciados desses indicadores para diferentes áreas de 
concessão, passando a considerar um único limite para cada faixa estabelecida pela 
Agência, conforme pode ser observado no Anexo I, da Seção 8.2 do PRODIST 
(ANEEL, 2016). 
Caso as metas individuais sejam ultrapassadas, a distribuidora incorre em 
penalizações. Elas serão derivadas das eventuais transgressões das metas 
individuais das unidades consumidoras, definidas pelo percentual de ultrapassagem 
da meta multiplicado pelo encargo do uso do sistema de distribuição e por uma 
variável que se diferencia em relação ao nível de tensão no qual o consumidor se 
encontra. 
Os critérios adotados pelo Regulador para a definição desses limites passam 
também pela definição dos conjuntos de unidades consumidoras. Para tanto, são 
utilizadas informações sobre extensão das redes, energia consumida por classe, 
potência dos transformadores, quantidade de consumidores, entre outras 
informações. A partir da definição desses atributos físico-elétricos dos conjuntos de 
unidades consumidoras, são definidos limites de qualidade que apresentam uma 
trajetória decrescente com base nos valores estabelecidos pelas Resoluções 
Autorizativas da ANEEL. O propósito do estabelecimento de metas por conjuntos é 
possibilitar uma maior compatibilidade entre os limites de qualidade estabelecidos e 
os atributos físico-elétricos da localidade. Com base nos índices DEC e FEC, é 
publicado anualmente o “Indicador de Desempenho Global”, o qual permite a 
comparação entre o desempenho das diferentes distribuidoras do país. 
No âmbito internacional, observa-se a necessidade, em alguns países, de 
contabilizar as interrupções de curta duração que não são consideradas no cálculo do 
FEC. Um exemplo bastante elucidativo pode ser observado na Austrália, onde se 
 
 
adota o indicador MAIFI (Momentary Average Interruption Duration Index), mesmo que 
nem todos os estados possuam equipamentos capazes de aferi-lo 
(HESMONDHALGH et al., 2012). Esse indicador é particularmente importante para os 
consumidores industriais, pois interrupções de curta duração, as quais trazem poucos 
prejuízos aos consumidores residenciais, prejudicam os processos produtivos mais 
sensíveis, causando grandes transtornos e prejuízos às indústrias. 
No âmbito nacional, para a definição da meta de qualidade a ser alcançada 
pelas distribuidoras, utiliza-se um mecanismo de Regulação por Comparação, 
denominado yardstick competition, em que são selecionados conjuntos elétricos com 
características físico-elétricos semelhantes, tais como área, extensão da rede, energia 
consumida, número de unidades consumidoras, dentre outras que são definidas como 
relevantes pelo Regulador, no momento da determinação dos limites. A partir da 
delimitação dos conjuntos elétricos semelhantes, são estabelecidos patamares a 
serem alcançados, que consideram como meta os melhores índices observados 
dentre os conjuntos selecionados (ANEEL, 2016). 
As interrupções no fornecimento são eventos aleatórios que podem ter diversas 
causas, como curtos gerados por galhos, animais, vandalismo ou acidentes. A 
distribuidora deve investir para diminuir a probabilidade dessas ocorrências, questão 
essa ligada ao indicador FEC. Dada a ocorrência, a distribuidora deve realizar 
esforços para que a interrupção dure o menor tempo possível, o que se relaciona ao 
indicador DEC. Com o seu caráter estocástico, os custos associados à melhora 
desses índices são de difícil estimação. Além disso, esses custos não são passíveis 
de generalização, posto que estão ligados às especificidades de cada rede elétrica 
(i.e., fatores conjunturais ou estruturais, que muitas vezes não são capturados pela 
regulação, podem tornar determinada área inacessível para entrada das equipes de 
manutenção). 
Dessa forma, há uma dificuldade para saber se o investimento terá o resultado 
esperado em termos de diminuição de DEC e FEC. Por isso, mais do que definir os 
investimentos necessários ou metas ideais de qualidade, é importante que o 
Regulador defina trajetórias factíveis de melhora, que promovam um incentivo real 
para que as distribuidoras persigam, e nisso a ANEEL tem sido bem-sucedida, como 
será apresentado na próxima seção. 
 
 
 
Seção 2.3: Evolução dos indicadores de qualidade no Brasil 
Conforme pode ser observado nos Gráficos 1 e 2, o marco regulatório 
estabelecido para a questão da qualidade de fornecimento de energia elétrica tem 
obtido relativo êxito. 
Gráfico 1 – Evolução do Índice FEC: 1996-2016 
(Em n° de interrupções) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fonte: elaboração própria com base em dados da ANEEL (2017). 
 
Gráfico 2 – Evolução do Índice DEC: 1996-2016 
(Em horas) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fonte: elaboração própria com base em dados da ANEEL (2017). 
 
 
Nestes termos, os Gráficos 1 e 2 atestam que, entre 1996 e 2016, os índices 
FEC e DEC caíram, respectivamente, 60% e 39%, indicando que a regulação aplicada 
promoveu incentivos para as distribuidoras perseguirem as metas estabelecidas, o 
que está certamente ligado à sensibilidade dos modelos utilizados pela Agência 
quanto às diferentes características das redes de cada distribuidora. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Unidade 3: Qualidade do Fornecimento de Energia 
Elétrica - Perspectivas e Importância da Evolução da 
Qualidade 
 
Seção 3.1: Introdução 
O Setor Elétrico Brasileiro (SEB) atende a mais de 80 milhões de unidades 
consumidores, dos mais diversos tipos e perfis, através de 98 concessionárias e 
permissionárias de distribuição de energia elétrica (ANEEL, 2017a). Por ser um 
 
 
serviço essencial e cada vez mais fundamental na sociedade brasileira, é importante 
a contínua e permanente averiguação e controle de parâmetros técnicos da imensa e 
complexa rede de distribuição, que cobre a dimensão continental do Brasil. Assim, por 
se tratar de uma concessão pública em um segmento que apresenta uma estrutura 
de mercado de monopólio natural, o contrato de concessão das distribuidoras garante, 
por um lado, o equilíbrio econômico-financeiro, definindo, inclusive, as taxas de 
remuneração do capital regulatoriamente investido. Mas, por outro lado, exige como 
contrapartida níveis crescentes de qualidade e confiabilidade do serviço de 
distribuição da energia elétrica. 
A responsabilidade pelo controle da qualidade do serviço na distribuição é da 
Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a qual possui como uma de suas 
atribuições, segundo o art. 3º, XIX da Lei nº 9.427/1996, “regular o serviço concedido, 
permitido e autorizado, e fiscalizar permanentemente sua prestação” (BRASIL, 1996). 
Considerando o planejamento da expansão do sistema de distribuição, existe 
e persiste uma escolha entre o custo e a confiabilidade do serviço (Hesmondhalgh et 
al., 2012). Um sistema elétrico de distribuição com alto grau de confiabilidade requer 
níveis bastante elevados de investimento e manutenção, o que resulta em tarifas mais 
elevadas. Por outro lado, um sistema com poucos investimentos tenderá a ter menor 
qualidade, como, por exemplo, mais interrupções no fornecimento de energia, contudo 
com tarifas menores. Deste modo, o Regulador tem como função a estruturação de 
mecanismos que incentivem as distribuidoras a manterem a confiabilidade em um 
nível adequado e que, ao mesmo tempo, não onerem excessivamente o consumidor. 
Trata-se, assim, de um complexo e sensível desafio que afeta a totalidade das 
Agências Reguladoras no mundo, em especial as que atuam em paísesem 
desenvolvimento, com níveis de renda e de consumo de energia per capita baixos, 
como é o caso do Brasil. 
No entorno desta definição, merece ser destacado que o nível da qualidade da 
energia elétrica fornecida é uma questão importante e mesmo estratégica em termos 
de competitividade notadamente para a classe de consumidores industriais, a qual 
geralmente opera com processos produtivos contínuos. Esses processos são cada 
vez mais sensíveis a interrupções no fornecimento, mesmo que de curtas durações, 
e a variações de frequência e de tensão. Com a dinâmica evolutiva das atividades 
produtivas, em particular com o conceito de “Indústria 4.0” e “Internet das Coisas”, é 
 
 
cada vez mais comum que o consumidor industrial seja mais impactado do que as 
outras classes de consumidores frente à qualidade do fornecimento de energia 
elétrica. Para as indústrias, há uma tendência crescente de considerem e mesmo 
exigirem que a distribuidora aumente o nível de investimentos, de modo a diminuir a 
taxa de interrupções, para atender às suas necessidades de qualidade de 
fornecimento, independente do fato dos índices correntes de qualidade estarem de 
acordo com a regulamentação. 
Segundo a regulamentação atual vigente no Brasil, no caso dos níveis de 
tensão mais elevados, os limites dos indicadores de qualidade são mais rigorosos e 
as multas aplicadas às concessionárias são maiores. Portanto, as distribuidoras 
possuem um incentivo adicional para manter os índices de qualidade dessas unidades 
consumidoras atendidas em tensões elevadas dentro dos limites estabelecidos. 
Entretanto, não existem metas diferenciadas pelas classes de consumidores, mas sim 
pelas características físico-elétricas dos conjuntos elétricos sob os quais recaem 
esses índices. 
As responsabilidades da distribuidora com relação à manutenção de 
indicadores técnicos estão bem definidas pelas metas de qualidade atribuídas pelo 
Regulador, conforme a Resolução Normativa nº 414/2010. É importante ressaltar que 
a regulamentação vigente veda a discriminação de tarifas entre unidades 
consumidoras que se enquadram dentro da mesma classe de consumo, subgrupo de 
tensão, modalidade tarifária e modalidade de tarifação (ANEEL, 2010). Portanto, a 
regulamentação atual não permite que a distribuidora forneça, e cobre, por um serviço 
diferenciado para seus clientes. Prevalece, assim, o princípio da isonomia no marco 
regulatório. 
Nesse contexto, os parâmetros de qualidade estabelecidos buscam atender a 
critérios que consideram o custo-benefício dos consumidores em geral, como um todo. 
Caso determinados consumidores desejem uma maior qualidade na prestação do 
serviço, a regulamentação permite arranjos que garantem a melhoria da qualidade, 
através de acordos realizados entre as distribuidoras e estes consumidores, mas tais 
custos não poderão ser socializados. 
O presente texto de discussão constitui-se em um esforço do Grupo de Estudos 
do Setor Elétrico (GESEL) para analisar a atual regulamentação sobre a qualidade do 
fornecimento de energia elétrica, em especial no que se refere à repartição de custos, 
 
 
relativos ao aumento da qualidade, entre a distribuidora e as diferentes classes de 
consumidores. Ênfase será dada às oportunidades de inovações regulatórias que 
podem alterar a forma de tratar o problema da qualidade do fornecimento, 
especificamente para o segmento de consumidores a ela mais sensível, examinando, 
assim, as perspectivas futuras para a qualidade no setor, tanto pela ótica da tecnologia 
quanto pela ótica da possibilidade de novos arranjos regulatórios. 
A qualidade da energia é um tema importante, especialmente para 
consumidores industriais, tendo em vista que, de modo geral, as unidades produtivas 
da indústria necessitam, cada vez mais, que o fornecimento de energia elétrica tenha 
um alto nível de qualidade para que não ocorram quebras no processo produtivo, 
provocando prejuízos na quantidade ou qualidade produzida. Entre os prejuízos 
passíveis de ocorrer no processo produtivo, podem ser citados (DELGADO, 2002): 
i. Interrupção da produção; 
ii. Perdas de informação; 
iii. Perda de matéria-prima; 
iv. Substituição e manutenção de equipamentos; 
v. Custos de religamento dos equipamentos; 
vi. Perda de credibilidade junto aos clientes; 
vii. Riscos à segurança dos trabalhadores; e 
viii. Riscos e impactos ambientais. 
Frente a este conjunto de problemas que a qualidade do fornecimento de 
energia pode causar, emergem perspectivas favoráveis no curto e médio prazo, 
vinculadas ao contexto de inovações tecnológicas possibilitadas pela nova 
configuração que o SEB vem verificando, destacando-se, entre outros: 
i. Difusão de Recursos Energéticos Distribuídos; 
ii. Desenvolvimento de Redes Inteligentes; 
iii. Sistemas de armazenamento de eletricidade; e 
iv. Difusão do uso das telecomunicações. 
Esses drives tecnológicos abrem a possibilidade de aferição, em tempo real, 
do consumo de energia elétrica dentro das unidades produtivas, o que tende 
gradativamente a permitir a melhoria do serviço e a criação de melhores sinais de 
preço. 
 
 
 
Seção 3.2: Evolução da tecnologia 
Há uma revolução tecnológica em curso impactando o Setor Elétrico. Nesse 
processo dinâmico e irreversível, merece ser destacada a consolidação de 
equipamentos que podem contribuir para melhorar os parâmetros de qualidade da 
energia fornecida às unidades consumidoras industriais, as quais necessitam, cada 
vez mais, de um maior nível de qualidade. Uma vertente está relacionada aos 
equipamentos complementares que podem ser instalados nas unidades 
consumidores, sendo de responsabilidade das mesmas o custo do investimento, 
destacando-se: 
i. Supressor de surto: Um dos equipamentos mais simples. Este sistema 
de proteção evita que um pico de tensão chegue ao equipamento 
sensível a uma variação de tensão desse tipo. 
ii. Filtros: Com o uso de filtros é possível evitar ruídos e harmônicos, 
tornando o formato da onda o mais próximo possível de uma onda 
senoidal pura, como desejado. 
iii. UPS (Uninterruptible Power Supply)/no-break: São sistemas de proteção 
que mantém o fornecimento de energia por alguns minutos em caso de 
interrupção pela rede. Em geral, estão associados ao uso de baterias, 
embora também possam ser utilizados com outras formas de 
armazenamento, como supercapacitores ou flywheels. Além de proteção 
contra blecautes interrupção do fornecimento, podem fornecer proteção 
contra sobretensão, subtensão, ruídos e distorção harmônica, 
dependendo da tipologia do equipamento. Eles são classificados em três 
tipos: off-line, line-interactive e on-line. Os UPS do tipo off-line entregam 
a energia como vem da rede e entram em ação apenas no momento da 
interrupção do fornecimento. Dessa forma, há um pequeno intervalo (da 
ordem de 25 milissegundos) entre a interrupção e o fornecimento de 
energia pelo UPS. Os UPS line-interactive funcionam de forma 
semelhante aos off-line, porém atuam no sentido de corrigir pequenas 
variações de tensão, sem o uso do sistema de armazenamento. Por fim, 
os UPS on-line isolam completamente o equipamento ligado a eles das 
alterações de fornecimento da rede. O seu funcionamento consiste em 
retificar a energia para o carregamento das baterias e, em seguida, 
 
 
transforma-la em corrente alternada novamente. Como vantagem está o 
fato de, em caso de interrupção de fornecimento, não haver nenhuma 
interrupção no suprimento de energia do equipamento, nem mesmo da 
ordem de milissegundos. Outra vantagem é o isolamento do sistema das 
oscilações da rede, mantendo-se, assim, a qualidade da eletricidade, 
independente dos problemas na rede. No entanto, esse equipamento é 
mais caro e o processo de retificação e inversão ocasiona uma perda de 
eficiência; e 
iv. Grupo motor-gerador: Podem ser utilizados em conjunto com o UPS 
para manter o suprimento de energia no casode a interrupção se 
prolongar para além da autonomia da bateria. 
Merece ser destacado o uso de baterias para garantir ainda mais a qualidade 
do fornecimento de energia elétrica e a redução de custos em relação às tarifas. Elas 
podem contribuir expressivamente para o aumento do nível de qualidade da energia 
que chega aos equipamentos de uma unidade consumidora industrial, especialmente 
se considerada a integração com a geração local, a qual será examinada 
posteriormente. Os custos dos investimentos em sistemas de armazenamento têm 
apresentado uma trajetória de queda significativa semelhante à que se observa nos 
sistemas fotovoltaicos. De 2010 a 2016, houve uma redução de 77% no custo médio 
das baterias (MCKINSEY, 2017), conforme pode ser constatado no Gráfico 1. 
Gráfico 1 - Preço Médio de Baterias: 2010 - 2016 
(US$ por kWh). 
 
 
 
 
 
 
Fonte: MCKINSEY (2017). 
 
Com relação às perspectivas futuras de redução do preço dos sistemas de 
estocagem, estima-se que os preços médios por kWh cairão para valores abaixo de 
US$ 200, até 2020, e de US$ 100, até 2030. Isso representa um grande potencial de 
ganhos para o sistema elétrico, pois os sistemas de estocagem podem ser utilizados 
como meios para o atendimento de necessidades de diversos agentes do Setor 
Elétrico e podem contribuir para a manutenção do bom funcionamento e da qualidade 
da oferta de energia (IEA, 2014). 
Sob a perspectiva do suporte técnico às distribuidoras, existe uma ampla gama 
de potenciais usos para os sistemas de armazenamento. Grande parte deles é 
relacionada e direcionada à melhoria da qualidade e à manutenção da operação da 
rede, por meio de serviços ancilares. Por outro lado, esses serviços podem ser 
utilizados como substituição, ou pelo menos postergação, de alguns outros 
investimentos das redes de transmissão e distribuição (RMI, 2015). 
Um elemento importante a ser considerado pela distribuidora é o controle de 
tensão, o qual deve permanecer em níveis aceitáveis. Esse controle se relaciona com 
o nível de energia reativa. Variações no volume de energia injetado na rede alteram a 
quantidade de energia reativa, que, por sua vez, afetam a tensão da rede. O controle 
de tensão ocorre por meio do balanço da quantidade de energia reativa na rede. Como 
a energia reativa não pode ser transferida ou transportada por longas distâncias, é 
necessária uma dispersão de fontes de controle e suporte pela rede. Nesse caso, o 
 
 
armazenamento de eletricidade pode ser empregado efetivamente para o controle de 
tensão (IBE & ONEYAMA, 2013). 
A qualidade da energia elétrica na rede pode ser afetada por diversos eventos, 
como bruscas mudanças de oferta e demanda. Alguns fatores que estão relacionados 
à qualidade da energia são o nível de harmônicos e as variações de tensão 
transitórias, como flutuações e tremulação. Geralmente, para que se tenha um melhor 
nível de qualidade da rede, esses eventos são compensados com o uso de geradores 
com a função de back up. No entanto, os serviços de armazenamento também podem 
realizar estas funções, mas ainda são soluções relativamente caras, ficando-se assim 
na dependência da evolução tecnológica e dos ganhos de escala. (ANUTA et al., 
2014). 
Além dos serviços ancilares examinados, as tecnologias de armazenamento 
podem atuar enquanto substitutos de investimentos nas redes de transmissão e 
distribuição, as quais devem ser capazes de atender ao maior pico de demanda anual. 
O investimento nessas redes é dependente do crescimento da demanda e, 
geralmente, é realizado de maneira a atender o crescimento da demanda de pico para 
um número de anos subsequentes, quando então deverá haver reinvestimento. No 
entanto, caso parte da demanda adicional possa ser atendida localmente, evitando a 
transmissão e distribuição de grandes montantes de energia elétrica, o período para 
reinvestimento nas redes pode ser estendido, adiando os investimentos. É nesse 
sentido que o armazenamento de eletricidade pode atuar, atendendo localmente a 
demanda em momentos de pico e reduzindo, assim, a necessidade ou o volume de 
investimentos necessários nas redes elétricas. Isso se torna ainda mais importante 
quando existem volumes consideráveis de geração distribuída, que podem implicar 
em elevados fluxos em direção oposta, exercendo pressão sobre transformadores e 
alimentadores elétricos (RMI, 2015; KPMG, 2016). 
Por fim, a difusão da geração distribuída está determinando mudanças 
significativas na operação e topologia das redes elétricas. Nesse contexto, cada vez 
mais, o conceito de micro rede ou microgrid9 ganha relevância. Destaca-se que a 
operação de microgrids, devido à elevada incidência de geração distribuída variável, 
apresenta desafios de operação. Os desequilíbrios causados por geração variável 
podem, entretanto, ser minimizados com o auxílio de sistemas de armazenamento 
atuando de maneira compensatória, gerando quando há quedas bruscas de geração, 
 
 
armazenando quando há excessos, aumentando drasticamente a qualidade do 
fornecimento para áreas estratégicas (KPMG, 2016). 
Atualmente, a Resolução Normativa nº 687/2015 permite a conexão de projetos 
de micro e mini geração distribuída na rede, inclusive obrigando as distribuidoras a 
viabilizarem essas conexões. O ganho em termos de custo da energia beneficiaria 
especialmente os consumidores industriais vinculados ao mercado cativo, onde as 
tarifas de energia elétrica são mais altas e com viés de aumento, pois parte do 
consumo passa a ser atendido pela própria geração. Merece ser destacado que, em 
2019, esta resolução será revista, possivelmente acompanhando a tendência mundial 
de reduzir os benefícios financeiros da micro e mini geração distribuída. 
Além disso, segundo SALLAM & MALIK (2011), a micro e mini geração 
distribuída fotovoltaica também possui a vantagem de melhorar a qualidade do 
fornecimento de energia elétrica, já que reduz a necessidade de consumo da rede de 
distribuição, em especial durante o período em que a incidência solar é maior e 
normalmente vinculada aos horários de pico de demanda, quando a fragilidade das 
redes de distribuição é mais sensível e visível. 
No contexto nacional, uma possibilidade latente é o aproveitamento do 
potencial de integração da micro e mini geração distribuída de fonte solar fotovoltaica 
com a geração distribuída de fonte a diesel. Um estudo realizado pela ANEEL (2015) 
estimou que a geração distribuída, formada principalmente de geradores a diesel, 
representava 10% da demanda máxima do Sistema Interligado Nacional (SIN), ou 
cerca de 8,8 GW (ANEEL, 2015). Ao passo que a micro e mini geração solar 
fotovoltaica se tornar mais atrativa em termos de custo, é natural que muitas indústrias 
passem a adotá-la para reduzir sua fatura de energia elétrica. A integração entre os 
dois tipos de geração permitiria que a geração a diesel pudesse ser utilizada apenas 
para complementar a solar, caso a mesma não seja suficiente para suprir a unidade 
consumidora em determinado momento. Isso atenderia aos objetivos de manutenção 
do fornecimento, além de reduzir custos e a necessidade do uso de combustíveis 
fósseis. 
Os dados da difusão da micro e mini geração distribuída no mundo são 
expressivos e refletem a redução dos custos de investimentos, conforme atestam os 
dados do Gráfico 2. 
 
 
 
 
Gráfico 2 - Redução dos Custos de Sistemas de Geração Fotovoltaica: 2009-
2025 
(em U$/kWp de 2015) 
Fonte: IRENA (2016.a). 
 
Esta redução explica em grande medida a difusão expressiva da micro e mini 
geração distribuída no Brasil, bem como as perspectivas de expansão segundo os 
dados da ANEEL. O Gráfico 3 apresenta dados do número físico de instalações, ou 
seja, o número dos prosumers (produtores e consumidores) para o período de 2013 
a 2017. 
Gráfico 3 – Evolução no Número de Instalações com Micro e Mini Geração 
Distribuída: 2013-2017Fonte: ANEEL (2017.j). 
 
 
 
Por fim, os Gráficos 4 e 5 apresentam, respectivamente, as estimativas de 
expansão do número de consumidores e da capacidade instalada para um cenário de 
2017 a 2024 
Gráfico 4 – Número de Micro Geradores Estimados: 2017-2024 
Fonte: ANEEL. 
 
Gráfico 5 – Projeção da Potência Instalada dos Micro Geradores: 2017-2024 
Fonte: ANEEL. 
 
 
 
Esses dados e estimativas indicam que a micro e mini geração distribuída é 
uma tecnologia que irá se impor no cenário elétrico brasileiro, implicando em reduções 
de custos dos equipamentos pelos ganhos de escala 
 
Seção 3.3: Evolução das tecnologias de informação e comunicação 
Burguer et al. (2016) procuram demonstrar que no contexto de mudança de 
paradigma que estão ocorrendo no Setor Elétrico, como resultado do desenvolvimento 
de tecnologias de informação e comunicação, eletrônica de potência e recursos 
energéticos distribuídos, surgem diversas possibilidades de arranjo para o provimento 
de serviços que tradicionalmente eram realizados de forma centralizadas e também 
outros que são permitidos pelas características dos Recursos Energéticos 
Distribuídos. A evolução, principalmente dos sistemas de informação, permite a 
superação de algumas limitações do Setor Elétrico ligadas a problemas de informação 
e de coordenação. 
Nesse contexto, avanços ligados à granularidade espacial e temporal 
permitidos pela introdução de redes inteligentes permitirá uma melhor sinalização de 
preços com respeito ao tempo e o espaço, viabilizando uma atribuição mais correta 
dos custos em relação aos consumidores beneficiados. Esta forma de precificação 
possui um potencial para aumentar a possibilidade de metas diferenciadas de 
qualidade em áreas mais sensíveis aos parâmetros de qualidade da rede. Nesse 
sentido, investimentos mais ambiciosos para atender às necessidades de qualidade 
de fornecimento elétrico de determinados consumidores poderiam ser realizados de 
forma mais eficiente quanto à alocação de custos e distribuição de benefícios, 
superando-se, assim, as limitações impostas pela política de isonomia de qualidade 
entre os consumidores. 
Uma política de gerenciamento pelo lado da demanda que merece ser 
examinada é a experiência francesa, na qual fornecedores de energia elétrica e 
agregadores de rede oferecem serviços para os clientes, em especial os industriais, 
cortarem a demanda em momentos de pico de consumo, reduzindo a fatura de 
energia elétrica das unidades que se submetem a esses cortes. A entrada dos 
agregadores de rede tem sido favorecida pelo advento das redes inteligentes, as quais 
permitem a rápida resposta às necessidades dos operadores de rede. O decreto 
 
 
francês de 27 de outubro de 2016 previa objetivos de cortes de 6 GW para 2016 
(FRANÇA, 2016). 
Um outro exemplo de mercado onde existe a figura de agregadores que atuam 
em cortes de demanda é o estado americano de New England, o qual, desde 2007, 
oferece a possibilidade de retirar determinadas unidades consumidoras da rede em 
momentos de pico, dentro de um mercado de compra e venda de requisitos de 
capacidade, o que proporciona maior flexibilidade para o operador do sistema (PEREZ 
& STAROPOLI, 2007). 
Além de permitir estratégias de gerenciamento pelo lado da demanda, a 
possibilidade de uma melhor aferição dos custos associados ao fornecimento da 
energia elétrica para cada conjunto de clientes, com maior desagregação temporal e 
locacional, contribuirá também para internalizar custos ligados ao atendimento da 
demanda da unidade consumidora. Dessa forma, o custo de se realizar novas 
instalações, e até mesmo aumentos futuros da carga da unidade, passa a ser 
atribuídos a essas unidades e não repassados, total ou parcialmente, a outros 
consumidores. Portanto, a internalização desses custos na decisão da empresa é 
positiva sob a ótica da eficiência econômica. 
 
Seção 3.4: Considerações 
Neste estudo, buscou-se sistematizar conceitos, experiências e análises para 
fundamentar a problemática da questão cada vez mais estratégica para os 
consumidores industriais sobre a qualidade do fornecimento de energia elétrica, 
deparando-se com o dilema existente entre custo e qualidade. Dentro deste objetivo 
central foi examinada a questão da isonomia da qualidade entre consumidores de 
diferentes tipos, em especial os consumidores industrias que, por força do 
desenvolvimento tecnológico, necessitam cada vez mais de altos níveis de qualidade 
no fornecimento de energia elétrica. 
Nestes termos, em função do papel fundamental e estratégico que o 
fornecimento de energia elétrica detém na qualidade de vida e em especial nos 
processos produtivos, deve-se partir do fato concreto de que há um conjunto 
significativo de consumidores industriais no Brasil que demandam uma elevada 
qualidade no fornecimento. No entanto, é necessário considerar a questão crucial da 
 
 
repartição dos custos associados a um serviço de superior qualidade diferenciado, em 
função da regulamentação vigente, e também a questão da factibilidade das trajetórias 
de melhoria no serviço de distribuição apresentadas. 
A regulamentação atual possui restrições que tornam a definição das metas 
dos parâmetros de qualidade da rede de distribuição um tema especialmente 
controverso e paradoxal. Mesmo que um determinado grupo de consumidores 
considere necessário que os níveis de qualidade da rede sejam superiores, a 
regulamentação não permite aplicar uma cobrança a todos os consumidores por um 
serviço adicional de qualidade para um grupo restrito de consumidores. A razão para 
que isso ocorra está vinculada aos próprios fatores que influenciam a dificuldade 
associada ao aprimoramento do serviço, o qual está ligado principalmente às 
características físico-elétricas da área sob a qual a meta de qualidade é estabelecida. 
Em suma, a regulamentação em vigor, sob a responsabilidade da ANEEL, não 
aceita como “investimento prudente”, ou seja, aquele que compõe a base de 
remuneração de ativos, os investimentos para melhorar a qualidade do fornecimento 
que só venha a beneficiar um grupo específico de consumidores, dado que, como não 
vai beneficiar a todos os consumidores, estes custos marginais não podem ser 
repartidos entre todos os consumidores da área de concessão da distribuidora. 
A fim de superar, em parte, esta limitação, o marco regulatório vigente permite 
acordos entre distribuidoras e consumidores para o aumento da qualidade do serviço 
prestado, mas restringindo e direcionando os custos dos investimentos necessários a 
estes consumidores, os quais serão os beneficiários deste ganho de qualidade. A 
tarifa geral não será afetada por estes investimentos que terão que ser arcados 
diretamente pelos consumidores interessados, não entrando na base de remuneração 
dos ativos das distribuidoras e, consequentemente, no cálculo tarifário. 
Uma tendência positiva para os consumidores, especialmente os que operam 
processos produtivos mais sensíveis à qualidade do fornecimento, está no 
desenvolvimento e difusão de novas tecnologias que permitem novos arranjos que 
propiciam maiores níveis de qualidade a menores custos. Um bom exemplo desta 
tendência é o armazenamento de eletricidade, que tende a diminuir os custos 
associados à manutenção de maiores níveis de qualidade, gerando maior atratividade 
para sua adoção por parte dos consumidores e mesmo pelas distribuidoras de energia 
elétrica. Além disso, existe uma grande sinergia entre o uso de sistemas de 
 
 
armazenamento, a micro e mini geração distribuída solar fotovoltaica e mesmo a 
geração distribuída à diesel, onde no Brasil chega a atingir 10% da demanda máxima 
do SIN (ANEEL, 2015). A operação coordenada desses recursos apresenta um 
grande potencial para redução de custos com energia e para a melhoria da qualidade, 
ainda contribuindo para redução do uso de fontes fósseis. Esses benefícios poderiamser, ainda, elevados pela introdução da figura de agregadores que explorassem o 
potencial dos recursos energéticos distribuídos, como já ocorre n a França e no estado 
americano de New England. Além disso, verifica-se também uma evolução dos 
sistemas de comunicação e de informação que tornam possível uma maior 
granularidade espacial na fixação de tarifas e mitiga problemas de distribuição de 
custos e benefícios derivados de investimentos na rede. 
Uma proposta recente na discussão sobre o consumo industrial foi a de que 
diferentes grupos de consumidores tivessem parâmetros diferenciados de duração e 
de frequência de interrupção no fornecimento, os quais deveriam ser atendidos pelas 
respectivas distribuidoras. A regulamentação atual, embora atribua penalidades mais 
pesadas pela violação dos parâmetros de qualidade para os consumidores industriais, 
não considera as necessidades dos grupos de consumo isoladamente para a 
definição das metas a serem atendidas. Com relação a esse ponto, é importante 
enfatizar que essa proposta desconsidera fatores que são determinantes para a 
factibilidade do atendimento às metas, as quais estão, em grande parte, ligadas às 
características físico-elétricas da rede na qual estes consumidores estão conectados. 
Portanto, essa visão não considera um aspecto importante que é a factibilidade do 
cumprimento da meta estabelecida e não está em sintonia com a visão que o 
Regulador adota, a qual tem apresentado resultados exitosos. 
É importante ressaltar também que, seguindo a prescrição de repartição 
proporcional de custos e benefícios, os custos deverão recair tanto quanto o possível 
sobre aqueles que se beneficiarão dessa maior qualidade de fornecimento. Portanto, 
seguindo esse direcionamento, mesmo que o Regulador conseguisse superar as 
dificuldades que ainda se impõem no cenário atual, adaptasse a regulamentação e 
estimasse os custos associados à melhoria para classes específicas de 
consumidores, os benefícios poderiam não diferir significativamente da situação já 
passível de ser alcançada via acordos entre consumidores e distribuidoras. 
 
 
É natural que, com o avanço do desenvolvimento de tecnologias de informação 
e comunicação no setor, inovações regulatórias possam ser desenvolvidas, em razão 
da maior capacidade de captação e processamento de dados. Entretanto, deve-se 
considerar que o Setor Elétrico Brasileiro possui características particulares quanto à 
formação de tarifas e de distribuição de custos, que precisam ser consideradas para 
garantir a atratividade e a viabilidade econômica de uma alteração regulatória. 
Por fim, vale acrescentar que, quando se trata de manutenção da segurança e 
da qualidade do fornecimento de energia elétrica, é sempre importante adotar uma 
visão de longo prazo que permita que problemas futuros sejam identificados 
precocemente e estratégias mais efetivas e de menor custo possam ser adotadas 
para superá-los. Sendo assim, no caso brasileiro, a elaboração de planejamentos 
estratégicos de maior horizonte temporal que contemplem as particularidades dos 
sistemas elétricos estaduais poderiam contribuir para que a expansão da demanda de 
energia nessas áreas ocorresse sem prejuízo da qualidade de prestação do serviço. 
Da a complexidade do problema e sua importância para o desenvolvimento 
industrial moderno, para o Rio de Janeiro, o Governo Estadual poderia ficar com a 
responsabilidade de elaboração de Plano Decenal de Energia Estadual através da 
Secretaria de Estado de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços, 
e com o apoio dos agentes do setor industrial fluminense. Este Plano daria uma visão 
mais estruturada e cenários de expansão para as redes de distribuição, como por 
exemplo, poder determinar previamente áreas de expansão industrial, orientando-se 
assim a melhoria da base técnica de redes de distribuição, tornando-as mais eficientes 
em termos de qualidade do atendimento. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Unidade 4: Consolidação das Leis do Setor dfe Energia 
Elétrica Brasileiro 
 
Seção 4.1: Introdução 
Em 5 de outubro de 2015, a Constituição Federal completou 27 anos. Segundo 
informações1 do Instituto Brasileiro de Planejamento e Tributação – IBPT, ao longo 
desse período, foram editados mais de 5,2 milhões de normas, entre leis, medidas 
provisórias, emendas constitucionais, decretos, portarias, instruções normativas, atos 
declaratórios etc., o que resulta em uma média de 764 regras novas por dia útil. 
Apenas nesses 27 anos, no âmbito federal, foram editadas 161.582 normas, o 
que representa cerca de 16,39 normas federais por dia ou 23,55 por dia útil. Já os 
estados foram responsáveis por publicar 1.363.073 normas e os municípios, 
3.717.259. 
Acrescenta-se aos 5,2 milhões de normas editadas após a Constituição de 
1988 o grande número que foi editado anteriormente no País. Apesar de algumas 
normas editadas sob a égide da Constituição de 1967 não terem sido acolhidas pela 
nova Carta Magna, muitas foram editadas décadas atrás e, apesar de terem se 
tornado absolutamente anacrônicas, nunca foram formalmente revogadas. Portanto, 
não seria absurdo considerar que temos em vigor no Brasil pelo menos o dobro de 
normas que foram editadas após a promulgação da nossa Constituição Cidadã. Em 
 
 
outras palavras, estimamos que, atualmente, existam cerca de 10 milhões de normas 
em vigor, sendo que, apenas no âmbito federal, 320 mil normas devem ser 
observadas pelas pessoas. 
O excesso de normas legais acarreta os seguintes efeitos negativos para a 
sociedade: 
1. As pessoas ficam submetidas a um estado permanente de insegurança 
jurídica. Havendo muitas normas legais aplicáveis a um fato da vida real, 
quando a ocorrência desse fato produz alguma controvérsia entre duas ou 
mais pessoas físicas ou jurídicas e essa divergência é levada ao Judiciário, 
a decisão final sobre a controvérsia é incerta e dependerá da competência 
dos advogados das partes e das diferentes interpretações judiciais 
prolatadas nas diversas instâncias. 
2. Demora na prestação jurisdicional. Um exagerado número de normas legais 
obstaculiza a aplicação do direito aos fatos da vida real, atrasa a solução de 
conflitos de interesses e dificulta o cumprimento da missão estatal de 
resguardar a ordem jurídica e a autoridade da lei. 
3. Elevação dos custos associados à conformidade legal e à solução de 
controvérsias. O elevado número de normas legais onera as pessoas físicas 
e jurídicas, que se veem obrigadas a contratar dispendiosos serviços 
advocatícios e consultorias jurídicas, sem que tais providências garantam a 
legalidade das condutas adotadas. Caso essas condutas gerem 
controvérsias judiciais, a demora e os custos associados ao processo 
judicial elevarão sobremaneira a percepção de risco do País, afastando 
investimentos. 
Consequentemente, tanto pelo enfoque social quanto pelo econômico, é 
missão básica do Estado combater o excesso de normas. 
Ciente da problemática associada a um exagerado número de normas legais, 
o Constituinte originário estabeleceu, na Constituição Federal de 1988, art. 59, 
parágrafo único, que lei complementar disporia sobre a elaboração, redação, 
alteração e consolidação das leis. 
Contudo, somente após transcorridos quase dez anos da promulgação da 
Constituição Cidadã, foi editada a Lei Complementar nº 95, de 26 de fevereiro de 
1998, que definiu: 
 
 
“Art. 13. As leis federais serão reunidas em codificações e consolidações, 
integradas por volumes contendo matérias conexas ou afins, constituindo em 
seu todo a Consolidação da Legislação Federal. 
§ 1º A consolidação consistirá na integração de todas as leis pertinentes a 
determinada matéria num único diploma legal, revogando-se formalmente as 
leis incorporadas à consolidação, sem modificação do alcance nem 
interrupção da força normativa dos dispositivos consolidados.