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BRR em Movimento: O Que o gestor de BRR Precisa Entregar ao Setor Elétrico

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7/10/2025

Bruno S. Oliveira
Executivo em Base de Remuneração | Especialista em Geração de Ativos

Dentro da rotina de gestor de BRR estou liderando processos de BRR em diversos estágios, desde empresas no início de seus ciclos tarifários a empresas em etapa de desenvolvimento de Laudos para RTPs e nas últimas semanas, tive a oportunidade de reencontrar amigos e profissionais altamente qualificados, que atuam em diferentes esferas do setor elétrico — regulação, fiscalização, planejamento, consultoria e operação. São percepções acumuladas em décadas de experiência, e ainda assim com apetite para o debate, abertura para o novo e — principalmente — disposição para pensar o setor com profundidade e criticidade.

Essas conversas, ainda que dispersas, me levaram à uma reflexam: a necessidade de fortalecimento da liderança técnica como um vetor decisivo para a sustentabilidade regulatória da gestão dos ativos de uma concessionária de utilites. É nesse contexto que a gestão de ativos e a Base de Remuneração Regulatória (BRR) surgem não apenas como instrumento de cálculo, mas como ponto de conexão entre operação, estratégia e política pública.

Quero explorar neste post o papel da gestão de ativos e BRR como ponto central da engenharia regulatória do setor elétrico, evidenciar a importância de sua gestão contínua e qualificada, e destacar a responsabilidade institucional do gestor da BRR na interlocução com a alta administração das concessionárias. Não se trata apenas de seguir normas, mas de liderar com rigor, visão e propósito.

Sempre que começo um processo de RTP percebo sempre nas reuniões a presença daquele profissional que associa a BRR exclusivamente ao momento da Revisão Tarifária Periódica (RTP), como se seu produtivo se resumisse à produção de laudos, ao debate sobre índices de aproveitamento e à análise da aplicação do BPR do Valor Novo de Reposição (VNR). Na prática, a BRR é feita no dia a dia das concessionárias.

A cada adição ao Ativo Imobilizado da empresa — seja uma obra nova, uma melhoria ou mesmo uma substituição — representa uma oportunidade (e uma obrigação) de garantir que o bem será elegível à remuneração regulatória futura. Isso significa:

Rastreabilidade contábil;
Conciliação entre dados cadastrais e físicos;
Aderência ao disposto no submódulo 2.3 do PRORET;
Rigor na avaliação de obrigações especiais;
E alinhamento com os princípios do uso eficiente do capital.

Uma fraca governança da BRR resulta, inevitavelmente, em perda de valor. Ativos mal capitalizados, com baixa evidência física (Seja ela no razão de obras ou na BDGD) ou não adequadamente depreciados, são facilmente glosados ou penalizados na revisão tarifária. E isso impacta diretamente o retorno do capital investido — legítimo e necessário para a sustentabilidade do serviço.

A BRR, portanto, não é apenas contabilidade e obrigações regulatórias. É a gestão estratégica e inteligente de ativos. E essa gestão precisa ser contínua, criteriosa e orientada à preservação do valor econômico do serviço público prestado.

Agora considerando que a evolução e construção da BRR é contínua, sua defesa e atuação institucional também precisam ser permanentes. O gestor técnico de BRR não pode se resumir em suas planilhas, sistemas e processos. Ele deve estar inserido e atuante no fluxo decisório da concessionária, interagindo e apoiando com as áreas de planejamento, engenharia e, sobretudo, com a alta liderança.

É esse gestor que deve ter clareza para responder perguntas que vão muito além da metodologia:

Vale a pena investir em determinada ampliação da rede, considerando a taxa de remuneração regulatória vigente?
A alternativa de leasing de equipamentos compromete ou fortalece a formação da BRR?
A estruturação de um novo centro de operação será reconhecida na base? Como os custos de adaptação serão tratados?

O gestor de BRR, quando atuando neste enforque, precisa ter a capacidade de traduzir o regulatório em impacto econômico-financeiro. É o elo entre a linguagem do engenheiro, do contador e do diretor financeiro.

O líder técnico de BRR deve ser um conselheiro estratégico dentro da organização. Seu papel não se limita a “defender a base” na revisão — ele orienta investimentos, baliza decisões de capital e protege o retorno da concessão.

Essa atuação, para ser efetiva, precisa vir acompanhada de legitimidade institucional. E essa legitimidade não se conquista apenas por cargo ou função, mas pelo acúmulo de conhecimento, postura técnica firme e suporte organizacional.

A Base de Remuneração Regulatória é, silenciosamente, o ponto de sustentação de toda a lógica econômico-financeira da distribuição de energia elétrica no Brasil.

A BRR é a variável regulatória que, quando corretamente gerida, garante a atratividade de capital para o setor — pois assegura que, uma vez feito o investimento de forma adequada, ele será reconhecido e remunerado nos termos contratualmente previstos.

A ausência de foco em BRR — ou mesmo tratá-la como um detalhe técnico — é comprometer a viabilidade da distribuição de energia elétrica. É enfraquecer o sinal econômico dado ao investidor. É obscurecer a relação entre investimento e qualidade do serviço prestado.

Frente a todo esse panorama, quando falamos em liderança técnica, estamos falando em quem assume para si a responsabilidade de manter esse pilar firme. De fazer da BRR uma ferramenta de geração de valor, e não apenas de apuração regulatória.

As transformações do nosso setor não param: descentralização, digitalização, ESG, novos modelos de remuneração, totex e novas formas de prestação de serviço. Mas, no centro disso tudo, continua a existir a necessidade de reconhecer e remunerar adequadamente os ativos que sustentam essa transformação.

Por isso, este é um convite — não apenas à discussão técnica —à nossa responsabilidade institucional. Precisamos de mais profissionais com visão crítica, domínio regulatório e compromisso com a entrega. Profissionais que entendam que a liderança da BRR é, antes de tudo, um ato de serviço ao setor, à sociedade e ao futuro da energia no Brasil.

Fonte: https://brunosoliveira.blogspot.com/

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OUTRAS NOTÍCIAS DE HOJE

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14/7/2025

Entidades questionam pontos polêmicos do PL do licenciamento: https://bit.ly/40dHWYf

“Governo tenta negociar pontos do projeto que será votado na semana que vem pela Câmara dos Deputados”.

H2V: Desafio ambiental e de conexão frustram expectativas no Piauí: https://bit.ly/4nHvh9X

“Depois de ter parecer de acesso negado pela segunda vez, ação movida pelo MPF contra a Solatio e o estado pede a revogação da licença de usina de hidrogênio que já iniciou seu canteiro de obras. Empresa comenta riscos para o projeto com atraso”.

Carga desacelera e deve recuar 1,3% em julho: https://bit.ly/44ugisD

“Destaque é a queda de 1,9% no submercado Sudeste/Centro-Oeste, a única retração entre todos os quatro do país”.”

Fonte: CanalEnergia

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Resumo das Notícias de Hoje

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14/7/2025

- CDE (política)

Segmentos que hoje são beneficiários dos subsídios da Conta de Desenvolvimento Energético vão passar à condição de pagantes, sempre que as despesas da CDE ultrapassarem o teto do fundo setorial estabelecido na MP 1304. Estão nessa lista proprietários de sistemas de micro e minigeração distribuída, geradores incentivados e consumidores livres com descontos nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e de distribuição (Tust e Tusd). Para 2025, o orçamento da conta deve ser da ordem de R$50 bilhões.

>Saiba mais na matéria “Beneficiários de subsídios vão pagar para manter teto da CDE”: https://bit.ly/4kDeaUc

NOVA MP (política)

O governo brasileiro publicou nesta sexta-feira, 11 de julho, a Medida Provisória 1304/2025, que introduz mudanças em cinco leis relacionadas ao setor elétrico nacional. A MP, assinada pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva e pelo ministro Alexandre Silveira, traz alterações com a promessa de corrigir as questões que impactam na conta de luz para o financiamento da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). O texto altera as regras de contratação de térmicas inflexíveis da Lei 14.182, que permitiu a privatização da Eletrobras, mas foi apenas parcialmente realizada.

>Continue a leitura em “Nova MP cria teto para CDE e limita contratação de térmicas”: https://bit.ly/44MKcar

- PROBLEMA DA ANEEL (política)

O problema da Aneel é maior do que o orçamento reduzido e nem começou este ano. A PSR afirma, contudo, que há outros pontos que mostram que autarquia vive uma importante crise. A falta de pessoal para a realização do trabalho para o qual foi criada é o primeiro. O segundo é a ausência de diretores titulares, situação que ocorre desde maio de 2024, quando terminou o mandato de Hélvio Guerra.

>Leia mais em “Problema da Aneel é maior do que corte do orçamento, analisa PSR”: https://bit.ly/44KMEy5

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A solar depende das UHEs? E como fica o LRCAP?

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12/7/2025

Edvaldo Santana

Diretor executivo na NEAL – Negócios de Energia Associados Ltda

“Há cerca de uma semana, em post que não foi possível confirmar a autenticidade, alguém, a partir de alguns números que pareciam reais, afirmava que, com a evolução da solar, com o tempo, no Brasil, seria reduzida a dependência das UHEs. Não era a primeira vez que eu tinha lido sobre isso. Vamos ver se é verdade.

Suponha um sistema cuja oferta só tenha duas fontes, solar e UHEs, com potência instalada de 50 GW e 100 GW, respectivamente. Entre 11 h e 14 h a carga é de 100 GW, e cada fonte atende 50%. Entre 14 h e 18 h, a geração média da solar cai para 15 GW e a carga passa 110 GW

A partir do início da redução da solar, até chegar a zero, a rampa, em cerca de 4 horas, é entre 45 e 60 GW. Não é simples, mas é um valor possível para quem tem 100 GW.

Agora admita que a potência da solar passou para 100 GW. Nessa condição, tal fonte atenderia toda carga entre 11 e 14h. Só que agora o esforço das UHEs para “subir” a rampa seria de 95 GW, que é impossível, todos os dias, o ano todo, para uma potência total de 100 GW, mesmo que tal potência tenha flexibilidade de 100%. Sem contar que as UHEs prestam outros serviços, além dos diversos tipos de reservas. Assim, no exemplo, elevação da capacidade instalada da solar exigiria bem mais que 100 GW de hidrelétricas.

E se, além das UHEs existissem outras fontes, como no Brasil? O problema não muda muito. O volume de GWs necessário para subir a rampa até diminuiria, mas seguirá a aumentar na proporção direta do crescimento da solar, isto é, da inclinação e do comprimento do “pescoço do pato”.

Em palavras simples, o aumento da participação da solar sempre exigirá a contribuição de outras fontes flexíveis, que, nas condições atuais, são as UHEs e as UTEs a gás natural. E mais: a elevação da participação das fontes intermitentes, sobretudo da solar, torna o sistema menos flexível, o que aumenta a probabilidade de deterioração do limite de potência, e é natural que seja assim.

Esta é uma das principais razões de o ONS insistir no LRCP e, pelo que foi noticiado, exigir prontidão das UTEs.

Assim, é lenda que o aumento da participação da solar reduzirá a dependência das hidrelétricas. Acho até que a pessoa quis afirmar outra coisa, como, por exemplo, que a solar, em algumas horas do dia, supriria uma maior proporção da demanda, o que é ótimo, mas isso não implica reduzir a dependência de fontes flexíveis.”

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PARA LER COM CALMA

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12/7/2025

Para quem está na correria e não conseguiu acompanhar os assuntos dessa semana, aqui vai um resumo:

Política e Regulação

- BRICS reforça compromisso com transição energética: Declaração de Líderes defende cooperação entre países membros para garantir uma transição justa e inclusiva

- Lei da Eólica Offshore: Congresso Nacional publicou a Lei 15.097/2025 com vetos derrubados, incluindo trechos sobre as pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), Proinfa, hidrogênio na região Nordeste, das eólicas no Sul e a contratação por inexistência de oferta incluindo termelétricas a gás natural

- MP 1300: Deputados governistas admitem tempo curto para aprovação da medida provisória de reforma do setor, que vence em 18 de setembro

- Nova MP para controle da CDE: Ministro Alexandre Silveira anunciou medida para estabelecer teto na Conta de Desenvolvimento Energético e conter subsídios

- Cortes orçamentários em agências reguladoras: Senado busca soluções em duas frentes: alteração da Lei de Responsabilidade Fiscal e entendimento com o TCU

Mercado e Expansão

- Mercado Livre completa 30 anos: ACL cresceu mais de 120% em dois anos, com avanço acelerado após abertura à alta tensão

- Baterias ganham viabilidade comercial: EPE aponta que sistemas de armazenamento já são viáveis em aplicações industriais, comerciais e residenciais em alguns casos

- Data centers em expansão: Setor deve continuar crescendo a taxas de dois dígitos nos próximos anos, com investimentos em IA podendo quadruplicar na América Latina

Estudos e Relatórios

- Temperatura global em alta: PSR alerta que modelos probabilísticos atuais não capturam variação de temperatura, que chegou a 1,44°C acima da média de 30 anos

- Investimentos em P&D: Demanda por recursos para centros de Pesquisa e Desenvolvimento no Brasil alcança R$ 57,4 bilhões em 618 projetos

Empresas e Negócios

- TCU aprova prorrogação da EDP ES: Tribunal de Contas da União deu sinal verde para prorrogação por 30 anos da concessão da distribuidora

- Transnorte Energia: Empresa assinou aditivo que garante receita de R$ 395 milhões por 27 anos

- Rio+Saneamento: Companhia combina mercado livre e GD para matriz 100% renovável

Fonte: CanalEnergia

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INFORMATIVO ANEEL

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11/7/2025

Informativo ANEEL de deliberações da Diretoria Número 18, junho/2025

Resoluções Normativas

1. Resolução Normativa nº 1.126/2025. Aprova a revisão do Submódulo 7.4 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET Tarifa para Centrais Geradoras, para dar tratamento e clareza a definição da Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição aplicável às centrais geradoras – TUSDg no momento da transferência das Instalações de Instalação de Transmissão de Interesse Restrito Exclusivo de Centrais de Geração para conexão Compartilhada – ICG e Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo e Caráter Individual das Centrais de Geração – IEG; determina à Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica – STR que considere componente financeiro nos processos tarifários das distribuidoras acessadas considerando a diferença de tarifas genéricas e nominais do subgrupo tarifário A3 e o mercado de referência e inclua uma nova Tabela no Anexo da Resolução Homologatória com o nome das usinas e o valor da tarifa de aplicação referente as centrais geradoras conectadas em 69 kV, vez que essas usinas, após a transferência e durante o período de estabilidade, manterão o valor de Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST aplicado como TUSDg, atualizados pelo IPCA; e determina à Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica – STR que apresente estudo, a ser incluído na Agenda Regulatória da ANEEL, que verse sobre a possibilidade de adequação do Submódulo 7.4 quanto a substituição do IGP- M pelo IPCA, uma vez que se trata do índice adotado na maioria dos contratos de concessões de distribuição regulados. Processo: 48500.007635/2025-90.

Atos de caráter homologatório

1. Resolução Homologatória nº 3.461/2025. Não conhece dos Pedidos de Reconsideração interpostos pela Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia – Abiape, Energia Sustentável do Brasil S.A. – ESBR e Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e Consumidores Livres – Abrace em face da Resolução Homologatória nº 2.846/2021 para capitalização de juros no fluxo de caixa com discretização mensal; conhece e, no mérito, dar provimento aos Pedidos de Reconsideração interpostos pela Abiape, ESBR e Abrace para modificação da base da aplicação do custo de capital próprio das transmissoras, de modo que o ke seja incorporado até o ano de 2017, início do efetivo pagamento, de forma a manter o fluxo de pagamento da receita incontroversa até o ano de 2025 e, um segundo fluxo deve ser realizado para a receita controversa em 2020, com atualização pelo ke até esta data, que constitui seu efetivo pagamento, finalizando em 2028; corrige, de ofício, a utilização do custo médio ponderado de capital – WACC, atualizado nas datas das revisões tarifárias para o componente financeiro da Rede Básica do Sistema Existente – RBSE; não conhece dos Pedidos de Reconsideração protocolados pela Abiape, ESBR e Abrace para modificação da aplicação da metodologia de cálculo do fluxo de caixa, realizado de forma antecipada na fase de capitalização e postecipada na fase de amortização, dada preclusão administrativa e a inexistência de erro material; e fixa o reposicionamento tarifário da Receita Anual Permitida – RAP, a ser aplicado sobre a receita vigente em 1º de julho de 2018, com fluxo de pagamentos uniformes, para a Celg Geração e Transmissão S.A. – Celg-GT, atualmente denominada EDP Transmissão Goiás S.A. Processo: 48500.000752/2019-84.

2. Resolução Homologatória nº 3.462/2025, nº 3.463/2025, nº 3.464/2025, nº 3.465/2025, nº 3.466/2025, nº 3.467/2025, nº 3.468/2025, nº 3.469/2025. Não conhece dos Pedidos de Reconsideração interpostos pela Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia – Abiape, Energia Sustentável do Brasil S.A. – ESBR e Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e Consumidores Livres – Abrace em face das Resoluções Homologatórias nº 2.845/2021, nº 2.847/2021, nº 2.848/2021, nº 2.849/2021, nº 2.850/2021, nº 2.851/2021, nº 2.852/2021 e nº 2.853/2021 para capitalização de juros no fluxo de caixa com discretização mensal; conhece e, no mérito, dar provimento aos Pedidos de Reconsideração interpostos pela Abiape, ESBR e Abrace para modificação da base da aplicação do custo de capital próprio das transmissoras, de modo que o ke seja incorporado até o ano de 2017, início do efetivo pagamento, de forma a manter o fluxo de pagamento da receita incontroversa até o ano de 2025 e, um segundo fluxo deve ser realizado para a receita controversa em 2020, com atualização pelo ke até esta data, que constitui seu efetivo pagamento, finalizando em 2028; corrige, de ofício, a utilização do custo médio ponderado de capital (WACC), atualizado nas datas das revisões tarifárias para o componente financeiro da Rede Básica do Sistema Existente – RBSE; não conhece dos Pedidos de Reconsideração interpostos Abiape, ESBR e Abrace para modificação da aplicação da metodologia de cálculo do fluxo de caixa, realizado de forma antecipada na fase de capitalização e postecipada na fase de amortização, dada preclusão administrativa e a inexistência de erro material; e fixa o reposicionamento tarifário da Receita Anual Permitida – RAP, a ser aplicado sobre a receita vigente em 1º de julho de 2018, com fluxo de pagamentos uniformes, para as concessionárias: Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT, Copel Geração e Transmissão S.A. – Copel-GT, Furnas Centrais Elétricas S.A., Companhia de Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil – CGT Eletrosul, Centrais Elétricas do Norte do Brasil – Eletronorte, Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – Cteep, Cemig Geração e Transmissão S.A. – Cemig-GT e Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Chesf. Processo: 48500.000749/2019-61, 48500.000753/2019-29, 48500.000745/2019-82, 48500.000746/2019-27, 48500.000747/2019-71, 48500.000748/2019-16, 48500.000750/2019-95, 48500.000751/2019-30.

3. Resolução Homologatória nº 3.470/2025. Homologa o resultado das Revisões Tarifárias Periódicas da Receita Anual Permitida – RAP dos Contratos de Concessão de Transmissão de Energia Elétrica nº 20/2008, nº 1/2010 e nº 32/2018; homologa os valores das Parcelas de Ajuste – PA e o valor do adiantamento financeiro anual para execução de melhorias de pequeno porte de que trata o item 8 do Submódulo 9.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; e estabelece que a receita referente ao Contrato de Concessão no 20/2008 pelo período de 1º a 17 de julho de 2025 seja paga à Evrecy por meio de Parcela de Ajuste vinculada ao Contrato de Concessão nº 1/2020, líquido de PIS/Cofins e abatido de eventuais outras Parcelas de Ajuste. Processo: 48500.003805/2024-86.

4. Resolução Homologatória nº 3.471/2025. Homologa o índice de Reajuste Tarifário Anual das tarifas da Energisa Minas Rio – Distribuidora de Energia S.A. – EMR, a vigorar a partir de 22 de junho de 2025, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 3,61%, sendo 1,61% para os consumidores em Alta Tensão e 4,12% para os consumidores em Baixa Tensão; fixa as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da EMR; estabelece os valores da receita anual referente às instalações de conexão classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; e homologa o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Distribuidora, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária. Processo: 48500.003972/2025-16.

5. Resolução Homologatória nº 3.472/2025. Homologa o índice de Reajuste Tarifário Anual das tarifas da Copel Distribuição S.A. – Copel-DIS, a vigorar a partir de 24 de junho de 2025, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 2,02%, sendo 2,99% para os consumidores em Alta Tensão e 1,55% para os consumidores em Baixa Tensão; fixa as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da Copel-DIS; estabelece os valores da receita anual referente às instalações de conexão classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; e homologa o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Copel-DIS, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária.

Processo: 48500.003973/2025-52.

6. Resolução Homologatória nº 3.473/2025. Homologa o índice de Reajuste Tarifário Anual das tarifas da RGE Sul Distribuidora de Energia S.A – RGE, a vigorar a partir de 19 de junho de 2025, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 12,39%, sendo 8,06% para os consumidores em Alta Tensão e 14,14% para os consumidores em Baixa Tensão; fixa as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da RGE; estabelece os valores da receita anual referente às instalações de conexão classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; e homologa o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à RGE, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária. Processo: 48500.003971/2025-63.

7. Resolução Homologatória nº 3.475/2025. Decide aprovar os índices finais de reposicionamento e os valores revisados de Receita Anual Permitida – RAP referentes à revisão periódica da RAP ofertada em leilão e da parcela de RAP de Reforços e Melhorias dos Contratos de Concessão de Transmissão listados no Quadro 1 do voto do Diretor-Relator. Processo: 48500.003804/2024-31.

8. Resolução Homologatória nº 3.476/2025. Homologa o índice de Reajuste Tarifário Anual das tarifas da Companhia Campolarguense de Energia – Cocel, com vigência a partir de 29 de junho de 2025, correspondendo a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 22,47% sendo de 24,57% em média para os consumidores conectados em Alta Tensão e de 21,44% em média para aqueles conectados em Baixa Tensão; fixa das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da Cocel; estabelece os valores da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; e homologa o valor mensal a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cocel para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária. Processo: 48500.003974/2025-05.

Participação Social

1. Consulta Pública nº 23/2025 – 28 de maio de 2025 a 11 de julho de 2025.

Tema: Obter subsídios para aprimoramento da proposta referente à Revisão Tarifária Periódica da Equatorial Maranhão Distribuidora de Energia S.A., a vigorar a partir de 28 de agosto de 2025. Processo: 48500.003671/2025-84.

2. Consulta Pública nº 24/2025 – 4 de junho de 2025 a 18 de julho de 2025.

Tema: Obter subsídios para aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2025 da Energisa Paraíba – Distribuidora de Energia S.A. – EPB, a vigorar a partir de 28 de agosto de 2025. Processo: 48500.003674/2025-18.

3. Consulta Pública nº 25/2025 – 18 de junho de 2025 a 4 de agosto de 2025.

Tema: Obter subsídios para aprimoramento da minuta do Edital e respectivos Anexos dos Leilões nº 5/2025-ANEEL, nº 6/2025-ANEEL e nº 7/2025-ANEEL, denominados, respectivamente, Leilões de Energia Existente “A-1”, “A-2” e “A-3”, de 2025, os quais se destinam à compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes. Processo: 48500.015303/2025-89.

4. Tomada de subsídios nº 5/2025 – 09 de maio de 2025 a 7 de julho de 2025.

Tema: Obter subsídios para alterações nos Procedimentos de Rede visando a conformidade regulatória do ONS e alterações referentes à qualidade de energia. Processo: 48500.902130/2024-58.

5. Tomada de subsídios nº 7/2025 – 20 de maio de 2025 a 4 de agosto de 2025.

Tema: Obter subsídios para o Mínimo Produto Viável do Guia Prático sobre Mudanças Climáticas e Transição Energética. Processo: 48500.906586/2023-14.

6. Tomada de subsídios nº 8/2025 – 27 de maio de 2025 a 10 de julho de 2025.

Tema: Obter subsídios para o aprimoramento do Submódulo 2.3 – Premissas, critérios e metodologia para estudos elétricos (Critérios) e do Submódulo 2.3 – Premissas, critérios e metodologia para estudos elétricos (Metodologia) dos Procedimentos de Rede. Processo: 48500.903108/2024-25.

7. Tomada de subsídios nº 9/2025 – 1 de julho de 2025 a 30 de julho de 2025.

Tema: Obter subsídios para o aprimoramento do Programa de Eficiência Energética - PEE regulado pela ANEEL.

Processo: 48500.019238/2025-61.

8. Tomada de subsídios nº 10/2025 – 1 de julho de 2025 a 1 de agosto de 2025.

Tema: Obter subsídios para aprimoramento da base de Dados relativa ao triênio 2021-23 a ser utilizada na atualização dos Anexos I a V e da eficiência de referência relativa ao Submódulo 2.2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET que trata dos Custos Operacionais a serem reconhecidos nos processos de Revisão Tarifária de 2026 das concessionárias de Distribuição. Processo: 48500.020950/2025-11.

Alerta Legislativo

1. Portaria Normativa MME nº 110/2025. Estabelece o cronograma para a realização das Licitações para a Concessão de Serviço Público para Transmissão de Energia Elétrica.

2. Portaria Normativa MME nº 111/2025. Estabelece diretrizes gerais para estímulo à digitalização gradual das redes e do serviço de distribuição de energia Elétrica de baixa tensão.

3. Portaria MME nº 842/2025. Prorroga, por 120 (cento e vinte) dias, o prazo de que trata o art. 3º, § 1º, da Resolução CNPE nº 10, de 26 de agosto de 2024.

4. Portaria MME nº 843/2025. Divulga, para Consulta Pública, documentação com proposta de Portaria Normativa que estabelece as diretrizes para a aplicação dos descontos nas tarifas de uso da rede de transmissão e distribuição de energia elétrica de que trata o art. 26, §§ 1º-P, 1º-Q, 1º-R 1º-S e 1º-T, da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, alterada pela Medida Provisória nº 1.300, de 21 de maio de 2025.

Fonte: Aneel

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Soluções no Setor Elétrico

Nossa expertise no Setor Elétrico é resultado de diversos projetos executados por nossos profissionais em empresas de Geração, Transmissão, Distribuição e Comercialização.

Auditoria Externa

Nossa auditoria externa combina metodologia global, análise estratégica, expertise no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (MCSE) e foco em normas regulatórias. Oferecemos serviços especializados para geração, transmissão, distribuição e comercialização, com abordagem proativa e relatórios precisos, assegurando qualidade e satisfação aos nossos clientes.

Auditoria Interna

Nossa auditoria interna integra governança e inovação com soluções como outsourcing, criação de comitês e avaliação de riscos. Planejamos e executamos auditorias estratégicas alinhadas ao negócio, utilizando análise de dados e indicadores de desempenho. Reavaliamos estratégias continuamente, garantindo eficiência, valor e melhoria nos processos organizacionais.

Controle Patrimonial

Oferecemos soluções completas em controle patrimonial com inventários, laudos de avaliação, unitização de ativos e gestão de estoques. Nossa equipe multidisciplinar une expertise técnica, contábil e regulatória para atender concessionárias e permissionárias do Setor Elétrico, garantindo precisão, padronização e suporte estratégico em obras e fiscalizações.

Revisão de Processos

Nossa revisão de processos integra confiabilidade, eficiência e melhoria contínua. Abrangemos governança, gestão de riscos e compliance em todos os níveis, com respostas ágeis e custo-efetivo. Atualizamos normas, diagnosticamos falhas e aplicamos as melhores práticas, garantindo controles internos robustos e alinhados às necessidades estratégicas do negócio.

Gestão de Riscos e Controles Internos

Nossa gestão de riscos e controles internos utiliza metodologia COSO-ERM e profissionais certificados para consolidar a baseline de riscos e garantir conformidade com legislações como Sarbanes-Oxley. Atuamos com governança integrada, alinhando estratégias, processos e tecnologia para identificar, avaliar e gerenciar riscos de forma eficiente, promovendo segurança e desempenho organizacional.

Compliance

O processo de Recuperação Judicial é um meio legal para preservação de empresas que, comprovadamente, cumprirem com os requisitos legais, de forma a manter sua função social, estimular a atividade econômica e garantir o pagamento de credores.

Gestão de Contratos

Nossa gestão de contratos abrange diagnóstico completo, avaliação de riscos e identificação de melhorias. Com inventário detalhado, análise de processos e matriz de critérios, aprimoramos controles internos, normas e procedimentos. Utilizamos tecnologia para monitoramento, garantindo eficiência, compliance e suporte estratégico em contratos existentes e futuros.

Centro de Serviços Compartilhados

Nosso Centro de Serviços Compartilhados (CSC) integra equipes, analisa custos e identifica gargalos para propor soluções eficientes. Desenvolvemos planos de centralização personalizados, com cenários estratégicos e cronogramas detalhados. Garantimos execução ágil, acompanhamento contínuo e suporte completo, otimizando serviços e promovendo eficiência operacional.

Revisão Tarifária Periódica – RTP e Base de Remuneração Regulatória – BRR

Com expertise em Revisão Tarifária Periódica (RTP) e Base de Remuneração Regulatória (BRR), oferecemos diagnósticos precisos, mapeamento de riscos e assessoria técnica para validação e ajustes. Atuamos na adequação ao MCPSE e PRORET, suporte em fiscalizações, projeções tarifárias e avaliações patrimoniais, garantindo eficiência, compliance e maximização de retornos para nossos clientes.

CVA e Itens Financeiros / DCF

Gestão e auditoria de itens financeiros e tarifários no setor elétrico, incluindo CVA, DCF, CDE, CCC, PROINFA, encargos setoriais e tarifas de Itaipu e rede básica. Abrange descasamentos tarifários, penalidades, compensações, garantias financeiras, recalculo tarifário e suprimento, promovendo neutralidade e conformidade regulatória.

Auditoria e Assessoria para Obras de Geração, Transmissão e Distribuição

Auditoria e consultoria para obras de geração, transmissão e distribuição no setor elétrico, com equipe multidisciplinar. Atuamos no controle físico-financeiro, gerenciamento de riscos, verificação de requisitos, licenciamento ambiental, segurança, e atendimento legal. Presença em projetos de usinas, linhas e subestações, garantindo eficiência e conformidade.

Programas de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação – PDI e Eficiência Energética – PEE

Auditoria e suporte em PDI e PEE, incluindo análise de contratos, notas fiscais, registros contábeis e limites de gastos. Atuação regulatória com revisão de dados enviados à ANEEL, controle financeiro, verificação de saldos e otimização de processos. Foco no cumprimento de obrigações, diagnósticos, indicadores e acompanhamento técnico, contábil e financeiro.

Relatório Socioambiental / Sustentabilidade / Relato Integrado

Assessoria especializada na preparação, revisão e auditoria de relatórios socioambientais, alinhados ao padrão GRI e exigências da ANEEL. Experiência com empresas do setor elétrico e suporte na implementação de controles internos, garantindo conformidade e dados completos para sustentabilidade e relato integrado.

Auditoria do Programa Luz Para Todos – PLPT e Programa Mais Luz para a Amazônia - PMLA

Auditoria independente dos Programas Luz Para Todos e Mais Luz para a Amazônia, com foco em conformidade aos manuais de operacionalização. Inclui análise de planilhas, contratos, notas fiscais e registros contábeis, revisão de processos e controle financeiro, garantindo transparência no repasse e aplicação de recursos e na execução de projetos técnicos.

Sistema de Inteligência Analítica do Setor Elétrico - SIASE

Apoio completo para garantir a integridade das informações no SIASE, com validação de dados conforme o Submódulo 10.6 do PRORET, verificação de consistência de descontos tarifários e alinhamento com normativos. Implementação de monitoramento contínuo e geração de relatórios para identificar e corrigir inconsistências de forma proativa.