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O peso tarifário dos atropelos no planejamento energético
Desde 2021, o setor elétrico tem sido palco de batalhas políticas com impacto direto sobre a expansão da oferta de energia. São dispositivos legais e infralegais que introduziram obrigações de contratação de geração a partir de fontes específicas, com prazos, localizações e volumes predefinidos, à revelia das diretrizes técnicas do planejamento setorial.
Este estudo descreve os principais movimentos do Executivo e Legislativo relacionados à contratação compulsória de energia e demonstra que seus impactos tarifários médios podem variar significativamente, em especial para os consumidores livres, que percebem a variação mensal efetiva da apuração do Encargo de Energia de Reserva no âmbito da liquidação do mercado de curto prazo. Mas as indefinições regulatórias indicam que o quadro está longe de se esclarecer.
Na análise, além de um panorama de referência, são considerados três cenários:
Simula a contratação das usinas térmicas prevista na Lei nº 14.182/2021 por meio do mecanismo de energia de reserva, conforme originalmente idealizado (desconsiderando a contratação na região Norte, para a qual não houve oferta de energia). Também considera a contratação adicional de 1.009 MW de centrais hidrelétricas até 50 MW, uma vez que já houve a contratação de 175 MW no 37º Leilão de Energia Nova (LEN) e de 816 MW no 39º LEN, realizado em 22 de agosto de 2025.
Considera a derrubada total, pelo Congresso, dos vetos da Presidência da República à Lei nº 15.097/2025 (marco da geração eólica offshore), com a contratação obrigatória dos 8.000 MW de térmicas a gás e aumento para 4.900 MW da contratação de centrais hidrelétricas, além de 250 MWm de energia de hidrogênio a partir de etanol no Nordeste, 300 MWm de energia eólica na região Sul e 1.732 MWm de usinas a carvão cujos contratos regulados se encerram até 2028.
Considera a contratação de somente 3.000 MW de centrais hidrelétricas de pequeno porte para entrega em 2032, 2033 e 2034, como energia de reserva. Não se considerou nenhuma outra contratação em razão das limitações impostas pela MP 1.304/2025, exceto aquelas já realizadas no âmbito da Lei nº 14.182/2021.
1. Introdução
A Lei nº 14.182/2021, que autorizou a desestatização da Eletrobras, inaugurou uma série de mudanças nas regras do setor de energia, com impacto direto sobre o planejamento da expansão da oferta de eletricidade. São dispositivos legais e infralegais que introduziram obrigações de contratação de geração a partir de fontes específicas – em especial térmicas inflexíveis e hidrelétricas de pequeno porte –, com prazos, localizações e volumes predefinidos, desvinculados das diretrizes técnicas do planejamento setorial.
Enquanto a Lei nº 14.182 prevê a contratação, pelo poder concedente, de 8.000 MW em termelétricas a gás natural e 2.000 MW de centrais hidrelétricas de até 50 MW de potência, a tramitação e posterior sanção da Lei nº 15.097/2025, em 10/01/2025, bem como a publicação da Medida Provisória nº 1.304/2025, em 11/07/2025, refletem tentativas de ajustes a essas determinações, ampliando, revogando ou reformulando as metas e os mecanismos de contratação. Esse processo gerou sobreposições normativas, lacunas regulatórias e incertezas quanto à forma de operacionalização de parte dessas obrigações, impactando de maneira significativa as respectivas consequências.
Este artigo descreve os principais movimentos do Executivo e Legislativo relacionados à contratação compulsória de geração de energia desde 2021. Além da reconstrução cronológica e legal dos fatos, apresenta e analisa comparativamente projeções dos potenciais impactos tarifários dessas medidas, considerando a legislação vigente e os dispositivos infralegais disponíveis até o momento. Trata-se de uma tentativa de lançar luz sobre os efeitos de uma trajetória normativa marcada por sobreposições, revogações e recomposições, cujas consequências recaem, invariavelmente, sobre os consumidores.
2. Contextualização
Esta seção apresenta os principais dispositivos legais que tratam da contratação compulsória de energia elétrica desde 2021.
2.1. Lei nº 14.182, de 12/07/2021 (Lei 14.182) – desestatização da Eletrobras
O primeiro parágrafo do Art. 1º da lei determinou a contratação, pelo poder concedente, de termelétricas a gás natural na modalidade reserva de capacidade na forma de energia, totalizando 8.000 MW distribuídos regionalmente, com inflexibilidade mínima de 70% e prazo de suprimento de 15 anos. Seriam contratados 1.000 MW no Nordeste, 2.500 MW no Norte, 2.500 MW no Centro-Oeste e 2.000 MW no Sudeste. Desse total, 2.000 MW (ou 1.400 MWm, considerando a inflexibilidade) foram ofertados no Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Energia (LRCE) de 2022, com a contratação de 670 MWm na Região Norte.
Além disso, o Art. 21 da lei determinou que, nos Leilões A-5 e A-6, pelo menos 50% da demanda declarada pelas distribuidoras deve ser destinada à contratação de hidrelétricas com potência de até 50 MW, até que seja alcançado o volume total de 2.000 MW dessa fonte, com limite de participação por estado e preço-teto definido com base nos valores do Leilão A-6 de 2019.
2.2. Lei nº 15.097, de 10/01/2025 (Lei 15.097) – marco legal da geração offshore
A lei praticamente reescreveu o primeiro parágrafo do Art. 1º da 14.182, incluindo novas obrigações de contratação. A redação aprovada no Congresso estabelecia, além das disposições originais, os seguintes acréscimos: aumento na quantidade de centrais hidrelétricas de até 50 MW a ser contratada compulsoriamente, como energia de reserva; contratação de 250 MWm de energia proveniente do hidrogênio líquido a partir do etanol no Nordeste; e de 300 MWm de eólicas no Sul, entre outros, como detalhado a seguir.
No primeiro caso, o dispositivo elevou de 2.000 MW para 4.900 MW a meta de contratação de centrais hidrelétricas, mudando o mecanismo de leilão regulado para o de energia de reserva. Esse trecho foi aprovado pelo Congresso e vetado pela Presidência da República, mas o Congresso derrubou o veto em 17/06/2025, fazendo-o entrar em vigor. Entretanto, o veto ao dispositivo que definia o modelo de contratação como sendo de energia de reserva não foi apreciado na mesma oportunidade. Ou seja, criou-se a obrigatoriedade da contratação da energia dessas usinas sem a definição de qual mecanismo deveria ser adotado.
Quanto à contratação de energia proveniente do hidrogênio e de eólica, o trecho também foi vetado integralmente pelo Executivo sob justificativa de incipiente desenvolvimento tecnológico e custos incertos do hidrogênio. Mas o Congresso também derrubou esse veto, reinserindo a obrigação na lei. No entanto, o texto legal não especifica o modelo de contratação aplicável. Na prática, o cumprimento dessa determinação dependerá de regulamentação infralegal por parte do Executivo, que precisará definir não apenas o modelo contratual, mas também os mecanismos de custeio e a alocação dos encargos setoriais correspondentes.
Outro aspecto relevante da lei foi a determinação de prorrogação, até 2050, da operação de térmicas a carvão mineral nacional contratadas via leilão regulado (Art. 13, inciso V, da Lei nº 10.438/2002) e daquelas com contratos até 2028, estabelecendo inflexibilidade de 70% e novas bases de remuneração – agora no modelo de energia de reserva e não mais com subsídios da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). Em resumo, buscou-se assegurar a continuidade de usinas a carvão existentes por mais de 20 anos. Esse trecho foi vetado pela Presidência sob o argumento de conflito com compromissos climáticos e impacto tarifário negativo. O veto não chegou a ser apreciado pelo Congresso até o momento; portanto, as extensões de carvão não estão vigentes.
O Projeto de Lei de Conversão que resultou na Lei 15.097 incluiu ainda, por meio dos §§12 e 13 do Art. 1º da Lei 14.182, uma proposta de redistribuição compulsória das usinas termelétricas a gás natural dentro dos 8.000 MW originalmente previstos. Esses dispositivos, no entanto, foram vetados pelo Poder Executivo sob a justificativa de que os prazos e localizações engessariam o planejamento setorial e poderiam acarretar custos adicionais com infraestrutura logística, como gasodutos, a serem socializados entre os consumidores. Até o momento, os vetos a esses parágrafos não foram apreciados pelo Congresso Nacional, de modo que não produziram efeitos legais.
2.3. Medida Provisória nº 1.304, de 11/07/2025 (MP 1.304)
A MP 1.304 modifica novamente o quadro, aliviando as obrigações impostas pelas leis anteriores. Os dispositivos mais relevantes para o estudo realizado pela TR Soluções são:
Substituição das térmicas a gás por centrais hidrelétricas até 50 MW: a MP 1.304 altera a Lei 14.182 para remover a obrigação dos 8.000 MW de térmicas inflexíveis e inserir, conforme §19 do Art. 1º, a contratação de 3.000 MW em centrais hidrelétricas até 50 MW escalonada em três leilões de reserva de capacidade entre 2032 e 2034. Em complemento, a MP 1.304 insere o Art. 1º-A na mesma lei, estabelecendo que qualquer contratação de energia obrigatória deverá estar limitada à necessidade identificada no planejamento setorial, segundo critérios técnicos e econômicos definidos pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), exceto a contratação das hidrelétricas previstas no §19 (que foram explicitamente poupadas dessa condição).
Revogação das regras anteriores sobre centrais hidrelétricas: a MP 1.304 revoga expressamente os artigos 20 e 21 da Lei 14.182, eliminando do ordenamento a antiga obrigação de destinar 50% da demanda de leilões às centrais hidrelétricas de pequeno porte até o limite de 2.000 MW. Assim, formaliza-se a substituição: sai o modelo original e entra o novo programa de 3.000 MW via reserva de capacidade, indicado acima.
Mas, apesar de a MP 1.304 ter determinado a contratação de 3.000 MW de hidrelétricas por meio de leilões de reserva de capacidade, ainda paira certa confusão e até mesmo incerteza quanto ao formato definitivo de contratação dessas usinas. Embora faça mais sentido associá-las ao atendimento da demanda por potência (em MW), há elementos no texto legal que indicam tratar-se, na verdade, de uma contratação no modelo de reserva de capacidade na forma de energia (em MWh). Entre esses elementos, destacam-se a vinculação da contratação ao preço de referência do Leilão A-6 de 2019, estruturado com elevada inflexibilidade, e a ausência de dispositivos que remetam ao regime típico de potência (como os previstos no Decreto nº 10.707/2021). Assim, embora o termo “reserva de capacidade” sugira, à primeira vista, rateio por meio do Encargo de Potência para Reserva de Capacidade (ERCAP), a interpretação da TR Soluções é de que os custos dessas contratações sejam arcados pelos consumidores via Encargo de Energia de Reserva (EER), como ocorre no modelo tradicional de energia de reserva associada à inflexibilidade.
Em resumo, pode-se dizer que, ao longo de quatro anos, o Art. 1º da Lei 14.182 foi, e ainda é, o principal campo de batalha para disputas legislativas e reorientações executivas quanto à contratação compulsória de energia elétrica. Desde a sua promulgação, o dispositivo foi profundamente alterado: inicialmente previu a contratação de 8.000 MW de térmicas a gás natural com inflexibilidade mínima de 70%, distribuídas regionalmente; em seguida, foi ampliado para incluir hidrelétricas até 50 MW (totalizando 4.900 MW) e geração a partir de hidrogênio verde, eólica e carvão. Após vetos e revogações parciais, a MP 1.304 eliminou a obrigação das térmicas a gás e instituiu um novo programa de contratação de até 4.900 MW de centrais hidrelétricas de pequeno porte (dos quais 3.000 MW obrigatórios), por meio de leilões escalonados entre 2032 e 2034. No mesmo movimento, impôs limites para futuras contratações compulsórias fora do planejamento setorial, sinalizando um esforço para reverter os efeitos de decisões anteriores marcadas por baixa viabilidade e alto impacto tarifário.
3. Cenários e seus impactos nas tarifas
Para estimar os impactos tarifários das principais alterações legislativas discutidas nas seções anteriores, a TR Soluções simulou três cenários distintos, cada um representando a implementação dos dispositivos legais e infralegais vigentes ou em discussão, que são comparados com um cenário de referência. As projeções – baseadas principalmente na evolução da receita fixa anual da energia de reserva – foram feitas para o horizonte de 2035, ano em que, sob as premissas adotadas, todas as contratações compulsórias previstas já teriam sido implementadas ou encerradas. As tarifas e valores apresentados estão todos em termos nominais. A seguir são apresentadas as considerações sobre cada um dos cenários.
3.1. Cenário de referência
Trata-se do cenário padrão da versão 14.93 do Serviço para Estimativa de Tarifas de Energia (SETE) da TR Soluções, com as premissas padrão da plataforma e desconsiderando os efeitos de contratações não realizadas das leis 14.182/2021 e 15.097/2024 e da Medida Provisória 1.304/2025 especificamente no que se refere às contratações de energia tratadas neste artigo.
Nesse cenário, a receita fixa anual de energia de reserva segue a evolução apresentada na Figura 1, alcançando um pouco mais que R$ 15 bilhões em 2035. Vale observar que, nesse caso, não se considera nenhuma renovação de contratos ordinários de energia de reserva.
Figura 1 - Evolução da receita fixa total de energia de reserva no cenário de referência
Dentre as alterações promovidas pelas leis e medida provisória, objeto deste artigo, o elemento mais impactado corresponde à energia de reserva. Da Figura 1, tem-se:
LER: corresponde aos Leilões de Energia de Reserva ordinários realizados até setembro de 2016;
PCS: corresponde ao Procedimento Competitivo Simplificado, que ficou conhecido como “leilão emergencial”, ao contratar energia para enfrentamento da crise hídrica de 2021, cujo início do suprimento se daria em maio de 2022, com término previsto para dezembro de 2025, totalizando 44 meses. Mas, devido a questões operacionais e administrativas no âmbito da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Ministério de Minas e Energia (MME) e Tribunal de Contas da União (TCU), foi firmado um acordo que possibilitou a extensão de parte do suprimento do PCS até 2032;
MP nº 1.232/2024: tratou da conversão de contratos de termelétricas a gás natural com a distribuidora Amazonas Energia em contratos de energia de reserva;
LRCE: trata-se do Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Energia já realizado em 2022, cuja contratação foi de 670 MWm para a região Norte.
Lei nº 14.299/2022: possibilitou a contratação do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda (CTJL) como energia de reserva.
Desconsiderando os tributos e eventuais adicionais de bandeiras tarifárias, nesse cenário a tarifa residencial média Brasil, ponderada pelo mercado das 51 concessionárias brasileiras, chega em R$ 1.173/MWh em 2035. Esta tarifa serviu de referência para a estimativa dos impactos dos demais cenários que serão descritos a seguir.
É importante salientar que os custos da geração de energia de reserva são pagos pelos consumidores por meio do EER. Este, por sua vez, depende do preço do mercado de curto prazo (PLD), já que toda a energia de reserva é liquidada no mercado de curto prazo. Caso a receita decorrente da liquidação da energia gerada seja suficiente para cobrir a receita fixa de energia de reserva, não há necessidade de cobrança de encargo. Por outro lado, caso não seja suficiente, a cobrança do encargo garante a cobertura da diferença.
Em todos os cenários, o PLD médio anual considerado foi de R$ 146,36 /MWh. Este valor corresponde à média das medianas mensais, calculadas com base em uma série histórica e prospectiva do PLD que abrange o período de janeiro de 2016 até junho de 2026.
A dinâmica de cobrança do encargo difere entre consumidores cativos e consumidores livres. Para os cativos, a Aneel considera uma cobertura tarifária correspondente a 64% da receita fixa de energia de reserva atribuída a esse grupo. A diferença entre a receita total e a parcela efetivamente cobrada na tarifa — via EER — é compensada por meio do mecanismo de bandeiras tarifárias e eventualmente via custos financeiros cobrados na tarifa. Por esse motivo, os efeitos do aumento da receita fixa de energia de reserva são percebidos apenas parcialmente por esses consumidores cativos.
Já os consumidores livres, que não estão sujeitos às bandeiras, arcam integralmente com o EER. Nesse caso, a cobrança ocorre na liquidação mensal conduzida pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que reflete o encargo apurado mês a mês. No cenário de referência apresentado, estima-se que, em 2035, os consumidores livres teriam uma cobrança média anual de R$ 15/MWh a título de EER.
3.2. Cenário 1: Lei nº 14.182/2021
Este cenário considera a implementação dos dispositivos originais da Lei 14.182, conforme texto aprovado em 2021, que são:
Contratação de térmicas: Considerou-se a contratação de 8.000 MW de termelétricas a gás natural com inflexibilidade mínima de 70%, distribuídas regionalmente, conforme previsão original. Contudo, foi desconsiderada a contratação de usinas na região Nordeste (1.000 MW), dado que, no primeiro leilão relativo a tais usinas, realizado pelo MME em 2022, não houve oferta de energia para aquela região. Assim, além dos 670 MWm contratados para a região Norte, considerou-se a contratação futura remanescente, considerando os 70% de inflexibilidade, de 4.200 MWm (1.050 MWm no Norte (com entrega em 2027 e 2028); 1.750 MWm no Centro-Oeste (2028); e 1.400 MWm no Sudeste (2029 e 2030)). Para a contratação desses 4.200 MWm, considerou-se o preço de R$ 444/MWh (referenciado a set/22), tal qual foi negociado no LRCE que contratou energia para a região Norte.
Contratação de centrais hidrelétricas: no 37º Leilão de Energia Nova A-5, realizado em 2022, houve a contratação de 87 MWm de energia proveniente de centrais hidrelétricas até 50 MW, conforme reserva de mercado definida na lei. No 39ª LEN A-5, realizado no dia 22 de agosto de 2025, o montante contratado foi de 384 MWm. Em termos de capacidade, nos dois referidos leilões foram contratados 991 MW de potência. Assim, no cenário 1, além dessa contratação realizada, foi considerada a contratação remanescente de 1.009 MW, do total de 2.000 MW, no leilão de energia existente A-5 de 2026, ao preço médio negociado neste último leilão, de R$ 392,84/MWh. Como as projeções da TR Soluções indicam que 50% da demanda no referido leilão de 2026 é compatível com a determinação da lei, a contratação de hidrelétricas de pequeno porte seria realizada na sua totalidade. O fator de capacidade considerado nessa contratação foi o mesmo verificado no leilão A-5 realizado no dia 22 de agosto de 2025: 47%.
A Figura 2 apresenta a evolução da receita fixa de energia de reserva, que considera os efeitos da Lei 14.182 quanto à contratação de 8.000 MW de termelétricas a gás natural de que trata a lei. Já os efeitos da contratação das centrais hidrelétricas de pequeno porte são percebidos de maneira distinta entre as distribuidoras, pois cada uma possui necessidade específica de energia nova. Seu efeito, entretanto, é percebido na tarifa média do consumidor residencial projetada e apresentada adiante.
Figura 2 - Evolução da receita fixa de energia de reserva no cenário 1 – Lei 14.182
Em 2035, a receita fixa de energia de reserva passaria de R$ 41 bilhões, o que representa um acréscimo de R$ 26 bilhões em relação ao cenário de referência. Além desta contratação de energia termelétrica a gás no LRCE, o cenário 1 também considerou a contratação total de 2.000 MW de energia proveniente de centrais hidrelétricas até 50 MW. A simulação resultou em uma tarifa média para os consumidores residenciais do Brasil de R$ 1.254/MWh. Em relação ao cenário de referência, isso representa um acréscimo de R$ 81/MWh na tarifa média do consumidor residencial brasileiro, ou um incremento de 6,9%.
Já os consumidores livres perceberiam um acréscimo de R$ 29/MWh no EER, totalizando um encargo anual médio de R$ 44/MWh em 2035, ou um incremento de 193%.
3.3. Cenário 2: Lei nº 15.097/2025
Dada a complexidade e a instabilidade normativa associadas à tramitação da Lei 15.097, com a possibilidade de apreciação dos vetos presidenciais ainda mantidos, o cenário considerado pela TR Soluções parte da hipótese de que todos os vetos tenham sido anulados pelo Congresso. Neste contexto, seriam esperadas as seguintes contratações:
Térmicas (8.000 MW): seriam contratadas integralmente, conforme redação restaurada do §1º da Lei 14.182, com as redistribuições estaduais previstas nos §§12 e 13 (Piauí, Maranhão, Amapá e Amazonas), e com entrega escalonada. O modelo de contratação segue sendo o de energia de reserva com inflexibilidade de 70%. No entanto, além da contratação remanescente, de 4.200 MWm (considerando a inflexibilidade), ainda seriam contratados outros 700 MWm na região Norte, para a qual não houve oferta no primeiro LRCE. A obrigação de contratar todo o montante – inclusive aquele que não foi contratado em certames anteriores por ausência de oferta – foi imposta ao Executivo pelo marco legal. Além disso, o novo comando (§ 6º do art. 4º-A da 14.182) possibilitou que o preço da energia também considerasse “os custos relacionados ao fornecimento do gás natural e à infraestrutura necessária à sua entrega nas usinas”. Levando em conta essa condição e referências de preços veiculadas na mídia, o preço considerado foi de R$ 650/MWh (a valor de set/22).
Hidrelétricas (4.900 MW): considerou-se a contratação compulsória de 4.900 MW em centrais hidrelétricas de até 50 MW, por meio de energia de reserva, com entrega até 31/12/2029. A lógica de precificação foi a mesma do cenário 1, tendo sido utilizado o preço médio negociado no 39º LEN A-5 de 2025, ou seja, R$ 392,84/MWh (a valor de ago/25). O fator de capacidade considerado na simulação foi de 47%, que corresponde ao verificado no 39º LEN A-5 de 2025.
Hidrogênio verde (250 MWm): trata-se de energia proveniente do hidrogênio líquido a partir do etanol na região Nordeste, com entrega até 31/12/2029. Como o modelo comercial a ser adotado nesta contratação não foi especificado, para fins de comparação a TR Soluções considerou essa energia como sendo de reserva. O preço considerado para esta tecnologia foi de R$ 1.560/MWh (a valor de jul/25), tendo sido calculado com base em informações do Roadmap Tecnológico de Hidrogênio, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE)1.
Eólicas no Sul (300 MWm): com entrega até 31/12/2030 e sem modelo de contratação definido, essas usinas também foram consideradas como energia de reserva, ao preço médio do último leilão A-5 de energia nova (37º LEN) em que a fonte foi contratada: R$ 176,00/MWh (referenciado a out/22).
Carvão mineral: considerou-se a extensão até 2050 de contratos de usinas a carvão (atualmente presentes nos CCEAR das distribuidoras). O modelo e o preço utilizados foram os mesmos adotados para o Complexo Jorge Lacerda, ou seja, energia de reserva ao preço médio de R$ 564,37/MWh (referenciado a jun/25). Com isso, o montante da fonte que passou a ser considerado como energia de reserva foi de 1.732 MWm.
Figura 3 - Evolução da receita fixa de energia de reserva no cenário 2 – Lei 15.097
Em 2035, a receita fixa de energia de reserva alcançaria R$ 88 bilhõesno cenário 2, o que representa um acréscimo de R$ 73 bilhões em relação aocenário de referência. Em termos tarifários, os consumidores residenciaisperceberiam uma tarifa de R$ 1.291/MWh, um adicional de R$ 118/MWh ou 10,1% emrelação ao cenário de referência. Já o encargo anual médio atribuído aosconsumidores livres alcançaria R$ 97/MWh, um acréscimo de R$ 82/MWh, ou umincremento de 547%.
3.4.Cenário 3: Medida Provisória nº 1.304/2025
Este cenário representa os efeitos da MP 1.304, nos termos em que foipublicada:
Hidrelétricas (3.000 MW): contratação escalonada de até 3.000 MW decentrais hidrelétricas com até 50 MW de potência por meio de leilões de reservade capacidade na forma de energia, com início de suprimento em 2032, 2033 e2034. O preço considerado foi o médio do Leilão A-5 de 2025, ou seja, R$392,84/MWh (a valor de ago/25). O fator de capacidade considerado também foi omesmo verificado no leilão A-5 realizado no dia 22 de agosto de 2025: 47%.
Demais fontes (1.900 MW restantes de hidrelétricas até 50 MW, hidrogênioverde e eólica): não foram consideradas em função das limitações impostas pelonovo Art. 1º-A da Lei 14.182, inserido pela própria MP 1.304, que condicionanovas contratações – com exceção das hidrelétricas de pequeno porte – aoplanejamento setorial.
Figura 4 - Evolução da receita fixa de energia de reserva nocenário 3 – MP 1.304
Além do montante já contratado de hidrelétrica nos leilões regulados (37º e 39º LEN), conforme a Lei 14.182, o cenário 3 também considera o LRCE realizado em 2022. Assim, este cenário resultaria em R$ 22 bilhões de receita fixa a título de energia de reserva em 2035. Isso representa um acréscimo de cerca de R$ 7 bilhões em relação ao valor do cenário de referência, mas uma redução de R$ 19 bilhões em relação ao do cenário 1, e de R$ 66 bilhões em relação ao do cenário 2.
Na prática, com o valor do cenário 3 os consumidores residenciais perceberiam uma tarifa média de R$ 1.184/MWh. Isso representa acréscimo de R$ 11/MWh em relação ao cenário de referência (0,9%); uma redução de R$ 70/MWh em relação ao cenário 1 (-5,6%); e uma redução de R$ 107/MWh em relação ao cenário 2 (-8,3%).
Os consumidores livres, por sua vez, seriam submetidos a um EER médio anual de R$ 22/MWh, que é R$ 7/MWh maior que o do cenário de referência; R$ 22/MWh menor que o do cenário 1; e R$ 75/MWh menor que o do cenário 2.
3.5. Resumo dos cenários simulados
Além do cenário de referência - no qual não se considerou qualquer contratação ainda não realizada de energia associada aos comandos legais discutidos neste artigo e que serviu de base para as simulações -, foram analisados três cenários distintos:
Cenário 1 – Simula a contratação das usinas térmicas prevista na Lei nº 14.182 por meio do mecanismo de energia de reserva, conforme originalmente idealizado, desconsiderado a contratação na região Norte, para a qual não houve oferta de energia. Também considera a contratação adicional de 1.009 MW de centrais hidrelétricas até 50 MW, uma vez que já houve a contratação de 991 MW no 37º e no 39º LEN.
Cenário 2 – Considera a derrubada total dos vetos à Lei nº 15.097, com a contratação obrigatória dos 8.000 MW de térmicas a gás a um preço que inclui o custo da infraestrutura de transporte e aumento para 4.900 MW da contratação de centrais hidrelétricas, além de 250 MWm de hidrogênio a partir de etanol no Nordeste, 300 MWm de energia eólica na região Sul e 1.732 MWm de usinas a carvão cujos contratos regulados se encerram até 2028. O modelo de contratação considerado para toda essa energia foi o de energia de reserva.
Cenário 3 – Considera a contratação de somente 3.000 MW de centrais hidrelétricas de pequeno porte para entrega em 2032, 2033 e 2034, como energia de reserva. Nenhuma outra contratação futura foi considerada em razão das limitações impostas pela MP 1.304.
A tabela a seguir apresenta um resumo dos principais cenários identificados pelo estudo.
Tabela 1 - Resumo dos resultados em 2035 para cada cenário, em termos nominais
As simulações conduzidas pela TR Soluções apresentadas neste estudo foram realizadas com base no melhor entendimento possível das informações disponíveis até o momento da análise e à luz dos comandos legais vigentes – incluindo os vetos presidenciais já derrubados pelo Congresso. Os cenários considerados refletem, de forma condicional, diferentes marcos normativos: cada um foi construído de forma coerente com a legislação em vigor no período correspondente. Assim, pôde-se avaliar comparativamente os resultados tarifários caso prevalecessem os dispositivos originais da Lei 14.182, as determinações introduzidas pela Lei 15.097 (com os vetos presidenciais suprimidos) ou as alterações propostas pela MP 1.304.
É importante ressaltar as incertezas deste momento: as condições aqui detalhadas estão sujeitas a mudanças em função da tramitação da MP 1.304 e de suas eventuais emendas, bem como da própria validade dessa medida provisória. Conforme os prazos constitucionais, a MP 1.304 vigora inicialmente por 60 dias, prorrogáveis uma única vez por igual período, de modo que precisará ser aprovada pelo Congresso até início de novembro de 2025 para converter-se em lei. Caso contrário, perderá sua eficácia, com o provável reestabelecimento das obrigações anteriormente vigentes. Ademais, ainda há dispositivos legais pendentes de definição ou sujeitos a vetos não apreciados – por exemplo, trechos da Lei 15.097 cujos vetos presidenciais não foram votados pelo Congresso, que permanecem sem aplicação legal. Esse contexto volátil significa que os impactos aqui estimados podem ser alterados por desdobramentos legislativos futuros, exigindo um acompanhamento contínuo.
Por fim, cabe pontuar – em caráter de alerta – que as conclusões desta análise não devem ser interpretadas como previsão determinista nem como juízo de valor acerca dos dispositivos legais examinados. Trata-se de um exercício técnico, objetivo e condicional, voltado a ilustrar os possíveis efeitos tarifários conforme diferentes cenários normativos e preços de energia por fonte, além de preços de curto prazo baseados em uma métrica estatística histórica e prospectiva. As projeções apresentadas estão estritamente vinculadas aos pressupostos legais e regulatórios vigentes em cada cenário analisado, sem pretensão de antecipar decisões legislativas ou regulatórias futuras. Em outras palavras, os resultados expostos decorrem das combinações específicas de obrigações de contratação compulsória vigentes em cada contexto hipotético, servindo como uma referência informativa para compreensão dos impactos potenciais sob distintas trajetórias legais.
Vale frisar que as estimativas da TR Soluções refletem o contexto legal de cada cenário e não representam garantia de ocorrência ou avaliação de mérito dos instrumentos normativos em pauta. Em um ambiente regulatório dinâmico, como o que se observa, é importante que os resultados sejam entendidos unicamente à luz das condições estabelecidas em cada cenário considerado.
O problema estrutural do curtailment deverá ser resolvido nos próximos dias. Essa é a promessa do ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, feita à presidente executiva da Abeeólica, Élbia Gannoum, autorizada a dar essa mensagem pelo chefe do MME na manhã desta terça-feira, 15 de abril. Esse anúncio foi feito pela executiva que representa a indústria eólica durante evento que a entidade realiza em São Paulo e, segundo o relato, envolverá o passado, o presente e o futuro dos cortes de geração. A solução será dada por meio de uma Resolução ou uma Portaria do MME.
> Saiba mais em “Silveira promete resolver curtailment nos próximos dias, diz ABEEólica”: https://bit.ly/3Epm2te
> Sobre o mesmo assunto, leia também “Feitosa nega alteração de regras sobre cortes de geração”: https://bit.ly/3EwWY3t
- EMPRESAS DE ENERGIA VALORIZARAM (negócios e empresas)
Segundo dados da Strategy&, consultoria estratégica da PwC, as empresas de energia no Brasil registraram uma valorização média de cerca de 20% nos últimos quatro anos. O destaque vai para aquelas que incorporaram fontes renováveis ao seu portfólio, onde essas companhias passaram a valer, em média, 25% mais do que as que mantiveram uma matriz energética baseada apenas em fontes tradicionais.
> Continue a leitura na matéria “Empresas de energia valorizaram 20% nos últimos quatro anos, aponta PwC”: https://bit.ly/4ig6gPr
Medidas do CMSE podem elevar escoamento do Nordeste em 1,5 GW: https://bit.ly/42eipzz
“Diretor de planejamento do ONS destaca solução de engenharia através dos Sistemas Especiais de Proteção para até 90 dias, enquanto validação do modelo de resposta das eólicas e solares ao SIN pouco avançou desde o apagão”.
Limp aprova novo modelo de preço, mas vê espaço para melhorias: https://bit.ly/4lB52kI
“Para VP da Eletrobrás, havia grande deslocamento entre o preço definido e a realidade operativa”
Anace critica foco em gás natural no LRCAP: https://bit.ly/3Rj3D4g
“Entidade roga que novas regras do certame diminuam pressão sobre consumidores e aponta que variação da carga líquida ao final do dia é reflexo dos desequilíbrios de um sistema elétrico que requer uma revisão geral e não apenas de ajustes pontuais”.”
Fonte: Canal Energia
FRAGMENTOS EXTRAÍDOS DA VOLTS By CANALENERGIA – 154ª edição de 15/04/2025
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, “voltou a tocar na questão da reforma do setor elétrico, afirmando desta vez que a proposta bate à porta da Casa Civil ainda em abril. Quanto ao Leilão de Reserva de Capacidade na Forma de Potência (LRCAP), falou que o edital sai em 60 dias e garantiu que o certame acontece em 2025.
E a propósito dos percalços judiciais enfrentados, Silveira apontou um novo culpado. Partiu, inesperadamente, para cima da Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP). Disse que as tarifas de transporte de gás são altas demais e que há um verdadeiro oligopólio nesse mercado. A agência respondeu, extraoficialmente, de maneira mais elegante. (...).
Em paralelo, mas ainda na área judicial, uma nova surpresa. Para ampliar ao máximo o suspense junto a uma audiência já pra lá de tensa, a novela da transferência da distribuidora Amazonas Energia para a Âmbar Energia ganhou mais uma temporada.” (...).
Alexandre Canazio
editor-chefe do Canal Energia
EXCLUSIVO
(...), “o setor elétrico enfrenta um alerta significativo. Tudo por causa do encerramento antecipado do período úmido de 2025. Chuvas irregulares e abaixo da média entre fevereiro e março frustraram as expectativas de recuperação dos reservatórios. A Climatempo prevê precipitações abaixo da média até agosto no Sudeste e em outras regiões. A previsão de temperaturas elevadas, além disso, pode acelerar o esvaziamento. A situação é mais crítica no Nordeste, com baixa afluência no Rio São Francisco. A consultoria Volt Robotics considera o período seco um dos mais desafiadores das últimas décadas.” (...).
ECONOMIA
“Para acalmar um pouco as expectativas que acabamos de criar, por causa das questões envolvendo o período seco, o ONS divulgou uma informação impressionante. É que na sequência de muitos meses de alta, detectou uma reversão de tendência na carga para abril. Após estimar elevação de 1,7% para o mês, aponta agora queda de 1,6% em comparação ao mesmo período de 2024. Boa notícia para os reservatórios, mas não tão boas para a economia do Brasil. O que não mudou e, desculpe, vamos ainda falar muito desse assunto, é o problema do curtailment. O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) autorizou a adoção de medidas para aumentar o escoamento de geração renovável da região Nordeste. Objetivo é mitigar os impactos dos cortes na oferta. O diretor-Geral da Aneel, Sandoval Feitosa, a propósito desse tema, resgatou uma ideia diretamente do baú. Foi durante um evento, que ele disse que é necessário intensificar o sinal locacional no Nordeste. De acordo com Feitosa, o principal problema da região atualmente é a falta de demanda, o que joga as tarifas para baixo.
Não por acaso, o governo do Ceará está debatendo com o ONS e o MME uma solução urgente para que os projetos mais avançados de hidrogênio e data centers - coisa de 5 Gigawatts (GW) em consumo potencial - tenham garantia de acesso ao fornecimento de energia. Planejamento, planejamento, planejamento, diria aquele especialista. O ministério, por falar nisso, acaba de aprovar, via portaria, o Plano Decenal de Energia 2034. Sim aquele conjunto de cadernos que todo mundo já conhecia – de cor e salteado – desde o ano passado. Bom, a previsão é de que os investimentos totalizem R$ 3,2 trilhões, sendo que 80% desse valor serão dedicados à indústria do óleo e gás. Agora, no primeiro trimestre de 2025, para se ter uma ideia, a Aneel registrou uma ampliação de 1,7 GW na matriz elétrica. Advinha que ficou na lanterna? A geração hidrelétrica, claro, com meros 4,6 MW.
(...), a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) aprovou, com unanimidade entre seus agentes, as demonstrações financeiras e contábeis referentes a 2024, além dos relatórios anuais. Nenhuma palavra, por enquanto, em relação à execução daquela polêmica reestruturação interna. E, devido ao grande sucesso de audiência – brincadeira! -, a juíza federal Jaíza Fraxe prorrogou por mais 90 dias o prazo para conclusão da transferência de controle da Amazonas Energia para a Âmbar, do Grupo J&F. Para terminar, aqui vai mais uma nota para a seção RH. Laura Porto, diretora da Neoenergia, foi eleita presidente do Conselho de Administração da ABEEólica para o período 2025/2027. Esta é a primeira vez que, em seus mais de 20 anos de existência, a associação tem duas mulheres à frente dos principais cargos da entidade.”
POLÍTICA
“Causou algum mal-estar em Brasília, um certo descompasso entre declarações no alto escalão do governo. Num evento no Rio de Janeiro, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, afirmou que há a possibilidade de o governo estender a gratuidade das tarifas de eletricidade a um universo maior de usuários. O tema estaria entre os itens em estudo na proposta de reestruturação do setor elétrico nacional. Os jornalistas, claro, foram checar essa informação, com quem cuida da chave do cofre da nação – pelo menos em teoria. Perguntado sobre o anúncio de Silveira, o ministro da Fazenda Fernando Haddad explicou que não existe nenhum estudo na Pasta ou na Casa Civil para a ampliar a tarifa social e aumentar o número de beneficiários com a isenção do pagamento da conta de luz. Se o recurso para isso não virá do Tesouro, é grande, portanto, a possibilidade de que os demais consumidores acabem bancando o benefício aos patrícios de baixa renda.”
Esperançosa, ainda que encruada
(...), “a reforma do marco legal do setor elétrico nacional ganha mais uma vida. O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, voltou a falar no assunto. Foi no Rio de Janeiro, durante o Fórum de Líderes em Energia. A estimativa agora é de que o projeto seja encaminhado à Casa Civil da Presidência da República até o final de abril. De cara, ele deixou de orelha em pé os investidores em autoprodução. Ele taxou a modalidade de “oportunista” e a responsabilizou por parte dos ônus que vão parar na conta de luz dos consumidores cativos. Por isso, afirmou o ministro, a reforma terá como base justiça tarifária, liberdade para o consumidor e equilíbrio para o setor. Aí, a Frente Nacional de Consumidores de Energia sugeriu que o texto seja apresentado em consulta pública. Simplesmente porque esse procedimento permite a participação de diferentes segmentos, de forma a alcançar “uma reformulação verdadeira, ampla e irrestrita.” O modelo atual, justificou a Frente, tem mais de 20 anos e está todo remendado. Não acompanhou, enfim, as muitas mudanças ocorridas no cenário energético ao longo desse período. Do lado do Legislativo, os palpites não demoraram a chegar. O deputado Arnaldo Jardim (Cidadania – SP) sugeriu que a reforma seja fatiada por temas, de maneira que os pontos mais caros ao setor possam ser logo aprovados. O deputado João Carlos Bacelar (PL-BA) também considerou difícil a modernização de uma só vez, devido a diversidade de forças políticas e ao antagonismo entre elas. Já dá para perceber, portanto, que o debate será tudo, menos tranquilo.”
De volta à prancheta de trabalho
(...), “o Leilão de Reserva de Capacidade na Forma de Potência (LRCAP) ainda é o assunto “da hora” e vai permanecer em destaque até que se desenlace. Em meio ao furdunço que partes afetadas fizeram junto ao Judiciário, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, disse que determinou a retomada imediata da discussão das regras, para garantir que o certame seja realizado ainda esse ano. Para tanto, ele pretende que o respectivo edital seja publicado em 60 dias, no máximo. O chefe da Pasta até descartou a possibilidade de um leilão emergencial de térmicas por atraso na contratação de potência. Sinal de alento é que a própria Eneva, uma das empresas que recorreu à Justiça, avalia que o prazo de 15 dias de Consulta Pública é considerado suficiente. A avaliação de técnicos do governo e do setor privado é de que o LRCAP precisa trazer racionalidade econômica, para que a contratação seja feita a um menor custo para o consumidor de energia elétrica. Isso deverá exigir uma revisão geral das regras. Até o subsecretário de Acompanhamento Econômico e Regulação na Secretaria de Reformas Econômicas do Ministério da Fazenda, Gustavo Henrique Ferreira, admitiu que o cancelamento frustra a expectativa, mas é uma boa razão para reavaliar as regras. Do lado do ONS, ao menos, uma parte da lição de casa parece ter sido realizada. o diretor de Planejamento, Alexandre Zucarato, disse que o órgão concluiu os cálculos da margem de escoamento para realização da competição. O curioso de toda essa movimentação é que o Leilão de Armazenamento de Energia, já dado como praticamente fora do radar, deve ganhar edital em maio próximo, com possibilidade, portanto, de ser realizado ainda em 2025.”
Fonte: VOLTS By CANALENERGIA – 154ª edição de 15/04/2025
Confira a consulta pública que termina nos próximos dias:
Data final: 22/04/2025
-*Consulta Pública 007/2025*
Obter subsídios para as minutas de resolução normativa e manuais que buscam o aprimoramento regulatório dos serviços de distribuição em consequência da abertura de mercado para consumidores do Grupo A e instituem o Open Energy.
IMPORTANTE: As contribuições deverão ser enviadas em formato word e utilizando o "Modelo para envio de contribuições" na seção "Documentos disponibilizados".
ATENÇÃO: O prazo de envio de contribuições dessa consulta foi prorrogado até as 23h59 do dia 22/4/2025.
Saiba mais no site: https://bit.ly/Aneel-ConsultaPública
Fonte: Canal Energia
“Resumo das Notícias de Hoje
Dia 15 de abril de 2025, terça-feira
- VOLATILIDADE DE PREÇOS EM 2025 (comercialização)
A volatilidade dos preços da energia este ano deverá ser uma constante ao longo de 2025. Esse é o resultado de parâmetros do CVaR mais sensíveis quando comparados ao que estava vigente até o final do ano passado. Como consequência também deverá influenciar no acionamento das bandeiras tarifárias, começando com a amarela já em maio. Essa instabilidade já está no radar de empresas e até da Abraceel que solicitou uma consulta pública para rever os parâmetros vigentes para este ano.
> Saiba mais na matéria “Modelo mais sensível acelera volatilidade de preços em 2025”: https://bit.ly/4lvX5wX
- CMSE ABRE CONSULTA SOBRE O PLANO DE CORTES DE GERAÇÃO (política)
O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) publicou o plano de trabalho do Grupo de Trabalho Cortes de Geração para receber contribuições até 25 de abril de 2025, através do e-mail snee@mme.gov.br. Segundo o governo, a disponibilização do plano em consulta não posterga o desenvolvimento das atividades já previstas, que vêm sendo avaliadas e deliberadas pelo CMSE, incluindo medidas com repercussão já no curto prazo.
> Leia mais em “CMSE abre consulta sobre o plano de cortes de geração”: https://bit.ly/4lE0uKn
- LEILÃO DE SISTEMAS ISOLADOS (expansão)
O leilão de sistemas isolados de 2025 terá a oferta de 1,8 GW entre 241 projetos cadastrados, incluindo centrais híbridas com participação das tecnologias termelétrica, fotovoltaica e sistemas de armazenamento. Segundo dados divulgados pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), às UTEs correspondem a 39% da potência total cadastrada e as híbridas (termelétricas + fotovoltaicas com ou sem armazenamento) somam 61%, sendo 55% com sistema de baterias.
> Continue a leitura em “Leilão de sistemas isolados prevê 1,8 GW entre 241 projetos”: https://bit.ly/3RPyvJO
Sandoval Feitosa aponta necessidade de intensificar sinal locacional: https://bit.ly/4lweO7A
“Implementado pela Aneel em 2023, medida ajudaria a reduzir os cortes por curtailment”
EDP projeta renovar concessão no ES em maio: https://bit.ly/3G7sR3g
“Processo que trata da renovação deverá voltar à pauta da diretoria da Aneel em 22 de abril, ainda dentro do prazo estabelecido pelo governo, concessão vence em julho”.
COP 30: Fundo Soberano será sugerido como forma de financiar transição: https://bit.ly/4czWPsM
“Presidente Consórcio Brasil Verde e que reúne 21 estados diz que a ideia é usar fundos obtidos com a exploração de petróleo para reduzir emissões e proteger a floresta amazônica”.
Fonte: Canal Energia
PAUTA DA 12ª REUNIÃO PÚBLICA ORDINÁRIA DA DIRETORIA DE 2025 15/04/2025
“II. RELAÇÃO DOS ASSUNTOS RELATIVOS AOS AGENTES DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO.
1. Processo: 48500.003315/2024-80 Assunto: Reajuste Tarifário Anual da Enel Distribuição Ceará – Enel CE, a vigorar a partir de 22 de abril de 2025. Área Responsável: Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica - STR. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
2. Processo: 48500.003924/2008-19, 48500.001656/2017-91 Assunto: Pedido de Reconsideração, com pedido de medida cautelar, interposto pela PCH Mantovilis SPE S.A. em face do Despacho nº 207/2025, que indeferiu o pleito adicional de reconhecimento de excludente de responsabilidade pelo atraso no cronograma de implantação da Pequena Central Hidrelétrica – PCH Mantovilis, por inexistir eventos de excludente de responsabilidade nos termos do art. 19, da Lei nº 13.360/2016. Área Responsável: Diretoria – DIR. Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
3. Processo: 48500.002898/2018-83 Assunto: Requerimento Administrativo protocolado pela Marlim Azul Energia S.A. com vistas ao reconhecimento de excludente de responsabilidade e de alteração de cronograma referente à implantação da Usina Termelétrica – UTE Marlim Azul, localizada no município de Macaé, estado do Rio de Janeiro. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE, Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica - SFT. Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Sandoval de Araújo Feitosa Neto
BLOCO DA PAUTA
Os itens de 4 a 45 serão deliberados em bloco, conforme o art. 12 da Norma de Organização ANEEL nº 18, revisada pela Resolução Normativa nº 698/2015.
4. Processo: 48500.003316/2024-24 Assunto: Reajuste Tarifário Anual da Companhia Energética do Rio Grande do Norte – Neoenergia Cosern, a vigorar a partir de 22 de abril de 2025 Área Responsável: Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica - STR. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato Atualizado em 11/4/2025, às 15h10min.
5. Processo: 48500.003325/2024-15 Assunto: Reajuste Tarifário Anual da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – Neoenergia Coelba, a vigorar a partir de 22 de abril de 2025. Área Responsável: Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica - STR. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
6. Processo: 48500.003326/2024-60 Assunto: Reajuste Tarifário Anual da Energisa Sergipe – Distribuidora de Energia S.A. – ESE, a vigorar a partir de 22 de abril de 2025. Área Responsável: Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica - STR. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
7. Processo: 48500.005365/2023-11 Assunto: Ajuste no período e no valor da Sub-rogação do benefício de rateio da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC para a importação de energia proveniente da Venezuela, realizada pela empresa Bolt Energy Comercializadora de Energia Ltda. para suprimento dos Sistemas Isolados de Boa Vista e localidades conectadas. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica - SGM. Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva Minutas de voto e ato
8. Processo: 48500.008730/2022-68 Assunto: Correção do Anexo VIII da Resolução Normativa nº 1.074/2023, que aprovou o Plano Estratégico Quinquenal de Inovação – PEQuI 2024-2028 do Programa de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação – PDI da ANEEL e deu outras providências. Área Responsável: Secretaria de Inovação e Transição Energética - STE. Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva Minutas de voto e ato
9. Processo: 48500.002197/2024-92 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Equatorial Alagoas Distribuidora de Energia S.A. – Equatorial AL em face do Auto de Infração nº 2/2024, lavrado pela Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de Alagoas – ARSAL, decorrente de fiscalização da qualidade do fornecimento, relativa a interrupções com duração superior a 24 horas, ocorridas em 2022. Área Responsável: Diretoria – DIR. Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva Minutas de voto e ato
10. Processo: 48500.005895/2023-69 Assunto: Recursos Administrativos interpostos em face do Despacho nº 4.395/2023, emitido conjuntamente pela Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica – STR e pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica – SGM, que homologou os montantes de exposição e sobrecontratação involuntária dos agentes de distribuição para o ano de 2018. Área Responsável: Diretoria – DIR. Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva Minutas de voto e ato
11. Processo: 48500.001533/2024-80 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Cemig Distribuição S.A. – Cemig D em face do Despacho nº 2.592/2024, emitido pela Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo – SMA, que deu provimento parcial à reclamação referente a atualização de dados de faturamento de Iluminação Pública do município de Carmo do Cajuru, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Diretoria – DIR. Diretor(a)-Relator(a): Ludimila Lima da Silva Minutas de voto e ato
12. Processo: 48500.005595/2025-41 Assunto: Requerimento Administrativo protocolado pela Dunas Transmissão de Energia S.A. com vistas ao reconhecimento de excludente de responsabilidade por atrasos na entrada em operação do Contrato de Concessão nº 14/2018; e Recurso Administrativo interposto pela Dunas Transmissão de Energia S.A. em face do Despacho nº 714/2025, emitido conjuntamente pela Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica – SFT e pela Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica – SCE, que não reconheceu a excludente de responsabilidade por atrasos na entrada em operação comercial das instalações de transmissão objeto do Contrato de Concessão nº 14/2018-ANEEL requerido pela Recorrente. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE, Diretoria – DIR. Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili Minutas de voto e ato
13. Processo: 48500.006108/2023-04 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela Cooperativa de Eletrificação e Desenvolvimento da Região de Mogi Mirim – Cemirim em face da Resolução Homologatória nº 3.332/2024, que homologou o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2024 da Recorrente e deu outras providências. Área Responsável: Diretoria – DIR. Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva Minutas de voto e ato
14. Processo: 48500.005913/2023-11 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela Distribuidora Catarinense de Energia Elétrica S.A. – Dcelt em face da Resolução Homologatória nº 3.381/2024, que homologou o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2024 da Recorrente e deu outras providências. Área Responsável: Diretoria – DIR. Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili Minutas de voto e ato
15. Processo: 48500.009318/2022-65 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica – Abradee em face do Despacho nº 684/2025, que aprovou o aprimoramento do cálculo da energia requerida e das perdas não técnicas, considerando os efeitos da energia de Microgeração e Minigeração distribuída – MMGD, e deu outras providências. Área Responsável: Diretoria – DIR. Diretor(a)-Relator(a): Ludimila Lima da Silva Minutas de voto e ato
16. Processo: 48500.004686/2019-11 Assunto: Requerimento Administrativo protocolado pela Ourilândia do Norte Transmissora de Energia S.A. – Onte com vistas à reavaliação dos custos das obras de substituição dos cabos para-raios com fibra ótica da Linha de Transmissão Integradora – Onça Puma, autorizada pela Resolução Autorizativa nº 10.032/2021, Contrato de Concessão nº 21/2016. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Ludimila Lima da Silva Minutas de voto e ato
17. Processo: 48500.004999/2015-46 Assunto: Requerimento Administrativo protocolado pela Empresa Luz e Força Santa Maria S.A. com vistas ao reconhecimento de sobrecontratação involuntária de energia elétrica no ano de 2016. Área Responsável: Diretoria - DIR. Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva Minutas de voto e ato
18. Processo: 48500.004999/2015-46 Assunto: Requerimento Administrativo protocolado pela Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. (Enel Distribuição São Paulo) em face do Despacho nº 2.168/2022, que deu parcial provimento aos Recursos Administrativos interpostos em face do Despacho nº 2.508/2020, emitido pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado – SRM, o qual homologou os montantes de exposição e sobrecontratação involuntária dos agentes de distribuição para os anos de 2016 e 2017. Área Responsável: Diretoria - DIR. Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva Minutas de voto e ato
19. Processo: 48500.001471/2008-96, 48500.000869/2008-13, 48500.000870/2008-30 Assunto: Recomposição do prazo da outorga das Centrais Geradoras Termelétricas – UTEs Maranhão IV, Maranhão V e MC2 Nova Venécia 2, outorgadas à Parnaíba Geração e Comercialização de Energia S.A., localizadas no município de Santo Antônio dos Lopes, estado do Maranhão. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili Minutas de voto e ato
20. Processo: 48100.001175/1996-76 Assunto: Transferência de titularidade e alteração do regime de exploração, de Concessão de Serviço Público para Autorização de Produção Independente de Energia, da Usina Termelétrica – UTE Santa Cruz, outorgada às Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCSCE. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
21. Processo: 48500.003138/2024-31 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Grande Sertão II Transmissora de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Jussiape e da estrada de acesso, localizadas no município de Jussiape, estado da Bahia. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
22. Processo: 48500.010438/2025-58 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D, das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Imbé, localizada no município de Imbé, estado do Rio Grande do Sul. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili Minutas de voto e ato
23. Processo: 48500.005589/2025-94 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Cemig Distribuição S.A. – Cemig-D, das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Salto da Divisa 1, localizada no município de Salto da Divisa, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
24. Processo: 48500.002624/2025-13 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A. – Cemig-D, das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Brumadinho 3 – Nova Lima 8, localizada nos municípios de Brumadinho e Nova Lima, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Ludimila Lima da Silva Minutas de voto e ato
25. Processo: 48500.002631/2025-15 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A. – Cemig-D, das áreas de terra necessárias à passagem de trecho da Linha de Distribuição Araguari 4 – Miranda, localizada nos municípios de Araguari e de Uberlândia, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili Minutas de voto e ato
26. Processo: 48500.002632/2025-60 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A. – Cemig-D, das áreas de terra necessárias à passagem de trecho da Linha de Distribuição Pará de Minas 1 – Pará de Minas 2, localizada no município de Pará de Minas, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili Minutas de voto e ato
27. Processo: 48500.005190/2025-11 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A. – Cemig-D, das áreas de terra necessárias à passagem do trecho de Linha de Distribuição que perfaz o seccionamento da Linha de Distribuição Vazante 1 – Paracatu 4, com derivação na Subestação Paracatu 13, localizada no município de Paracatu, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva Minutas de voto e ato
28. Processo: 48500.006308/2025-11 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A. – Cemig-D, das áreas de terra necessárias à passagem do trecho de Linha de Distribuição que perfaz o seccionamento da Linha de Distribuição Vazante 1 – Paracatu 4, com derivação na Subestação Paracatu 14, localizada no município de Paracatu, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Ludimila Lima da Silva Minutas de voto e ato
29. Processo: 48500.005191/2025-58 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A. – Cemig-D, das áreas de terra necessárias à passagem de trecho da Linha de Distribuição Igarapé 1 – São Joaquim de Bicas 2, localizada no município de São Joaquim de Bicas, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva Minutas de voto e ato
30. Processo: 48500.005195/2025-36 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A. – Cemig-D, das áreas de terra necessárias à passagem de trecho da Linha de Distribuição Montes Claros 1 – Montes Claros 6, localizada no município de Montes Claros, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva Minutas de voto e ato
31. Processo: 48500.006018/2025-77 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A. – Cemig-D, das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Lavras 2 – Lavras 3, localizada no município de São Pedro do Suaçuí, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
32. Processo: 48500.008974/2025-93 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A. – Cemig-D, das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Várzea da Palma 1 – Italmagnesio, localizada no município de Várzea da Palma, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva Minutas de voto e ato
33. Processo: 48500.010942/2025-58 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A. – Cemig-D, das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Passos 1 – Passos 2, localizada no município de Passos, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
34. Processo: 48500.008491/2025-99 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Equatorial Goiás Distribuidora de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à passagem do trecho de Linha de Distribuição Circuito 2 – SE Piracanjuba – Nelma Maria Pontes de Souza, localizada no município de Piracanjuba, estado de Goiás. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili Minutas de voto e ato
35. Processo: 48500.010995/2025-79 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Enel Distribuição Ceará – Enel CE, das áreas de terra necessárias à passagem do trecho de Linha de Distribuição VTAL II 02V2, localizada no município de Fortaleza, estado do Ceará. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Ludimila Lima da Silva Minutas de voto e ato
36. Processo: 48500.011183/2025-41 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Energisa Maranhão Transmissora de Energia I S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Transmissão Teresina IV – Graça Aranha C1, localizada nos municípios de Altos e Teresina, estado do Piauí, e Timon, Matões, Parnarama, Governador Eugênio Barros e Graça Aranha, estado do Maranhão. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
37. Processo: 48500.000386/2023-40 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 13.624/2023, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da RGE Sul Distribuidora de Energia – RGE, das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Santa Maria 3 – Santa Maria 6, localizada no município de Santa Maria, estado do Rio Grande do Sul. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva Minutas de voto e ato
38. Processo: 48500.007170/2022-24 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 12.797/2022, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL Paulista, das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Ribeirão Preto 14, localizada no município de Ribeirão Preto, estado de São Paulo. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili Minutas de voto e ato
39. Processo: 48500.001972/2023-10 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 14.754/2023, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Central Fotovoltaica Boa Sorte 9 SPE Ltda., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Transmissão UFVs Boa Sorte – SE Paracatu 4, localizada no município de Paracatu, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva Minutas de voto e ato
40. Processo: 48500.000288/2024-93 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 15.100/2024, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da ISA Energia Brasil S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Transmissão Correntina – Arinos 2 C1, localizada nos municípios de Correntina, Jaborandi e Cocos, estado da Bahia, e Januária, Chapada Gaúcha e Arinos, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili Minutas de voto e ato
41. Processo: 48500.000291/2024-15 AAssunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 15.101/2024, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista S.A. – Cteep, das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Transmissão Barra II – Correntina C1, que interligará a Subestação Barra II à Subestação Correntina, localizada nos municípios de Barra, Wanderley, Cristópolis, Tabocas do Brejo Velho, Baianópolis, Santa Maria da Vitória e Correntina, estado da Bahia. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva Minutas de voto e ato
42. Processo: 48500.008862/2025-32, 48500.008868/2025-18, 48500.010191/2025-70, 48500.008869/2025-54 Assunto: Autorização e estabelecimento de parcela da Receita Anual Permitida – RAP referente a reforços em instalações de transmissão sob responsabilidade da ISA Energia Brasil S.A., Contrato de Concessão nº 59/2001; da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras, Contrato de Concessão nº 62/2001; da Empresa de Transmissão de Várzea Grande – ETVG, Contrato de Concessão nº 18/2010; e da Guaraciaba Transmissora de Energia S.A. – TP SUL, Contrato de Concessão nº 13/2012. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva Minutas de voto e ato
43. 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 Assunto: Prorrogação do prazo de pedido de vista referente aos Pedidos de Reconsideração interpostos pela Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia – Abiape, Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e Consumidores Livres – Abrace, Energia Sustentável do Brasil S.A. – ESBR e Norte Energia S.A. – Nesa 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, que alteraram o reposicionamento da Receita Anual Permitida – RAP das empresas 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 S.A. – 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. Área Responsável: Diretoria - DIR. Diretor(a)-Relator(a): Hélvio Neves Guerra Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Agnes Maria de Aragão da Costa
44. Processo: 48500.000752/2019-84 Assunto: Prorrogação do prazo de pedido de vista referente ao Pedido de Reconsideração interposto pela Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia – Abiape, pela Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e Consumidores Livres – Abrace, pela Energia Sustentável do Brasil S.A. – ESBR e pela Norte Energia S.A. – Nesa em face da Resolução Homologatória nº 2.846/2021, que alterou o reposicionamento da Receita Anual Permitida – RAP da Celg Geração e Transmissão S.A. – Celg-GT. Área Responsável: Diretoria - DIR. Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Agnes Maria de Aragão da Costa
45. Processo: 48500.001390/2024-14 Assunto: Prorrogação do prazo de pedido de vista referente ao Resultado da Consulta Pública nº 28/2024, instituída com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento do tratamento regulatório específico para os empreendimentos abarcados pela Medida Provisória nº 1.212/2024, no que diz respeito à postergação dos Contratos de Uso do Sistema de Transmissão – CUSTs por período superior a 12 (doze) meses. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - STD. Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Agnes Maria de Aragão da Costa.”
Credenciada na Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para trabalhos de apoio ao órgão regulador
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.
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