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Energia Eólica Offshore no Brasil: Um Novo Horizonte para o Desenvolvimento Sustentável
20/8/2025
O Brasil, com sua vasta costa e ventos favoráveis, está à beira de uma nova fronteira energética: a energia eólica offshore. Enquanto a energia eólica em terra (onshore) já é uma realidade consolidada e um dos pilares da matriz elétrica brasileira, a exploração dos ventos em alto mar promete um potencial ainda maior, capaz de impulsionar o desenvolvimento sustentável, gerar empregos e consolidar o país como um líder global em energias renováveis. Este artigo explora o vasto potencial da energia eólica offshore no Brasil, os desafios e as oportunidades que essa tecnologia apresenta, e como ela pode moldar um novo horizonte para o desenvolvimento sustentável do país.
O Potencial Inexplorado dos Ventos Marinhos Brasileiros
A energia eólica offshore é a geração de eletricidade a partir de turbinas eólicas instaladas em corpos d'água, geralmente no mar. As condições de vento em alto mar são frequentemente mais fortes e consistentes do que em terra, o que permite que as turbinas offshore sejam maiores e gerem mais energia por unidade de capacidade instalada. O Brasil possui uma costa extensa, com mais de 8.500 km, e estudos preliminares indicam um potencial eólico offshore gigantesco, estimado em centenas de gigawatts, superando em muito a capacidade instalada atual de todas as fontes de energia do país.
Vantagens da Energia Eólica Offshore no Brasil:
Recurso Abundante e Consistente: Os ventos marinhos brasileiros são de alta qualidade, com velocidades médias elevadas e menor variabilidade, resultando em um fator de capacidade superior ao da eólica onshore.
Menor Impacto Visual e Sonoro: Por estarem distantes da costa, os parques eólicos offshore têm um impacto visual e sonoro reduzido para as comunidades costeiras.
Geração em Larga Escala: A possibilidade de instalar turbinas maiores e em maior número permite a construção de parques eólicos de gigawatts, contribuindo significativamente para a segurança energética do país.
Complementaridade com Outras Fontes: A geração eólica offshore pode complementar a geração hidrelétrica e solar, contribuindo para a diversificação da matriz e a estabilidade do sistema elétrico.
Desafios e Oportunidades para o Desenvolvimento Sustentável
Apesar do imenso potencial, o desenvolvimento da energia eólica offshore no Brasil enfrenta desafios significativos, mas que também representam grandes oportunidades para o desenvolvimento sustentável:
Desafios:
Alto Custo Inicial: A instalação de parques eólicos offshore é mais cara do que a onshore devido à complexidade da engenharia, fundações, instalação e conexão à rede.
Infraestrutura Portuária: A construção e manutenção de grandes turbinas eólicas offshore exigem portos com infraestrutura especializada para montagem, transporte e logística.
Regulamentação: A ausência de um marco regulatório específico e claro para a energia eólica offshore no Brasil é um dos principais entraves para atrair investimentos e dar segurança jurídica aos projetos.
Impacto Ambiental: Embora seja uma fonte limpa, a instalação de parques offshore pode ter impactos na vida marinha, rotas migratórias de aves e ecossistemas costeiros, exigindo estudos de impacto ambiental rigorosos e medidas de mitigação.
Conexão à Rede: A energia gerada em alto mar precisa ser transmitida para a costa e conectada à rede elétrica existente, o que pode exigir investimentos em novas linhas de transmissão e subestações.
Oportunidades para o Desenvolvimento Sustentável:
Geração de Empregos e Cadeia de Valor Local: O desenvolvimento da indústria eólica offshore pode gerar milhares de empregos qualificados em diversas áreas, desde a fabricação de componentes até a instalação, operação e manutenção. Isso impulsiona a economia local e a formação de uma nova cadeia de valor.
Inovação Tecnológica: A complexidade da eólica offshore estimula a pesquisa e o desenvolvimento de novas tecnologias e soluções de engenharia, posicionando o Brasil na vanguarda da inovação energética.
Descarbonização da Economia: A energia eólica offshore contribui diretamente para a redução das emissões de gases de efeito estufa, ajudando o Brasil a cumprir suas metas climáticas e a descarbonizar sua economia.
Segurança Energética: A diversificação da matriz e a adição de uma fonte de energia abundante e consistente aumentam a segurança e a resiliência do sistema elétrico brasileiro.
Atração de Investimentos: O grande potencial e a necessidade de investimentos em larga escala podem atrair capital estrangeiro e parcerias internacionais, impulsionando o crescimento econômico.
O Cenário Regulatório e os Primeiros Passos no Brasil
Atualmente, o Brasil não possui um marco regulatório específico para a energia eólica offshore. No entanto, o governo federal e agências reguladoras como o IBAMA (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis) e a ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) estão trabalhando na criação de regras para o licenciamento ambiental, a cessão de uso de áreas marítimas e a comercialização da energia. Diversos projetos já foram protocolados para licenciamento ambiental, demonstrando o interesse do setor privado em explorar esse potencial.
Perspectivas para o Futuro:
Marco Regulatório: A expectativa é que um marco regulatório claro e estável seja estabelecido nos próximos anos, oferecendo a segurança jurídica necessária para os investimentos.
Leilões de Energia: Com a regulamentação, o governo poderá realizar leilões específicos para a contratação de energia eólica offshore, impulsionando a construção dos primeiros parques.
Desenvolvimento da Cadeia de Suprimentos: O crescimento da indústria offshore no Brasil dependerá do desenvolvimento de uma cadeia de suprimentos local robusta, com a fabricação de componentes e a prestação de serviços especializados.
Um Futuro Promissor e Sustentável no Mar Brasileiro
A energia eólica offshore representa um novo e promissor horizonte para o desenvolvimento sustentável do Brasil. Com um potencial eólico marinho vasto e de alta qualidade, o país tem a oportunidade de se tornar um dos maiores produtores de energia eólica offshore do mundo. Embora os desafios sejam consideráveis, as oportunidades de geração de empregos, atração de investimentos, descarbonização da economia e fortalecimento da segurança energética são ainda maiores. Ao avançar com um marco regulatório claro, investimentos em infraestrutura e um compromisso com a sustentabilidade ambiental, o Brasil pode desbravar essa nova fronteira, consolidando sua liderança em energias renováveis e construindo um futuro mais limpo, próspero e resiliente para as próximas gerações. O vento que sopra no nosso litoral tem o poder de impulsionar uma verdadeira revolução energética e de desenvolvimento.
Fonte: energy.solutions@informa.com – Edição de 15/08/2025
“A Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), a Associação da Indústria Fotovoltaica da China (CPIA), a ApexBrasil, o Governo Federal do Brasil e o Governo da China, realizaram no dia 11 de julho, um encontro onde oficializaram um acordo de cooperação para fortalecer os negócios nas áreas de energia solar, armazenamento e hidrogênio verde entre os países.”
A Medida Provisória n. 1.232/2024 (MP) altera de maneira significativa o orçamento da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) e os gastos do setor elétrico com o Encargo de Energia de Reserva (EER). Este estudo analisa essas mudanças e apresenta projeções relativas a esses impactos nas tarifas de aplicação das distribuidoras calculadas por meio do Serviço para Estimativa de Tarifas de Energia (SETE), da TR Soluções. Resumidamente, as análises indicam que os impactos podem variar de uma redução de R$ 5,79 por MWh a um aumento de R$ 4,35 /MWh.
Essa grande variação nos resultados se deve principalmente ao fato de que, embora a CCC tenda a diminuir com as mudanças na legislação definidas pela MP, o EER deve subir, mas seu comportamento está diretamente atrelado à evolução do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). Além disso, como se verá ao longo do artigo, os resultados efetivos dependem da região geográfica onde o consumidor se encontra e do nível de tensão da sua conexão, entre outros aspectos que agregam incerteza às previsões.
1. Contexto
As determinações estabelecidas pela MP, publicada em 12 de junho de 2024, modificam significativamente o orçamento da CCC e o gastos do setor elétrico com o EER. A seguir, são apresentadas a evolução recente e as atuais condições desses encargos.
1.1. CCC
A CCC é um dos itens mais representativos das despesas com políticas públicas de subsídios relacionadas ao setor elétrico suportadas pela Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). O orçamento proposto pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para este ano prevê que ela tenha uma participação equivalente a 31% do total da CDE Uso.
A CDE Uso é a parcela da conta que é dividida entre todos os consumidores, livres e regulados, exceto os consumidores beneficiados pela tarifa social e autoprodutores de energia, por meio da tarifa de uso dos sistemas de Distribuição (TUSD) e de Transmissão (TUST), e deve somar R$ 34,2 bilhões neste ano. Isso equivale a R$ 92,98/MWh nas tarifas dos consumidores residenciais das regiões Sul, Sudeste e Centro Oeste, e de R$ 48,68/MWh nas tarifas daqueles das regiões Norte e Nordeste1.
A evolução recente das despesas da CCC pode ser explicada principalmente por mudanças legais implementadas nos últimos anos, listadas a seguir:
O Decreto n. 7.246/2010, que regulamentou a Lei n. 12.111/2009, ampliou os reembolsos da conta por estabelecer que o custo total da sobrecontratação de energia das distribuidoras beneficiadas seria arcado pelo encargo por um período de três anos subsequentes ao da respectiva interligação ao SIN. Portanto, até 31 de dezembro de 2018 o resultado do mercado de curto prazo (MCP) da Amazonas Energia (AmE) seria alocado à CCC. Posteriormente, o Decreto n. 10.050/2019 alterou esse período para cinco anos.
A Lei n. 14.146/2021 ampliou os critérios para repasses dos custos de sobrecontratação de energia para o encargo, ao estabelecer que, entre janeiro de 2021 e dezembro de 2026, o efeito financeiro desses custos, em determinadas condições2 , também seria arcado pela CCC. Além da AmE, a medida afetou as contas da Roraima Energia (RR Energia) e da Companhia de Eletricidade do Amapá (CEA).
A mesma lei também flexibilizou, em determinadas condições3 , o tratamento regulatório adotado no cálculo das despesas com perdas: nos processos tarifários de 2022 a 2025, o cálculo dessas despesas teria como base a diferença entre a carga real e o mercado regulatório verificados no ano civil de 2020, considerando um redutor anual de 25%. Essa medida alcançou apenas a CEA.
Por fim, também sob condições específicas4, a lei estabeleceu um desconto adicional de 100% sobre o valor do ACR_médio5 , devendo ser reduzido em 20% anualmente, até a sua extinção em dezembro de 2025. Essa medida alcançou a Equatorial Pará e mais uma vez a CEA.
No total, as despesas adicionais decorrentes das disposições da Lei n. 14.146/2021 impuseram custos adicionais para o orçamento da CCC da ordem de R$ 1,5 bilhão, que deveriam perdurar no seu orçamento da CCC até 2026. Saiba mais sobre esse assunto em artigo publicado pela TR Soluções sobre o tema em julho de 2023.
1.2. EER
A Energia de Reserva é uma modalidade de contratação de energia de longa duração, usualmente de 15 a 30 anos, por meio de leilões específicos com o objetivo de elevar a segurança do fornecimento de energia no SIN. O EER é destinado a cobrir os custos decorrentes desses contratos, que são rateados entre todos os usuários finais de energia elétrica do SIN.
Desde 2008, foram realizados onze leilões de Energia de Reserva. Em 2023, a receita fixa contratada até o 10º Leilão de Energia de Reserva (LER) estava em R$ 9,9 bilhões por ano, sendo que, a partir de 2022, as despesas decorrentes das contratações realizadas no âmbito do Procedimento Competitivo Simplificado (PCS) foram adicionadas aos custos ordinários que formavam o EER.
A definição do valor do encargo varia conforme o PLD. Isso porque toda a Energia de Reserva é liquidada no MCP, e a diferença entre a receita fixa total necessária para a operação de cada usina e a receita decorrente da liquidação dessa energia no MCP é o que de fato se converte no encargo. Assim, se o PLD subir, o valor do encargo diminui, podendo até resultar em saldo positivo. No entanto, se o preço cair, pode ser necessário cobrar o encargo para honrar os compromissos com os geradores de energia de reserva. Para saber mais sobre o EER, consulte artigo publicado pela TR Soluções sobre o tema em maio de 2023.
2. Medida Provisória n. 1.232/2024 e suas implicações
A TR Soluções analisou a MP para introduzir suas determinações no SETE, abrindo a possibilidade de os usuários do serviço simularem os impactos dessas condições nas tarifas de aplicação das distribuidoras. As implicações dessas mudanças são discutidas na sequência deste artigo.
A MP é composta basicamente por três artigos que determinam alterações nas leis n. 12.111/2009 e n. 12.783/2013
O art. 1º acrescenta o art. 4º-D à Lei n. 12.111/2009, determinando que os contratos de compra e venda de energia elétrica de agentes de distribuição com sobrecontratação e lastreados, direta ou indiretamente, por usinas termelétricas cujas despesas com a infraestrutura de transporte dutoviário de gás natural sejam reembolsáveis pela CCC, poderão ser convertidos em Contratos de Energia de Reserva (CER).
O art. 2º inclui o art. 8º-C à Lei n. 12.783/2013, estabelecendo que, em estados cujas capitais não estavam interligadas ao SIN em 9 de dezembro de 2009, se a Aneel concluir que não há condições econômicas, técnicas ou operacionais para a prestação do serviço concedido, durante o prazo de carência das concessões, a agência aprovará um plano de transferência do controle societário como alternativa à extinção da concessão. Com o objetivo de assegurar o reequilíbrio econômico-financeiro da concessão, o termo aditivo poderá prever, por até três ciclos tarifários (15 anos), que a CCC cubra as flexibilizações temporárias em parâmetros regulatórios de eficiência e a extensão do prazo do ônus decorrente da sobrecontratação involuntária da concessionária.
O art. 3º revoga artigos das leis n. 12.111/2009 e n. 12.783/2013, que limitavam a quantidade de energia a ser considerada para atendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica nos Sistemas Isolados ao nível eficiente de perdas, conforme regulação da Aneel. Com isso, essa quantidade poderá ser fixada aquém do que seria o nível eficiente de perdas.
2.1. Contratos da CCC a serem convertidos em CER
As termelétricas cujas despesas com a infraestrutura de transporte dutoviário de gás natural são reembolsáveis pela CCC, que poderão ser convertidas em CER conforme o art. 1º da MP, são atendidas pela reserva de Urucu no Amazonas, por meio do gasoduto Urucu-Manaus. Existem três grupos de custos associados ao gás natural que compõem as despesas anuais da CCC, totalizando, em 2023, cerca de R$ 4,32 bilhões. São eles:
contratos de Potência e Energia entre a Amazonas Energia (AmE) e a Eletronorte6: Usinas Termoelétricas (UTE) Coari, Caapiranga, Codajás, Anamã, Anori, Cristiano Rocha, Manauara, Ponta Negra, Tambaqui e Jaraqui, no valor de R$ 2,88 bilhões;
contratos de combustível de gás natural cuja beneficiada é a Eletronorte, com a UTE Aparecida, no valor de R$ 237 milhões, e com a UTE Mauá 3, no valor de R$ 950 milhões;
contratos de despesas acessórias que beneficiam a AmE, no valor anual de R$ 255 milhões (margem líquida, ship-or-pay e take-or-pay).
Dentre as usinas térmicas citadas, merece destaque a UTE Mauá 3 (591 MW), que foi vitoriosa no 20° Leilão de Energia Nova (20LEN), em 2014, com a contratação na modalidade por disponibilidade por 25 anos, até o final do ano de 2043.
Em decorrência do processo de desverticalização da Amazonas Energia e do prazo reembolsável pela CCC da contratação de gás natural (2030), foi emitida a Medida Provisória n. 855/2018 que em seu artigo 4° expressa: “O Poder Concedente, para garantir o aproveitamento ótimo de termoelétricas a gás natural que tenham entrado em operação ou convertido combustível líquido para gás natural, a partir de 2010, como alternativa à substituição da energia vendida por essas termoelétricas, poderá permitir a alteração do perfil de entrega e de prazos de contratos de energia lastreados em outras usinas termoelétricas de mesma titularidade, mantidas as condições de preço e de reembolso de despesas com recursos da CCC desses contratos, conforme regulamento do Poder Concedente.”
O Decreto n. 9.582/2018, que regulamentou a matéria, permitiu que a UTE Mauá 3 negociasse seus CCEARs para entrega de energia até 2030. Além disso, foi possibilitada a antecipação da entrega de energia contratada via CCEARs de 2030 a 2043. A antecipação foi alocada às termelétricas que já possuíam contrato com a Amazonas Energia e dividiam a infraestrutura de transporte dutoviário de gás natural. Dessa forma, foi realizada a substituição do contrato da UTE Aparecida (passando do CCVE existente para CCEAR), com prorrogação de outorga até final de 2030 e mesmas condições de contratação da UTE Mauá 3.
Portanto, os três grupos de custos associados ao gás natural apresentam a seguinte duração:
até maio de 2025, para as usinas Cristiano Rocha, Manauara, Ponta Negra, Tambaqui e Jaraqui;
até outubro de 2030, para as usinas Coari, Caapiranga, Codajás, Anamã, Anori, Aparecida e Mauá 3;
até dezembro de 2030 para o contrato de fornecimento de Gás da reserva de Urucu.
O art. 1º da MP determina ainda que os contratos convertidos em CER se encerrarão com o final do prazo de vigência do contrato vigente de compra e venda de gás natural cujas despesas sejam reembolsáveis pela CCC. As condições de preço unitário, de quantidade e de inflexibilidade, entre outras, e de reembolso de despesas, inclusive os tributos não recuperáveis, com os recursos da CCC aplicáveis aos contratos originais, deverão ser mantidas durante todo o prazo de suprimento.
Como o contrato de fornecimento de gás natural da reserva de Urucu se encerra em dezembro de 2030, uma possível interpretação seria que os contratos convertidos em CER também se encerrassem em 2030. Para modelar a duração dos contratos convertidos em CER no SETE, a TR Soluções assumiu que todos os contratos convertidos em CER se encerrarão em dezembro de 2030.
O tratamento a ser dado à UTE Mauá 3 ainda é uma incógnita. Apesar de o custo do combustível e do transporte do gás natural da usina ser pago com recursos da CCC, ela vendeu energia no 20LEN para diversas distribuidoras de energia do SIN. Neste contexto, surgem os seguintes questionamentos:
Os R$ 950 milhões de custo de combustível da UTE Mauá 3 serão também convertidos em despesas dos novos CER?
A capacidade de 591 MW da UTE Mauá 3 será considerada como Energia de Reserva? Neste caso, os contratos de CCEAR referentes ao 20LEN serão rescindidos?
O conjunto de três grupos de custos associados ao gás natural que compõem as despesas anuais da CCC totalizaram em 2023 cerca de R$ 4,32 bilhões. Como 19% dessas despesas foram pagas por meio do ACR-médio naquele ano, o montante percebido na composição das despesas anuais da CCC em 2023 foi de cerca de R$ 3,5 bilhões.
Em 2024, o custo total dos CER é de R$ 16,6 bilhões, portanto, o impacto no orçamento anual dos CER, que considera a transferência de custos da CCC, depende do volume de custos que de fato será convertido em despesas desse tipo.
Considerando o conjunto de custos associados ao gás natural, a depender do tratamento adotado para a UTE Mauá 3, poderão ser convertidos, em CER, R$ 4,32 bilhões ou R$ 3,37 bilhões de contratos hoje cobertos com recursos da CCC.
Num cenário em que o conjunto de três grupos de custos associados ao gás natural que compõem as despesas anuais da CCC fosse convertido em CER, ter-se-ia uma elevação do EER em cerca de 26% (+R$ 4,32 bilhões). Uma vez realizada a conversão, esses custos adicionais devem perdurar como despesa de Energia de Reserva até dezembro de 2030, que é a data de término dos contratos de fornecimento do gás natural, como indicado no gráfico a seguir.
Figura 1 - Projeção do orçamento anual de receita fixa de Energia de Reserva
Além disso, como toda a energia dos contratos de reserva é liquidada no MCP, o volume de energia dos contratos a ser considerado na conversão para CER é determinante para a definição da receita fixa a ser recuperada e, consequentemente, para a cobrança do EER. Os volumes poderiam ser explicados com base na potência média vinculada às usinas:
o conjunto das usinas Coari, Caapiranga, Codajás, Anamã, Anori, Cristiano Rocha, Manauara, Ponta Negra, Tambaqui e Jaraqui, está associado a 313 MW médios;
relacionadas aos contratos de gás natural cuja beneficiada é a Eletronorte, tem-se a UTE Aparecida (145 MW médios) e a UTE Mauá 3 (484 MW médios).
Portanto, considerando-se esses valores médios de potência, poderão ser convertidos em CER 458 ou 797 MW médios, a depender do tratamento adotado para a UTE Mauá 3.
2.2. Despesas da CCC decorrentes das perdas, sobras contratuais e eficiência econômica e energética
No processo tarifário que homologou suas tarifas para 2024, a distribuidora AmE apresentou um volume de sobrecontratação de energia de 4,5 GWh, ou seja, 43% de sobrecontratação, com custos anuais para a CCC da ordem de R$ 1,1 bilhão. No entanto, com o vencimento dos contratos bilaterais das usinas Cristiano Rocha, Manauara, Ponta Negra, Tambaqui e Jaraqui, em maio de 2025, esse percentual de sobrecontratação passaria para 25%. Pode-se dizer ainda que, em 2026, a AmE se normalizaria em termos de sobras contratuais, tornando-se quase regulatoriamente equilibrada, uma vez que haveria uma nova redução do percentual para 7%, devido ao encerramento do contrato bilateral com a UHE Balbina.
Tendo em vista as condições da distribuidora, vale destacar as alterações promovidas na Lei n. 12.783/2013 a partir do art. 2º da MP, como listado a seguir:
§ 3º Com o objetivo de assegurar o reequilíbrio econômico-financeiro da concessão, o termo aditivo de que trata o § 1º poderá prever, por até três ciclos tarifários, a critério da Aneel, a cobertura da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC para:
as flexibilizações temporárias em parâmetros regulatórios de eficiência, como os custos operacionais, o fator X, as perdas não técnicas e as receitas irrecuperáveis;
a carência temporária para a aplicação de parâmetros de eficiência econômica e energética previstos no art. 3º, § 12, da Lei n.12.111, de 9 de dezembro 2009; (Incluído pela Medida Provisória n.1.232, de 2024)
a não aplicação do fator de corte de perdas no reembolso da CCC;
a extensão do prazo do ônus decorrente da sobrecontratação involuntária da concessionária, de que trata o art. 4º-C da Lei n. 12.111, de 9 de dezembro 2009. (grifos nossos)
Sendo assim, apesar de a MP determinar a manutenção da cobertura econômica pela CCC do ônus frente à sobrecontratação involuntária, devido ao volume de contratos da AmE convertidos em CER (2,8 GWh ao ano), a distribuidora não mais estará sobrecontratada tão logo ocorra a conversão dos contratos. Na prática, portanto, devem ser eliminados os custos desse item de despesa do orçamento anual da CCC.
Finalmente, do art. 3º da MP, pode-se destacar a alteração na Lei n. 12.111/2009, no sentido de revogar o § 16: “A quantidade de energia a ser considerada para atendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica nos Sistemas Isolados será limitada ao nível eficiente de perdas, conforme regulação da Aneel. (Incluído pela Lei n.12.783, de 2013)”.
A partir dessas constatações, foram feitos os seguintes ajustes no SETE relativos às distribuidoras AmE, Energisa RO, Roraima Energia, Energisa AC, Energisa MT, Neoenergia PE, Equatorial PA e Equatorial AP: 1) alocação das despesas com perdas não técnicas reais acima das perdas regulatórias para o conjunto de despesas da CCC em R$ 337 milhões/ano; e 2) não aplicação do fator de corte relativo à eficiência econômica e energética no reembolso da CCC, o que elevaria as despesas da CCC, de 2024, em R$ 544 milhões/ano.
Figura 2 - Projeção do orçamento anual da CCC considerando alterações da MP
Por fim, vale observar que, apesar de o art. 2º também ter estabelecido flexibilizações temporárias em parâmetros regulatórios de eficiência, como os custos operacionais, o fator X e receitas irrecuperáveis, os desdobramentos relacionados a estes parâmetros não foram tratados no âmbito deste artigo porque são muito sensíveis à regulação específica ainda a ser estabelecida pela Aneel.
3. Potenciais impactos na tarifa dos consumidores
Os efeitos tarifários decorrentes da conversão de contratos atualmente custeados pela CCC em CER dependem de diversos fatores, como abordado ao longo deste artigo. De qualquer forma, pode-se dizer que os principais deles estão ligados à região geográfica onde o consumidor se encontra, o seu nível de tensão de conexão, assim como das condições hidrológicas que exercem efeito sobre a definição do PLD.
Considerando-se as premissas assumidas pela TR Soluções e partindo do fato de que o sinal econômico aplicado na CDE e, consequentemente na CCC, varia conforme a região do país e o nível de tensão, e que o EER é rateado com base no mercado consumidor e depende diretamente do PLD, os impactos tarifários da conversão de CCC para CER estabelecido pela MP são apresentados na Tabela 1.
Tabela 1 - Projeção dos impactos tarifários da MP (em R$/MWh)
(A) Cenário úmido: PLD médio anual de R$ 66 /MWh, que corresponde ao percentil 10 dos valores de PLD realizados entre janeiro de 2016 e maio de 2024.
(B) Cenário mediano: PLD médio anual de R$ 157 /MWh, que corresponde ao percentil 50 dos valores de PLD realizados entre janeiro de 2016 e maio de 2024.
(C) Cenário seco: PLD médio anual de R$ 346 /MWh, que corresponde ao percentil 90 dos valores de PLD realizados entre janeiro de 2016 e maio de 2024.
Os impactos descritos na Tabela 1 resultam de um cenário em que os custos do combustível da UTE Mauá também são considerados (R$ 950 milhões/ano), mas a energia associada à usina (484 MW médios) não é convertida em CER. Neste cenário, haveria uma redução de R$ 3,71 bilhões na CCC e um acréscimo de R$ 4,32 bilhões em CER. Ou seja, somente sob preços de curto prazo em patamares relativamente elevados é que alguns consumidores observariam a vantagem da redução da CCC.
É importante ressaltar que os consumidores beneficiados pela tarifa social não participam do rateio da CDE, portanto, não são onerados com custos da CCC. No entanto, uma vez que se dê a conversão dos contratos em CER, os mesmos perceberão esse custo adicional em suas tarifas de energia entre R$ 5,38 /MWh e R$ 7,45 /MWh, a depender do PLD, dado que eles também participam do rateio do EER.
Pode-se concluir que os itens da MP considerados neste estudo não promoverão benefícios para todos os consumidores, mesmo nos momentos em que o PLD estiver bastante elevado. No entanto, nos momentos como os vividos em 2023, quando o PLD ficou no mínimo em todos os meses, o benefício somente seria percebido pelos consumidores das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste conectados em média e baixa tensão. Por outro lado, os consumidores mais afetados com elevações de custos seriam aqueles conectados em alta tensão e em distribuidoras ou transmissoras presentes no Norte e no Nordeste.
4. Considerações Finais
Resumidamente, as análises deste estudo indicam a expectativa de uma elevação de 26% na receita fixa anual de Energia de Reserva e uma redução de 31% do orçamento da CCC, ou de 9,6% no orçamento da CDE Uso. Além disso, do ponto de vista dos custos gerais para o setor elétrico e desconsiderando as flexibilizações que dependem de regulação futura, as alterações previstas na MP podem representar um aumento de cerca de R$ 600 milhões em relação aos valores de 2024.
A medida também promove alterações quanto ao rateio desses custos, uma vez que a CDE Uso possui sinalização econômica distinta por submercado e nível de tensão da conexão da carga ao sistema de distribuição, enquanto o rateio do EER é feito proporcionalmente à quantidade de energia consumida.
Diante das incertezas envolvidas nessas projeções, convidamos os usuários do SETE a simular cenários próprios de sensibilidade quanto à operacionalização da MP, podendo indicar, além da potência média, o preço e a duração dos contratos convertidos em CER. A ferramenta está disponível para o usuário do SETE em: Menu/Elementos de Custo/Energia de Reserva.
1Vale observar que, em 2030, os valores relacionados à CDE Uso nas tarifas devem se igualar em termos regionais e se diferenciar somente quanto aos níveis de tensão, conforme a transição estabelecida pela Lei n. 13.360/2016.
2Para as distribuidoras de energia elétrica prestadoras do serviço em Estados da Federação cujas capitais não estavam interligadas ao SIN em 9 de dezembro de 2009.
3Às concessionárias titulares das concessões de distribuição desestatizadas a partir de 2021 que prestam serviço em Estados da Federação cujas capitais não estavam interligadas ao SIN na data de 9 de dezembro de 2009.
4Às concessionárias da região Norte não alcançadas pelo disposto no inciso VIII do § 4º do art. 4º da Lei n. 5.655, de 20 de maio de 1971, e às concessionárias de que trata o § 1º-C do art. 8º da Lei n. 12.783, de 11 de janeiro de 2013.
5Custo médio da potência e da energia comercializadas no ACR do SIN. Ou seja, montante pago pelos consumidores das distribuidoras que atendem aos Sistemas Isolados e que reduz a CCC paga por todos os consumidores do SIN.6No dia 10 de junho de 2024, a Eletrobras informou que, na véspera, concluiu, juntamente com suas subsidiárias Eletronorte e Furnas, a assinatura de acordos com o grupo Âmbar Energia S.A. para: alienação do portfólio termoelétrico da companhia por valor total de R$ 4,7 bilhões, dos quais R$ 1,2 bilhão de earn-out; e assunção imediata, pela Âmbar, do risco de crédito dos contratos de energia desse portfólio. Para saber mais sobre a venda das térmicas da Eletrobras consulte o material publicado sobre o tema.
6No dia 10 de junho de 2024, a Eletrobras informou que, na véspera, concluiu, juntamente com suas subsidiárias Eletronorte e Furnas, a assinatura de acordos com o grupo Âmbar Energia S.A. para: alienação do portfólio termoelétrico da companhia por valor total de R$ 4,7 bilhões, dos quais R$ 1,2 bilhão de earn-out; e assunção imediata, pela Âmbar, do risco de crédito dos contratos de energia desse portfólio. Para saber mais sobre a venda das térmicas da Eletrobras consulte o material publicado sobre o tema.
“O ministro Benjamim Zymler, do Tribunal de Contas da União, deu três dias úteis para que o Ministério de Minas e Energia, a Agência Nacional de Energia Elétrica, a Advocacia-Geral da União e a Âmbar Energia S.A. (caso deseje) prestem informações sobre o acordo envolvendo as termelétricas a gás da empresa, contratadas na crise hídrica de 2021. O despacho do ministro foi emitido nesta segunda-feira, 15 de julho.
Zymler decidiu ouvir as partes envolvidas, para avaliar se concede medida cautelar suspendendo o acordo, até o julgamento do mérito pelo tribunal. A suspensão foi solicitada na semana passada pelo subprocurador do Ministério Público junto ao TCU, Lucas Furtado.”
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.
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.
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.
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