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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.
Para quem está na correria e não conseguiu acompanhar os assuntos dessa semana, aqui vai um resumo:
Política e Regulação
- BRICS reforça compromisso com transição energética: Declaração de Líderes defende cooperação entre países membros para garantir uma transição justa e inclusiva
- Lei da Eólica Offshore: Congresso Nacional publicou a Lei 15.097/2025 com vetos derrubados, incluindo trechos sobre as pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), Proinfa, hidrogênio na região Nordeste, das eólicas no Sul e a contratação por inexistência de oferta incluindo termelétricas a gás natural
- MP 1300: Deputados governistas admitem tempo curto para aprovação da medida provisória de reforma do setor, que vence em 18 de setembro
- Nova MP para controle da CDE: Ministro Alexandre Silveira anunciou medida para estabelecer teto na Conta de Desenvolvimento Energético e conter subsídios
- Cortes orçamentários em agências reguladoras: Senado busca soluções em duas frentes: alteração da Lei de Responsabilidade Fiscal e entendimento com o TCU
Mercado e Expansão
- Mercado Livre completa 30 anos: ACL cresceu mais de 120% em dois anos, com avanço acelerado após abertura à alta tensão
- Baterias ganham viabilidade comercial: EPE aponta que sistemas de armazenamento já são viáveis em aplicações industriais, comerciais e residenciais em alguns casos
- Data centers em expansão: Setor deve continuar crescendo a taxas de dois dígitos nos próximos anos, com investimentos em IA podendo quadruplicar na América Latina
Estudos e Relatórios
- Temperatura global em alta: PSR alerta que modelos probabilísticos atuais não capturam variação de temperatura, que chegou a 1,44°C acima da média de 30 anos
- Investimentos em P&D: Demanda por recursos para centros de Pesquisa e Desenvolvimento no Brasil alcança R$ 57,4 bilhões em 618 projetos
Empresas e Negócios
- TCU aprova prorrogação da EDP ES: Tribunal de Contas da União deu sinal verde para prorrogação por 30 anos da concessão da distribuidora
- Transnorte Energia: Empresa assinou aditivo que garante receita de R$ 395 milhões por 27 anos
- Rio+Saneamento: Companhia combina mercado livre e GD para matriz 100% renovável
Informativo ANEEL de deliberações da Diretoria Número 18, junho/2025
Resoluções Normativas
1. Resolução Normativa nº 1.126/2025. Aprova a revisão do Submódulo 7.4 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET Tarifa para Centrais Geradoras, para dar tratamento e clareza a definição da Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição aplicável às centrais geradoras – TUSDg no momento da transferência das Instalações de Instalação de Transmissão de Interesse Restrito Exclusivo de Centrais de Geração para conexão Compartilhada – ICG e Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo e Caráter Individual das Centrais de Geração – IEG; determina à Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica – STR que considere componente financeiro nos processos tarifários das distribuidoras acessadas considerando a diferença de tarifas genéricas e nominais do subgrupo tarifário A3 e o mercado de referência e inclua uma nova Tabela no Anexo da Resolução Homologatória com o nome das usinas e o valor da tarifa de aplicação referente as centrais geradoras conectadas em 69 kV, vez que essas usinas, após a transferência e durante o período de estabilidade, manterão o valor de Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST aplicado como TUSDg, atualizados pelo IPCA; e determina à Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica – STR que apresente estudo, a ser incluído na Agenda Regulatória da ANEEL, que verse sobre a possibilidade de adequação do Submódulo 7.4 quanto a substituição do IGP- M pelo IPCA, uma vez que se trata do índice adotado na maioria dos contratos de concessões de distribuição regulados. Processo: 48500.007635/2025-90.
Atos de caráter homologatório
1. Resolução Homologatória nº 3.461/2025. Não conhece dos Pedidos de Reconsideração interpostos pela Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia – Abiape, Energia Sustentável do Brasil S.A. – ESBR e Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e Consumidores Livres – Abrace em face da Resolução Homologatória nº 2.846/2021 para capitalização de juros no fluxo de caixa com discretização mensal; conhece e, no mérito, dar provimento aos Pedidos de Reconsideração interpostos pela Abiape, ESBR e Abrace para modificação da base da aplicação do custo de capital próprio das transmissoras, de modo que o ke seja incorporado até o ano de 2017, início do efetivo pagamento, de forma a manter o fluxo de pagamento da receita incontroversa até o ano de 2025 e, um segundo fluxo deve ser realizado para a receita controversa em 2020, com atualização pelo ke até esta data, que constitui seu efetivo pagamento, finalizando em 2028; corrige, de ofício, a utilização do custo médio ponderado de capital – WACC, atualizado nas datas das revisões tarifárias para o componente financeiro da Rede Básica do Sistema Existente – RBSE; não conhece dos Pedidos de Reconsideração protocolados pela Abiape, ESBR e Abrace para modificação da aplicação da metodologia de cálculo do fluxo de caixa, realizado de forma antecipada na fase de capitalização e postecipada na fase de amortização, dada preclusão administrativa e a inexistência de erro material; e fixa o reposicionamento tarifário da Receita Anual Permitida – RAP, a ser aplicado sobre a receita vigente em 1º de julho de 2018, com fluxo de pagamentos uniformes, para a Celg Geração e Transmissão S.A. – Celg-GT, atualmente denominada EDP Transmissão Goiás S.A. Processo: 48500.000752/2019-84.
2. Resolução Homologatória nº 3.462/2025, nº 3.463/2025, nº 3.464/2025, nº 3.465/2025, nº 3.466/2025, nº 3.467/2025, nº 3.468/2025, nº 3.469/2025. Não conhece dos Pedidos de Reconsideração interpostos pela Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia – Abiape, Energia Sustentável do Brasil S.A. – ESBR e Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e Consumidores Livres – Abrace em face das Resoluções Homologatórias nº 2.845/2021, nº 2.847/2021, nº 2.848/2021, nº 2.849/2021, nº 2.850/2021, nº 2.851/2021, nº 2.852/2021 e nº 2.853/2021 para capitalização de juros no fluxo de caixa com discretização mensal; conhece e, no mérito, dar provimento aos Pedidos de Reconsideração interpostos pela Abiape, ESBR e Abrace para modificação da base da aplicação do custo de capital próprio das transmissoras, de modo que o ke seja incorporado até o ano de 2017, início do efetivo pagamento, de forma a manter o fluxo de pagamento da receita incontroversa até o ano de 2025 e, um segundo fluxo deve ser realizado para a receita controversa em 2020, com atualização pelo ke até esta data, que constitui seu efetivo pagamento, finalizando em 2028; corrige, de ofício, a utilização do custo médio ponderado de capital (WACC), atualizado nas datas das revisões tarifárias para o componente financeiro da Rede Básica do Sistema Existente – RBSE; não conhece dos Pedidos de Reconsideração interpostos Abiape, ESBR e Abrace para modificação da aplicação da metodologia de cálculo do fluxo de caixa, realizado de forma antecipada na fase de capitalização e postecipada na fase de amortização, dada preclusão administrativa e a inexistência de erro material; e fixa o reposicionamento tarifário da Receita Anual Permitida – RAP, a ser aplicado sobre a receita vigente em 1º de julho de 2018, com fluxo de pagamentos uniformes, para as concessionárias: Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT, Copel Geração e Transmissão S.A. – Copel-GT, Furnas Centrais Elétricas S.A., Companhia de Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil – CGT Eletrosul, Centrais Elétricas do Norte do Brasil – Eletronorte, Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – Cteep, Cemig Geração e Transmissão S.A. – Cemig-GT e Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Chesf. Processo: 48500.000749/2019-61, 48500.000753/2019-29, 48500.000745/2019-82, 48500.000746/2019-27, 48500.000747/2019-71, 48500.000748/2019-16, 48500.000750/2019-95, 48500.000751/2019-30.
3. Resolução Homologatória nº 3.470/2025. Homologa o resultado das Revisões Tarifárias Periódicas da Receita Anual Permitida – RAP dos Contratos de Concessão de Transmissão de Energia Elétrica nº 20/2008, nº 1/2010 e nº 32/2018; homologa os valores das Parcelas de Ajuste – PA e o valor do adiantamento financeiro anual para execução de melhorias de pequeno porte de que trata o item 8 do Submódulo 9.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; e estabelece que a receita referente ao Contrato de Concessão no 20/2008 pelo período de 1º a 17 de julho de 2025 seja paga à Evrecy por meio de Parcela de Ajuste vinculada ao Contrato de Concessão nº 1/2020, líquido de PIS/Cofins e abatido de eventuais outras Parcelas de Ajuste. Processo: 48500.003805/2024-86.
4. Resolução Homologatória nº 3.471/2025. Homologa o índice de Reajuste Tarifário Anual das tarifas da Energisa Minas Rio – Distribuidora de Energia S.A. – EMR, a vigorar a partir de 22 de junho de 2025, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 3,61%, sendo 1,61% para os consumidores em Alta Tensão e 4,12% para os consumidores em Baixa Tensão; fixa as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da EMR; estabelece os valores da receita anual referente às instalações de conexão classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; e homologa o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Distribuidora, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária. Processo: 48500.003972/2025-16.
5. Resolução Homologatória nº 3.472/2025. Homologa o índice de Reajuste Tarifário Anual das tarifas da Copel Distribuição S.A. – Copel-DIS, a vigorar a partir de 24 de junho de 2025, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 2,02%, sendo 2,99% para os consumidores em Alta Tensão e 1,55% para os consumidores em Baixa Tensão; fixa as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da Copel-DIS; estabelece os valores da receita anual referente às instalações de conexão classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; e homologa o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Copel-DIS, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária.
Processo: 48500.003973/2025-52.
6. Resolução Homologatória nº 3.473/2025. Homologa o índice de Reajuste Tarifário Anual das tarifas da RGE Sul Distribuidora de Energia S.A – RGE, a vigorar a partir de 19 de junho de 2025, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 12,39%, sendo 8,06% para os consumidores em Alta Tensão e 14,14% para os consumidores em Baixa Tensão; fixa as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da RGE; estabelece os valores da receita anual referente às instalações de conexão classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; e homologa o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à RGE, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária. Processo: 48500.003971/2025-63.
7. Resolução Homologatória nº 3.475/2025. Decide aprovar os índices finais de reposicionamento e os valores revisados de Receita Anual Permitida – RAP referentes à revisão periódica da RAP ofertada em leilão e da parcela de RAP de Reforços e Melhorias dos Contratos de Concessão de Transmissão listados no Quadro 1 do voto do Diretor-Relator. Processo: 48500.003804/2024-31.
8. Resolução Homologatória nº 3.476/2025. Homologa o índice de Reajuste Tarifário Anual das tarifas da Companhia Campolarguense de Energia – Cocel, com vigência a partir de 29 de junho de 2025, correspondendo a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 22,47% sendo de 24,57% em média para os consumidores conectados em Alta Tensão e de 21,44% em média para aqueles conectados em Baixa Tensão; fixa das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da Cocel; estabelece os valores da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; e homologa o valor mensal a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Cocel para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária. Processo: 48500.003974/2025-05.
Participação Social
1. Consulta Pública nº 23/2025 – 28 de maio de 2025 a 11 de julho de 2025.
Tema: Obter subsídios para aprimoramento da proposta referente à Revisão Tarifária Periódica da Equatorial Maranhão Distribuidora de Energia S.A., a vigorar a partir de 28 de agosto de 2025. Processo: 48500.003671/2025-84.
2. Consulta Pública nº 24/2025 – 4 de junho de 2025 a 18 de julho de 2025.
Tema: Obter subsídios para aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2025 da Energisa Paraíba – Distribuidora de Energia S.A. – EPB, a vigorar a partir de 28 de agosto de 2025. Processo: 48500.003674/2025-18.
3. Consulta Pública nº 25/2025 – 18 de junho de 2025 a 4 de agosto de 2025.
Tema: Obter subsídios para aprimoramento da minuta do Edital e respectivos Anexos dos Leilões nº 5/2025-ANEEL, nº 6/2025-ANEEL e nº 7/2025-ANEEL, denominados, respectivamente, Leilões de Energia Existente “A-1”, “A-2” e “A-3”, de 2025, os quais se destinam à compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes. Processo: 48500.015303/2025-89.
4. Tomada de subsídios nº 5/2025 – 09 de maio de 2025 a 7 de julho de 2025.
Tema: Obter subsídios para alterações nos Procedimentos de Rede visando a conformidade regulatória do ONS e alterações referentes à qualidade de energia. Processo: 48500.902130/2024-58.
5. Tomada de subsídios nº 7/2025 – 20 de maio de 2025 a 4 de agosto de 2025.
Tema: Obter subsídios para o Mínimo Produto Viável do Guia Prático sobre Mudanças Climáticas e Transição Energética. Processo: 48500.906586/2023-14.
6. Tomada de subsídios nº 8/2025 – 27 de maio de 2025 a 10 de julho de 2025.
Tema: Obter subsídios para o aprimoramento do Submódulo 2.3 – Premissas, critérios e metodologia para estudos elétricos (Critérios) e do Submódulo 2.3 – Premissas, critérios e metodologia para estudos elétricos (Metodologia) dos Procedimentos de Rede. Processo: 48500.903108/2024-25.
7. Tomada de subsídios nº 9/2025 – 1 de julho de 2025 a 30 de julho de 2025.
Tema: Obter subsídios para o aprimoramento do Programa de Eficiência Energética - PEE regulado pela ANEEL.
Processo: 48500.019238/2025-61.
8. Tomada de subsídios nº 10/2025 – 1 de julho de 2025 a 1 de agosto de 2025.
Tema: Obter subsídios para aprimoramento da base de Dados relativa ao triênio 2021-23 a ser utilizada na atualização dos Anexos I a V e da eficiência de referência relativa ao Submódulo 2.2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET que trata dos Custos Operacionais a serem reconhecidos nos processos de Revisão Tarifária de 2026 das concessionárias de Distribuição. Processo: 48500.020950/2025-11.
Alerta Legislativo
1. Portaria Normativa MME nº 110/2025. Estabelece o cronograma para a realização das Licitações para a Concessão de Serviço Público para Transmissão de Energia Elétrica.
2. Portaria Normativa MME nº 111/2025. Estabelece diretrizes gerais para estímulo à digitalização gradual das redes e do serviço de distribuição de energia Elétrica de baixa tensão.
3. Portaria MME nº 842/2025. Prorroga, por 120 (cento e vinte) dias, o prazo de que trata o art. 3º, § 1º, da Resolução CNPE nº 10, de 26 de agosto de 2024.
4. Portaria MME nº 843/2025. Divulga, para Consulta Pública, documentação com proposta de Portaria Normativa que estabelece as diretrizes para a aplicação dos descontos nas tarifas de uso da rede de transmissão e distribuição de energia elétrica de que trata o art. 26, §§ 1º-P, 1º-Q, 1º-R 1º-S e 1º-T, da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, alterada pela Medida Provisória nº 1.300, de 21 de maio de 2025.
O presidente Luiz Inácio Lula da Silva anunciou que o Brasil aplicará a Lei de Reciprocidade Econômica em resposta à tarifa de 50% imposta pelo presidente dos Estados Unidos, Donald Trump, sobre os produtos brasileiros. Em entrevista ao Jornal Nacional, Lula afirmou que está disposto a negociar com Trump, mas que, se necessário, o Brasil usará a lei para retaliar, especialmente a partir de 1º de agosto, data em que a tarifa entra em vigor. Lula também criticou a postura de Trump, chamando de "inaceitável" a intromissão do governo dos EUA nas decisões brasileiras e dizendo que a medida não se baseia em fatos verdadeiros e explicou que o governo brasileiro tentará negociar com os EUA e buscará uma solução com a OMC e outros países.
A tarifa anunciada por Trump, que afetará setores chave como café, aeronaves e suco de laranja, não se baseia apenas em questões comerciais, mas também em uma retaliação política aos processos contra o ex-presidente Jair Bolsonaro e a interferência do STF em decisões de plataformas digitais americanas. Essa medida agrava as tensões comerciais entre os dois países, principalmente no contexto do Brics e das disputas por influência no Sul Global. Lula defendeu que as ações de Trump precisam ser fundamentadas em verdade, já que os Estados Unidos têm um superávit comercial com o Brasil e as alegações de déficit são falsas.
O Brasil vai formar uma comissão com empresários e governo para avaliar os impactos das tarifas e procurar alternativas comerciais, com foco em novos mercados.
Lula se comprometeu a buscar novos mercados internacionais e abrir novas oportunidades de exportação para os produtos brasileiros, com o objetivo de reduzir a dependência do mercado dos EUA.
A decisão de Trump sobre a tarifa de 50% terá consequências econômicas diretas para o Brasil e para os EUA, impactando setores como agroindústria e aeroespacial.
A estratégia do governo brasileiro pode incluir retaliações comerciais, com o uso da Lei de Reciprocidade já prevista na legislação brasileira.
A temperatura média global está aumentando, passou por uma mudança estrutural e segue em alta. A variação mensal da temperatura global em relação à média de 30 anos, chegou a 1,44 graus celsius. Esse indicador era de 0,5 grau na década de 1990. A variação não é capturada pelos modelos probabilísticos de geração de cenários de precipitação e produção renovável utilizados atualmente nos estudos de operação e planejamento da expansão do sistema.
> Leia mais na matéria “PSR afirma que modelos estão otimistas por olharem o passado”: https://bit.ly/3UcNRcp
- EDP ES (distribuição)
O Tribunal de Contas da União aprovou a prorrogação por 30 anos da concessão da EDP Espírito Santo. A decisão foi tomada nesta quarta-feira (09/06), a uma semana do vencimento do contrato da distribuidora, que termina no próximo dia 17.
> Continue a leitura em “TCU dá sinal verde para prorrogação da EDP ES”: https://bit.ly/4lnIGCs”
- OUTRAS NOTÍCIAS DE HOJE
Alocação eficiente de capital aquece debate no BNDES: https://bit.ly/3IgLBhV
“Diretora do banco afirma que Brasil tem menos da metade dos recursos financeiros para transição energética e preservação das florestas e precisará lidar com o desafio da correta destinação dos investimentos em baterias, H2 e fertilizantes verdes”.
“África, Eurásia. América Central e Caribe responderam por apenas 2,8% do acréscimo total de capacidade de fontes limpas, enquanto mercado asiático aparece com mais de 70% segundo relatório do Irena”.
Transnorte Energia assina aditivo que garante receita de R$ 395 milhões por 27 anos: https://bit.ly/4lRmsJ6
“Concessão terá seu término previsto para 28 de setembro de 2051”.
Rio+Saneamento combina mercado livre e GD para uma matriz 100% renovável: https://bit.ly/44G3zl9
“Concessão terá seu término previsto para 28 de setembro de 2051”.”
PAUTA DA 25ª REUNIÃO PÚBLICA ORDINÁRIA DA DIRETORIA DE 2025
11/7/2025
RELAÇÃO DOS ASSUNTOS RELATIVOS AOS AGENTES DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO.
1. Processo: 48500.000973/2025-09 Assunto: Aprovação do Edital do Leilão de Energia Nova “A-5” de 2025, destinado à compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração, consolidado após avaliação das contribuições apresentadas na Consulta Pública nº 12/2025. Área Responsável: Secretaria de Leilões - SEL.
Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
2. Processo: 48500.007732/2007-09 Assunto: Homologação do valor proposto pela Empresa Brasileira de Participações em Energia Nuclear e Binacional S.A. – ENBPar de Reserva Técnica Financeira da Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu, para 2025, criada pelo Decreto nº 11.027/2022; Requerimento Administrativo protocolado pelas distribuidoras Amazonas Energia S.A. e Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D com vistas ao ressarcimento com valores gastos a mais com o bônus de Itaipu de 2024; e aprovação de procedimentos adicionais no processo do bônus de Itaipu, no caso de aprovação dos pleitos das Requerentes. Área Responsável: Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica - STR.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
3. Processo: 48500.001972/2024-92, 48500.003353/2024-32, 48500.003060/2025-36 Assunto: Estabelecimento das Receitas Anuais Permitidas – RAP das concessionárias de transmissão de energia elétrica, das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão de Energia Elétrica – TUST, da Tarifa de Transporte da Energia Elétrica Proveniente de Itaipu Binacional, dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão – EUST e das Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição de referência para Centrais Geradoras conectadas nos níveis de tensão de 88 kV E 138 kV – TUSDg, para o ciclo 2025-2026. Área Responsável: Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica - STR.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
4. Processo: 48500.003020/2024-11 Assunto: Proposta de Orçamento Anual da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE de 2025, após a análise das contribuições recebidas na Consulta Pública nº 38/2024. Área Responsável: Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica - STR.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
5. Processo: 48500.013741/2025-11 Assunto: Pedido de Medida Cautelar protocolado pela Barra Bonita Óleo e Gás Ltda. com vistas a determinar que a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE interrompa a aplicação retroativa do desconto pactuado no Termo de Autocomposição, estabelecido entre a Requerente, o Ministério de Minas e Energia – MME e a ANEEL, até que se dê cumprimento integral e concomitante do acordo, na forma convencionada no item 4.1 do Termo de Autocomposição. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
BLOCO DA PAUTA
Os itens de 6 a 35 serão deliberados em bloco, conforme o art. 12 da Norma de Organização ANEEL nº 18, revisada pela Resolução Normativa nº 698/2015.
6. Processo: 48500.005249/2016-72 Assunto: Prestação de contas apresentada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE relativa ao custeio do Sistema de Gerenciamento de Leilões – SGL e do Sistema de Gestão de Contratos – SGC referente ao exercício de 2024 e estimativa de custo para o exercício de 2025. Área Responsável: Secretaria de Leilões - SEL.
7. Processo: 48500.001747/2020-22 Assunto: Resultado da Consulta Pública nº 5/2021, instituída com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento do tratamento a ser dado pelas distribuidoras de energia elétrica aos créditos tributários decorrentes de processos judiciais que versam sobre a exclusão do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços – ICMS da base de cálculo dos Programas de Integração Social e de Formação do Patrimônio do Servidor Público – PIS/PASEP e da Contribuição para Financiamento da Seguridade Social – COFINS. Área Responsável: Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado - SFF.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Agnes Maria de Aragão da Costa
8. Processo: 48500.001862/2024-21 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Mantiqueira Transmissora de Energia S.A. em face do Despacho nº 2.736/2024, emitido pela Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica – SFT, que negou provimento ao Requerimento Administrativo protocolado pela Recorrente com vistas ao recebimento de parcela de Receita Anual Permitida – RAP retroativa referente às interligações de barramento nas Subestações Itabira 5 e Presidente Juscelino. Área Responsável: Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica - SFT.
Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
9. Processo: 48500.000208/2024-08 Assunto: Recurso Administrativo interposto pelos consumidores Caio Affonso Junqueira Filho e outros em face do Despacho nº 2.360/2024, emitido pela Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo – SMA, referente à revisão do cálculo de restituição de valores decorrentes de antecipação no atendimento na área de concessão da Energisa Mato Grosso – Distribuidora de Energia S.A. – EMT. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
10. Processo: 48500.004373/2021-88 Assunto: Pedidos de Reconsideração interpostos pela Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e Consumidores Livres – Abrace, Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia – Abiape, Associação Brasileira de Energia Eólica e Novas Tecnologias – ABEEólica, Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica – Absolar e Casa dos Ventos S.A. em face da Resolução Normativa nº 1.103/2024, que alterou as Resoluções Normativas nº 1.009/2022 e nº 957/2021; estabeleceu as disposições relativas à contratação de Reserva de Capacidade, na forma de potência; aprovou o modelo do Contrato de Uso de Potência para Reserva de Capacidade – COPCAP; e deu outras providências. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
11. Processo: 48500.000882/2024-84 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela Tradercom Comercializadora Ltda. (GMR Energia) em face do Despacho nº 3.745/2024, que decidiu manter o Termo de Intimação nº 29/2024, lavrado pela Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado – SFF, de modo a revogar a outorga da autorização da Recorrente. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
12. Processo: 48500.000829/2024-83 Assunto: Pedido de Impugnação apresentado pela Flash Energy Gestão e Comercialização de Energia Ltda. em face de decisão da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em sua 1384ª Reunião, referente à habilitação da Requerente como varejista. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
13. Processo: 48500.000735/2024-12 Assunto: Requerimento Administrativo protocolado pela Amazonas Energia S.A. com vistas à prorrogação de prazo para não aplicação do limite temporal previsto no art. 61, § 5º, da Resolução Normativa nº 1.016/2022. Área Responsável: Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado - SFF.
Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
14. Processo: 48500.005953/2021-92, 48500.000655/2022-97, 48500.000651/2022-17, 48500.000653/2022-06 Assunto: Requerimento Administrativo protocolado pela Brasil Bio Fuels S.A. em face do Despacho nº 458/2025, que aplicou penalidades editalícias às Usinas Termelétricas – UTEs BBF Jacareacanga, BBF Anajás, BBF Crepurizão e BBF Água Branca, e das Resoluções Autorizativas nº 15.859/2025, nº 15.873/2025 e nº 15.874/2025, que revogaram as outorgas de autorização das UTEs BBF Jacareacanga, BBF Anajás e BBF Crepurizão, e deram outras providências. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
15. Processo: 48500.014545/2025-55 Assunto: Pedido de Medida Cautelar protocolado pela Newave Energia S.A. com vistas à suspensão da atuação das comercializadoras de energia elétrica varejistas dentro da área de concessão das distribuidoras de energia do seu próprio grupo econômico. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
16. Processo: 48500.014975/2025-77 Assunto: Pedido de Medida Cautelar protocolado pela Azalea Participações S.A. com vistas à determinação ao Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS para que preserve a posição do Complexo Eólico Ventos Altos na fila de acesso à Rede Básica. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
Minutas de voto e ato
17. Processo: 48500.021450/2025-98 Assunto: Pedido de efeito suspensivo referente ao Pedido de Impugnação apresentado pela F.D.A. Geração de Energia Elétrica S.A. em face da decisão da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em sua 1.465ª reunião, referente à Penalidade de Medição. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
18. Processo: 48500.003594/2024-81 Assunto: Termo de Intimação nº 92/2024, lavrado pela Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado – SFF, referente às obrigações da Louis Dreyfus Company Comercializadora de Energia Ltda. quanto ao processo de manutenção de autorização para comercialização de energia elétrica, conforme a Resolução Normativa ANEEL nº 1.011/2022 e o Submódulo 1.2 - Cadastro de Agentes (versão 12.0) dos Procedimentos de Comercialização. Área Responsável: Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado - SFF.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
19. Processo: 48500.011799/2025-11 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação e servidão administrativa, em favor das empresas Sento Sé XIII Energia Ltda., Sento Sé XIV Energia Ltda., Sento Sé XV Energia Ltda., Sento Sé XVI Energia Ltda., Sento Sé XVII Energia Ltda. e Sento Sé XVIII Energia Ltda., das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Sento Sé II e da sua estrada de acesso, localizadas nos municípios de Sento Sé, Umburanas e Ourolândia, estado da Bahia. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
20. Processo: 48500.016576/2025-41 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Copel Distribuição S.A. – Copel-DIS, das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Tradição, e, para fins de instituição de servidão administrativa, das áreas de terra necessárias à implantação da sua estrada de acesso, localizadas no município de Pato Branco, estado do Paraná. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
21. Processo: 48500.020695/2025-06 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 Formoso 1, localizada no município de Formoso, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
22. Processo: 48500.018558/2025-01 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Energisa Tocantins – Distribuidora de Energia S.A. – ETO, das áreas de terra necessárias à passagem do trecho de linha de distribuição que perfaz o seccionamento da Linha de Distribuição Porangatu – Alvorada, na Subestação Talismã, que interligará a Linha de Distribuição Porangatu – Alvorada à Subestação Talismã, localizada no município de Talismã, estado do Tocantins. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
23. Processo: 48500.018954/2025-21 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da SPE Nova Era Teresina Transmissora S.A., das áreas de terra necessárias para implantação do seccionamento da Linha de Transmissão Teresina II – Tianguá II, C2, na Subestação Teresina IV, localizada no município de Altos, estado do Piauí. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
24. Processo: 48500.019084/2025-15 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Energisa Minas Rio – Distribuidora de Energia S.A. – EMR, das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição ERA – STR, que interligará a Subestação ERA ao Alimentador de Distribuição ERA – STR, localizada no município de Ervália, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
25. Processo: 48500.020509/2025-21 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 da Linha de Distribuição Juiz de Fora 1 – Juiz de Fora 8, que interligará a Estrutura T15 da Linha de Distribuição Juiz de Fora 1 – Sobragi à Subestação Juiz de Fora 8, localizada no município de Juiz de Fora, 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
26. Processo: 48500.020605/2025-79 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 da Linha de Distribuição Serra de Caldas – Pires do Rio, que interligará a Subestação Serra de Caldas à Subestação Pires do Rio, localizada nos municípios de Caldas Novas, Ipameri e Pires do Rio, estado de Goiás. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
27. Processo: 48500.020736/2025-56 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da EDP São Paulo Distribuição de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à passagem dos trechos das Linhas de Distribuição Ramal GV-Gerdau e Ramal GV-Taubaté, que interligarão a Linha de Distribuição Aparecida – Taubaté à Subestação GV Brasil, localizadas no município de Pindamonhangaba, estado de São Paulo. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
28. Processo: 48500.020786/2025-33 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL Paulista, das áreas de terra necessárias à passagem de trecho de linha de distribuição que perfará o seccionamento da Linha de Distribuição Santa Bárbara d'Oeste 4 – Nova Odessa, na Subestação Jolitex, localizada no município de Nova Odessa, estado de São Paulo. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
29. Processo: 48500.008371/2022-49 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 13.292/2022, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Ananaí Transmissora de Energia Elétrica S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Transmissão Bateias – Curitiba Leste, C1 e C2, localizada nos municípios de Campo Largo, Campo Magro, Almirante Tamandaré, Colombo, Pinhais, Piraquara, São José dos Pinhais, estado do Paraná. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
30. Processo: 48500.001591/2024-11 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 15.325/2024, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Energisa Rondônia - Distribuidora de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à ampliação da Subestação Guaporé, localizada no município de Porto Velho, estado de Rondônia. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
31. Processo: 48500.003565/2024-10 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 15.663/2024, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cox Transmissora 1 S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Transmissão Itararé II – Capão Bonito, que interligará a Subestação Itararé II à Subestação Capão Bonito, localizada nos municípios de Itararé, Itaberá, Itapeva e Capão Bonito, estado de São Paulo. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
32. Processo: 48500.020599/2025-50 Assunto: Autorização e estabelecimento de parcela de Receita Anual Permitida – RAP pela realização de reforços em instalações de transmissão sob responsabilidade da transmissora Mata de Santa Genebra Transmissão S.A. – MSG, Contrato de Concessão nº 1/2014. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
33. Processo: 48500.003665/2022-84 Assunto: Prorrogação do prazo de pedido de vista referente aos Recursos Administrativos interpostos pela Diamante Geração de Energia Ltda. em face dos Despachos nº 1.051/2023 e nº 739/2024, emitidos pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica – SGM, que aprovaram os Custos Variáveis Unitários – CVUs do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, para operação em carga plena e em carga reduzida, a serem aplicados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, e deram outras providências. Área Responsável: Diretoria - DIR.
Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
34. Processo: 48500.000100/2024-15 Assunto: Prorrogação do prazo de pedido de vista referente à avaliação da proposta de alteração do Estatuto Social da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em decorrência do Decreto nº 11.835/2023. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica - SGM.
Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili
Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
35. Processo: 48500.002691/2024-57 Assunto: Prorrogação do prazo de pedido de vista referente ao Aperfeiçoamento da regulamentação sobre o compartilhamento de postes entre distribuidoras de energia elétrica e prestadoras de serviços de telecomunicações, considerando as disposições do Decreto nº 12.068/2024. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - STD.
Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili
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.
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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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