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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.
FRAGMENTOS EXTRAÍDOS DA 143ª EDIÇÃO, DA VOLTS BY CANALENERGIA – 21/01/2025
29/1/2025
Programa de Aceleração da Transição Energética (Paten) e mais
“(...), o presidente Lula sancionou o aguardado Programa de Aceleração da Transição Energética (Paten). Bacana, (...), mas o texto original da Lei 15.103 sofreu vetos. Caíram, por exemplo, trechos que tratavam de financiamento do Fundo Clima para projetos de mobilidade e logística. Ficou de fora também a previsão de incentivos para baterias. Não faltou contestação, claro. Advogados ouvidos pelo CanalEnergia defendem a revisão dos vetos presidenciais. Do lado da Aneel, veio a informação de que está na praça a consulta pública sobre o edital do leilão de sistemas isolados, previsto para maio próximo. Sandoval Feitosa, diretor-geral da agência reguladora, anunciou ainda que o colegiado está trabalhando arduamente para cumprir o prazo estipulado no decreto que trata das diretrizes do processo de renovação das concessões das distribuidoras. A meta é aprovar o termo aditivo aos contratos ainda fevereiro.
Passando agora para a agenda social, Rui Altieri, ex-CCEE, assumiu a presidência da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (Apine), em lugar de Guilherme Velho. (...). E, desde o dia 17 de janeiro, a Associação Brasileira de Energia Nuclear (Aben) está de diretoria nova, sob o comando de Carlos Henrique Silva Seixas. (...).
(...), neste momento as duas associações, Absolar e Abeeólica continuam bem desgostosas do posicionamento da agência reguladora. Tudo por conta dos questionamentos envolvendo curtailment e constrained off. Geradores eólicos e solares, como se sabe, entraram na Justiça. Querem ser ressarcidos pelas perdas de receita ocasionadas em decorrência de restrições a que tem sido submetidos, por determinação do ONS. A Aneel, por uma série de razões, entende que não cabe esse tipo de restituição. Aliás, a mais recente decisão do Supremo Tribunal de Justiça (STJ) sobre essa disputa, deu razão à Aneel até o julgamento do mérito do caso. Ou seja, suspendeu os efeitos de uma liminar que pretendia garantir uma compensação integral para os cortes. Acontece que, na visão do órgão regulador, é preciso estudar melhor o problema e, se for o caso, rever as regras em vigor para definir com mais clareza o que, de fato, é risco do negócio e o que é passível de ressarcimento. Os geradores já avisaram que não pretendem recuar dessa batalha jurídica. Representantes da Abeeólica e da Absolar atribuem a responsabilidade por esses custos ao sistema elétrico. Questionam o impacto tarifário para o consumidor, usado como argumento pela agência.”
Consumo e comportamento
“Mais uma vez, quem diria, as tarifas de energia elétrica ajudaram a conter um pouquinho a inflação. O Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo 15 (IPCA-15) de janeiro fechou em 0,11% - 0,23 ponto percentual abaixo da taxa registrada em dezembro (0,34%). No cálculo, o item Habitação recuou 3,42%, graças ao crédito do Bônus de Itaipu nas faturas emitidas no mês corrente. Em Roraima, a alegria é dupla. A conta de luz por lá, com vigência desde o último sábado, 25, teve um corte médio de 3,70% aprovado pela Aneel. Como destacamos na edição anterior da Volts, o diretor-geral da agência, Sandoval Feitora, confirmou, em entrevista a jornalistas, que há uma perspectiva favorável de manutenção da bandeira verde nos próximos meses. Mas, se a ideia é procurar se livrar de parte da despesa do consumo de energia elétrica, fique sabendo que a Tempo Ok acaba de disponibilizar ao mercado um portal gratuito que permite avaliar o potencial solar, para quem tem plano de instalar painéis fotovoltaicos.”
ONS – Funções de Transmissão
“Pois é....apesar do descontentamento dos geradores eólicos e solares, o ONS divulgou dados positivos referentes à média móvel de 2020-2024 das Funções de Transmissão. O resultado deu, em média, 99,05% na disponibilidade, com uma taxa de indisponibilidade de 0,95%. Esses dados serão usados na composição dos valores dos Encargos de Serviços do Sistema (ESS) das usinas de ambos os segmentos. E já que estamos falando de transmissão, A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) assinaram um Acordo de Cooperação Técnica. Objetivo é estabelecer um novo paradigma para o planejamento de linhas. Ótima notícia, porque quanto mais entrosados estiverem EPE e Ibama, menor a chance de um licenciamento dar ruim na prática. Outra notícia pra lá de bacana, é que a geração elétrica movida a biomassa deve adicionar 793 MW à matriz elétrica em 2025, prevê a União da Indústria de Cana-de-Açúcar e Bioenergia (Unica).”
Conexão Roraima/Venezuela
(...) “Na última edição da Volts mencionamos que havia uma esperança de que essa conexão com o país vizinho fosse reativada em breve. Só que os testes prévios realizados pelo ONS para avaliar as condições da linha não tiveram resultado conclusivo. Segundo o Operador, será necessário complementar informações para concluir o tal diagnóstico. Outra notícia que deixou o mercado atento, foi a decisão da Aneel de negar um pedido da Brasil Fortescue Sustainable Industries. A empresa pediu a suspensão imediata de todas as análises de pareceres de acesso solicitados por consumidores ultraeletrointensivos com projetos de produção de hidrogênio verde/amônia. A medida cautelar solicitada pela empresa tinha como foco os processos em curso no ONS, protocolados a partir de agosto de 2024. A Fortescue alegou que as regras vigentes não são adequadas ao novo perfil de consumidores eletrointensivos. Vamos ficar de olho porque já tem empresa ameaçando desistir de investir na produção de hidrogênio no Brasil, um valioso consumidor potencial de enormes volumes de geração renovável.”
Resiliência a toda prova
“(...). Apesar das dificuldades, a expansão das instalações fotovoltaicas no Brasil, em pequena, média e grande escala, não para de avançar. Entre os principais desafios, como sabemos, está o curtailment. Segundo projeção da Thymos Energia, no entanto, haverá uma expansão de 10 GW na matriz renovável brasileira em 2025. Esse volume inclui projetos centralizados e de geração distribuída (GD), demonstrando a versatilidade e a capacidade de adaptação do mercado nacional. Em 2024, a GD fechou em mais de 35 GW, alcançando 14% da capacidade total instalada. Outro dado de impacto é que no ano passado o Brasil alcançou um marco significativo em solar, com aumento de 76% no número de fusões e aquisições em comparação com o ano anterior, de acordo com dados da Greener. A diversidade de perfis de investidores, incluindo empresas de geração, fundos de investimento e gestores de energia, reflete a expansão das oportunidades no mercado solar. Cerca de 69% das empresas investidoras contavam com capital nacional em 2024, evidenciando o protagonismo das companhias brasileiras no setor. Se de um lado há questões a resolver por outro, vira e mexe, surge um incentivo. A Companhia Ambiental do Estado de São Paulo (Cetesb) anunciou, por exemplo, a dispensa de licenciamento ambiental para a implementação de projetos fotovoltaicos de até 5 MW. Essa possibilidade serve para quem já tem a licença e quer fazer uma expansão.”
LRCAP a caminho de liderar as atenções
Demorou para chegar, mas o Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência, marcado para junho, mobiliza o setor, aquecendo corações e mentes dos agentes. Várias empresas se preparam para certame. As estratégias incluem desde ampliações de usinas hidrelétricas, ao uso de biocombustíveis. Isso acontece conforme chegam mudanças e atualizações nas regras, tanto da parte do Ministério de Minas e Energia (MME) como da Aneel. Em anúncio mais recente, a Pasta atualizou o cálculo dos preços dos combustíveis para os contratos. A agência reguladora, por sua vez, aprovou a ampliação (+163 MW) da capacidade instalada da hidrelétrica Três Marias, da Cemig GT, localizada no rio São Francisco. A Light não perdeu tempo e obteve o Despacho de Registro da Adequabilidade do Sumário Executivo (DRS-EVTE) referente à expansão da hidrelétrica Fontes Nova. A ideia é aumentar a capacidade atual de 132 MW para 292 MW. Sem revelar com qual projeto poderá participar, o CEO da EDF Brasil, Pierre Bernard, em entrevista exclusiva ao CanalEnergia, garante que a empresa também está preparada para essa disputa. A indicação é que o LRCAP reúne muitos pontos favoráveis para ter um resultado bem-sucedido.”
Fonte: 143ª EDIÇÃO, DA VOLTS BY CANALENERGIA – 21/01/2025
- INDISPONIBILIDADE NO BIPOLO XINGU-TERMINAL RIO (operação)
Por conta de indisponibilidade no Bipolo Xingu-Terminal Rio no último dia 22 de janeiro, o Operador Nacional do Sistema vem adotando medidas para garantir o atendimento a demanda. De acordo com o ONS, foram duas ocorrências de desligamento de equipamentos, ambas sem corte de carga. Às 22h3 1, houve o bloqueio automático do Elo 800 k V Bipolo Xingu / Terminal Rio, com 2.518 km, localizado entre os estados do Pará e Rio de Janeiro. Foram identificadas quedas de torres e na hora do desligamento, havia uma tempestade. Atualmente, o ONS está operando com 4.000 MW no outro bipolo disponível, que também conecta a Subestação Xingu, no Norte, à Subestação Estreito, no Sudeste.
> Saiba mais na matéria “Indisponibilidade em bipolo reduz capacidade de escoamento em Belo Monte”: https://bit.ly/40N6Y10
- MAUÁ 3 E APARECIDA (negócios e empresas)
A Agência Nacional de Energia Elétrica transferiu a titularidade das autorizações das termelétricas a gás Mauá 3 e Aparecida da Eletrobras para a J&F Investimentos S.A. O despacho da Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Serviços de Energia Elétrica foi publicado nesta segunda-feira, 27 de janeiro, quase oito meses após a venda do parque térmico da Eletrobras para a Âmbar Energia, do grupo dos irmãos Wesley e Joesley Batista.
> Leia mais na notícia “Aneel transfere autorizações de Mauá 3 e Aparecida para a J&F”: https://bit.ly/3EnX39b
- ECONOMIA DO HIDROGÊNIO (expansão)
O relatório da GlobalData ‘Hydrogen ‘revela que a economia do hidrogênio está atualmente em sua fase crítica de desenvolvimento, já que o aumento na demanda que era esperado em 2020, por conta dos planos ousados de descarbonização da indústria, não está se realizando. À medida que mais indústrias, como aço, transporte e energia, tentam descarbonizar suas operações, a demanda por hidrogênio de baixo carbono deveria crescer.
> Continue a leitura na matéria “Hidrogênio vive fase crítica de desenvolvimento, diz GlobalData”: https://bit.ly/4jwtpyN
- CANALENERGIA (eventos)
MEETUP DA COMUNIDADE
“A reforma tributária no Setor Elétrico - E agora?”
30 janeiro/2025
Online
AGENDA SETORIAL
13 março/2025
Hotel Windsor Barra - RJ
https://www.agendasetorial.com.br/pt/home.html
WORKSHOP PSR
12 março/2025
Hotel Windsor Barra - RJ
https://workshoppsr.ctee.com.br/pt/home.html
- OUTRAS NOTÍCIAS DE HOJE
Brasil reforça liderança global em energia limpa, afirma Alckmin: https://bit.ly/3CDZ9RQ
“Segundo o vice-presidente, a energia limpa é vista como um caminho essencial para o futuro”.
Eletrobras convoca AGE para 6 de fevereiro: https://bit.ly/4hy4t8f
“Pauta tem inclusão de comercialização varejista no Estatuto Social e composição do CA. Companhia anunciou deslistagem da Latibex”.
Cogecom cresce 600% no mercado de energia compartilhada em dois anos: https://bit.ly/4humHrh
“Cooperativa alcançou a marca de 2.000 unidades geradoras voltadas para pequenos consumidores”.
FRAGMENTOS EXTRAÍDOS DO ELECTRA CLIPPING – EDIÇÃO 02/25, DE 24/01/2025
27/1/2025
- “Grupo Electra negocia aquisição da Enliv para explorar mercado de energia de baixa tensão
O Grupo Electra firmou contrato de compra e venda de ações com os acionistas fundadores da Enliv Energia, Fábio Murilo Costa Machado, CEO da startup, e o Grupo ON, de Curitiba. No primeiro momento, a Electra irá fazer um aporte diretamente na Enliv, adquirindo 80% de participação, para investir em tecnologia e marketing. Na segunda etapa, que ocorrerá após um período de cinco anos, a Electra irá adquirir os 20% restantes de participação dos acionistas fundadores, tornando-se única acionista.
- Chuvas devem trazer alívio a consumidores de energia
As chuvas abundantes que incidem sobre boa parte do país desde dezembro estão permitindo a recuperação dos níveis de armazenamento dos reservatórios das hidrelétricas, depois da seca verificada em 2024. “Essa chuva acima da média foi fundamental para inverter a queda nos níveis de armazenamento hidráulico em todo o país. Ao longo desses meses, houve uma recuperação de quase dez pontos percentuais no armazenamento, e iniciamos 2025 com o terceiro maior nível dos últimos cinco anos”, destacou Franklin Miguel, presidente da comercializadora Electra Energy.
- Demanda instantânea vai a 102,8 GW e bate novo recorde no SIN
A demanda instantânea no Sistema Interligado Nacional (SIN) alcançou 102.810 MW na quarta-feira (22) devido ao forte calor. O valor é o maior já registrado no SIN, superando o recorde anterior de 102.478 MW, em 15 de março de 2024. A carga média diária também seguiu batendo recorde, atingindo 92.985 MW médios no mesmo dia.
- CP discute Regras de Comercialização para usinas do MRE não supervisionadas pelo ONS
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) vai discutir em consulta pública as Regras e Procedimentos de Comercialização aplicáveis a empreendimentos hidrelétricos não despachados centralizadamente pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), no âmbito do Mecanismo de Realocação de Energia. A participação dessas usinas no MRE foi regulamentada no ano passado.
- Brasil tem novo recorde de geração solar no Sistema Interligado Nacional, diz ONS
O Brasil atingiu um novo recorde na geração de energia solar no Sistema Interligado Nacional (SIN), alcançando 12.676 megawatts médios de produção diária. Este valor representa um aumento de 5,3% em relação ao recorde anterior, registrado em outubro de 2024. O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) destacou que esse crescimento reflete a expansão contínua da capacidade instalada de energia solar no país. A energia solar tem se consolidado como uma fonte significativa na matriz energética brasileira, contribuindo para a diversificação das fontes de energia e para a redução das emissões de gases de efeito estufa. A tendência é de que a participação da energia solar continue crescendo nos próximos anos, impulsionada por investimentos em novas tecnologias e pela maior competitividade do setor.
- Aneel derruba liminar no STJ contra corte de geração eólica e solar
A Aneel conseguiu derrubar, no Superior Tribunal de Justiça (STJ), a liminar contra as ordens de cortes na geração por usina eólica e solar. A ação judicial foi movida por donos de usinas dos dois segmentos, que reclamam da perda de receita e cobram ressarcimento da ordem de R$ 1 bilhão. As ordens de corte de geração têm provocado uma nova onda de judicialização no setor elétrico e desestímulo a investimentos em fontes renováveis.
- Bandeira verde continuará ao longo de 2025 se cenário de chuvas seguir favorável, diz Aneel
O diretor-geral da Aneel, Sandoval Feitosa, afirmou que o sistema de bandeiras tarifárias pode continuar indicando a cor verde nas contas de luz dos consumidores ao longo de 2025 se o cenário de chuvas para o setor elétrico permanecer favorável. Feitosa reforçou que o período chuvoso começou “de forma muito intensa”, com chuvas nas cabeceiras dos rios que abastecem os principais reservatórios das hidrelétricas do país.
- Leilões de 2025 viabilizam expansão das hidrelétricas, mas setor vê espaço para mais oportunidades
A publicação das diretrizes do Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP), a ser realizado em julho, trouxe alívio aos geradores de energia. Mas, para as hidrelétricas de grande porte, a participação do segmento no certame poderia ser maior, enquanto as pequenas centrais (PCH) tentam mais espaço no mercado com um leilão exclusivo. Segundo a Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica (Abrage), é possível incrementar a potência das hidrelétricas em até 18,4 GW, com a motorização de poços vazios, ampliação e instalação de novas turbinas.
- Geração distribuída cresce 33,1% em 2024, com adição de 8,8 GW
O Brasil expandiu em 8.808 MW a potência da migro e minigeração distribuída (MMGD) em 2024, um aumento de 33,1% em relação à potência instalada ao fim do ano anterior. A fonte solar com placas instaladas nos telhados das residências segue dominando a capacidade instalada, com 779 mil conexões em todo o país no ano. Com isso, a capacidade total instalada de MMGD alcançou 35,4 GW, conforme dados da Aneel. Dentre as novas instalações, praticamente a totalidade é de energia fotovoltaica.
- Preços de energia convencional e incentivada recuam no curto prazo
Os preços de curtíssimo prazo para a energia convencional e incentivada no subsistema Sudeste fecharam as duas primeiras semanas do ano com variação negativa em relação à semana imediatamente anterior de 13,40% e 9,98%, respectivamente. Os dados correspondem aos contratos para janeiro fechados entre os dias 3 a 10 de janeiro e foram divulgados pela BBCE.
- Mercado livre de energia tende a ver maior concorrência em 2025, mas descontos devem manter patamares atuais.
Os descontos oferecidos no mercado livre em relação ao regulado devem se estabilizar em 2025. Na visão de especialistas, o ritmo de migrações do ano passado pode ser freado, pelo grande volume de saídas do ambiente cativo que já ocorreu. Já a competição entre as comercializadoras deve se intensificar, enquanto fusões e aquisições podem consolidar os players de maior porte. A perspectiva é que os descontos se mantenham entre 25% e 30%.
- Inadimplência no MCP cai e soma R$ 38 milhões em novembro
A liquidação das operações do mercado de curto prazo (MCP) de novembro de 2024 teve inadimplência de R$ 38 milhões, contra R$ 177,8 milhões no mês anterior, informou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). A liquidação somou R$ 1,32 bilhão do total de R$ 2,64 bilhões contabilizado. Do valor não pago, R$ 1,10 bilhão está relacionado a liminares do risco hidrológico.”
Fonte: ELECTRA CLIPPING – EDIÇÃO 02/25, DE 24/01/2025
A carga no SIN deve ter variação de 4,3% em janeiro. O valor está cima dos 2,6% divulgados na última semana. No subsistema Sudeste/ Centro-Oeste, a variação chega a 3,2%, bem acima dos 0,6% previstos anteriormente. A região mais uma vez terá a maior variação, de 11,2%, sendo seguida pela Norte, com 4,8%. No Nordeste, a carga deve crescer apenas 0,8%.
> Saiba mais na notícia “ONS: carga sobe e termina janeiro com alta de 4,3%”: https://bit.ly/4juO9XI
- VETOS DO PATEN (política)
Os vetos ao financiamento do Fundo Clima para projetos de mobilidade logística e a incentivos para baterias podem ser uma oportunidade perdida no processo de descarbonização, na avaliação do advogado Thiago Silva, sócio do escritório Vieira Rezende. Os dois dispositivos foram suprimidos pelo governo na sanção esta semana da Lei 15.103, que institui o Programa de Aceleração da Transição Energética (Paten).
> Leia mais na matéria “Advogados defendem revisão de vetos do Paten”: https://bit.ly/40MTfaw
- LA NIÑA (geração
Confirmado em 9 de janeiro pela Administração Nacional Oceânica e Atmosférica (NOAA) dos Estados Unidos, a presença do La Niña no Oceano Pacífico Equatorial deverá persistir ao longo do verão. Segundo projeção da Climatempo, o fenômeno trará impactos diferentes sobre o setor de energia, sendo positivo para a geração hídrica e negativo para as fontes eólica e solar, em função de ventos menos intensos e da redução de dias de sol.
> Continue a leitura na matéria “La Niña deve persistir no verão e impactar setor de energia, prevê Climatempo”: https://bit.ly/42vPNST
- CANALENERGIA (eventos)
AGENDA SETORIAL
13 março/2025
Hotel Windsor Barra - RJ
https://www.agendasetorial.com.br/pt/home.html
WORKSHOP PSR
12 março/2025
Hotel Windsor Barra - RJ
https://workshoppsr.ctee.com.br/pt/home.html
- OUTRAS NOTÍCIAS DE HOJE
Aneel aprova ampliação da UHE Três Marias para LRCAP: https://bit.ly/3EdLZf2
“Usina poderá acrescentar 163 MW de potência”.
Electra assina contrato de compra e venda com a Enliv: https://bit.ly/4hcUrK0
“Aporte de capital faz parte de negociação de aquisição da start up, que será feita em duas etapas”.
Aneel prorroga até 10/02 consulta para valor de O&M de UFVs: https://bit.ly/40wujmf
“Referência dos custos de O&M para usinas fotovoltaicas impacta no orçamento da CCC”.”
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.
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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.
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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.
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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.
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.
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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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