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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.
EXPANSÃO DA MATRIZ RENOVÁVEL BRASILEIRA (expansão)
22/1/2025
A Thymos Energia projeta uma expansão de 10 GW na matriz renovável brasileira em 2025. Segundo o último relatório da consultoria, esse volume de capacidade instalada inclui projetos centralizados e de geração distribuída, demonstrando a versatilidade e a capacidade de adaptação do mercado nacional.
> Leia mais na notícia “Brasil deve adicionar 10 GW de renováveis em 2025, projeta Thymos”: https://bit.ly/3PL1SMk
O presidente dos Estados Unidos, Donald Trump, assinou logo após a posse na última segunda-feira, 20 de janeiro, uma série de ordens executivas e decretos, que afetam a agenda de transição energética do país. Medidas como interromper o apoio a energia eólica offshore, incentivos a veículos elétricos, e retirar os EUA do Acordo de Paris. Por outro lado, ele volta a liberar a explorar de todo o potencial energético do país, com isso, permitindo a exploração de gás e petróleo no território americano.
> Saiba mais na matéria “Trump dá guinada na transição energética americana”: https://bit.ly/4juYgfh
TERMO DE RENOVAÇÃO DAS DISTRIBUIDORAS (distribuição)
22/1/2025
O diretor-geral da Aneel, Sandoval Feitosa, afirmou nesta terça-feira (21/01) que a agência está trabalhando arduamente para cumprir o prazo estipulado no decreto com as diretrizes de renovação dos contratos das distribuidoras. A minuta do termo aditivo aos contratos de concessão passou por consulta pública, e a expectativa é de que o processo seja encerrado no dia 25 de fevereiro, com a aprovação do modelo do documento que será assinado pelas empresas que preencherem as condições da prorrogação.
> Continue a leitura na matéria “Aneel espera aprovar termo de renovação das distribuidoras em fevereiro”: https://bit.ly/3Ci5Rgl
FRAGMENTOS EXTRAÍDOS DA 143ª EDIÇÃO, DA VOLTS BY CANALENERGIA – 21/012025
22/1/2025
AGENDA DA SEMANA
Terça - 21/01
A 1ª reunião pública ordinária da diretoria da Aneel do ano de 2025, com início às 9h, em Brasília, conta, em princípio, com apenas dois processos listados para potenciais debates, já que 19 foram retirados da pauta ainda ontem, dia 20. Permanecem os seguintes temas: Proposta de abertura de Consulta Pública destinada a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da proposta de Edital do Leilão nº 1/2025-Aneel, destinado à aquisição de energia e potência elétricas, disponibilizadas por meio de soluções de suprimento, para atendimento aos mercados consumidores dos Sistemas Isolados, denominado “Leilão para Suprimento aos Sistemas Isolados, de 2025”; Termo de Intimação de Penalidade Editalícia – Tipe nº 28/2022, emitido pela então Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração (SFG), referente à Usina Termelétrica Jaguatirica II.
Agrupados em bloco, para aprovação, estão listados 75 outros processos, entre os quais destacamos: Reajuste Tarifário Anual de 2025 da Equatorial Roraima, a vigorar a partir de 25 de janeiro de 2025; Proposta de abertura de Consulta Pública destinada a colher subsídios para aprovação de versão de módulos de Regras e Procedimento de Comercialização em atendimento à Resolução Normativa nº 1.085/2024; Recurso Administrativo interposto pela Celesc, em face do Despacho nº 1.228/2024, que deu provimento à reclamação referente à cobrança de diferença de consumo por procedimento irregular; Pedido de Reconsideração interposto pelo Conselho de Consumidores da Área de Concessão da EDP Espírito Santo, em face da Resolução Homologatória nº 3.370/2024, que homologou o índice de Reajuste Tarifário Anual da companhia e deu outras providências; Pedido de Medida Cautelar protocolado pela Brasil Fortescue Sustainable Industries, com vistas à suspensão imediata de todas as análises de Pareceres de acesso em curso no Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a partir de agosto/2024, relativas a consumidores ultra-eletrointensivos com projetos de produção de hidrogênio verde/amônia.
- Meet & Greener – Perspectivas 2025, realização Greener, no WTC Skybridge São Paulo, em São Paulo, SP;
Quinta – 23/01
- Primeira sessão da reunião de trabalho da PMO (Programação Mensal de Operação Energética), referente à semana que vai de 25/01 a 31/01, no ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico);
Sexta – 24/01
- Segunda sessão da reunião de trabalho da PMO no ONS.
ENTREVISTAS EXCLUSIVAS NO CANALENERGIA LIVE
Do final de 2024 ao início de 2025, o setor de energia mal desligou para as festas. O dinheiro, afinal, nunca dorme, como bem lembra Michael Douglas no clássico “Wall Street”. Eletrobras e governo federal, por exemplo, seguem negociando a questão de uma presença mais efetiva da União no conselho de administração da empresa. E poucos dias antes do Natal, o Ministério de Minas e Energia (MME) divulgou as diretrizes para o Leilão de Energia A-5, agendado para 25 de julho. Como sempre, não agradou a gregos e troianos. O pessoal da Abrage reclamou da exclusão de grandes hidrelétricas. Veio então o anúncio do Leilão dos Sistemas Isolados. Previsto para maio, trouxe a novidade da obrigatoriedade de 22% de renováveis nas propostas a serem apresentadas pelos interessados. Já à beira do Réveillon, o MME apresentou as diretrizes do tão aguardado Leilão de Reserva de Capacidade na Forma de Potência, apelidado de LRCAP. Houve também muita chiadeira. Tanta, que a gente reservou aqui na Volts um espaço mais adiante para explicar melhor essa história. Ainda no caso do A-5, bom lembrar que a expectativa de resultado é considerada baixa entre os especialistas. As distribuidoras estão sobrecontratadas, dizem eles, e há um excedente expressivo de energia.
A matriz elétrica brasileira expandiu 10,9 GW em 2024. O segmento solar sozinho soma hoje 52 GW instalados, sendo que no ano passado cravou R$ 54,9 bilhões em investimentos concentrados em expansão. Em geração distribuída (GD), especificamente, a estimativa é de um crescimento acima de 20% em 2025, calcula a Associação Brasileira de Geração Distribuída (ABGD). Sem esquecer que o escoamento de tanta produção depende da expansão dos sistemas de transmissão. Pelo menos 1.260 km de linhas serão necessários até 2029, calcula a Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE). O resultado de toda essa exuberância no setor elétrico nacional é uma perspectiva de preço no mercado livre de meros R$ 59/MWh até maio, segundo informou recentemente a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). A organização, aliás, está prestes a implantar uma nova governança, cujo estatuto foi aprovado em meados de dezembro pelos agentes associados.
POLÍTICA
Você deve lembrar bem, porque foi um dos temas mais explosivos do final de 2024. O projeto de lei das eólicas offshore saiu do Congresso Nacional lotado de "jabutis". Entre os quais, a matéria incluiu a criação de subsídios para termelétricas a carvão e a gás natural, entre outros incentivos a demais segmentos, como no caso de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs). Além de comprometer as metas climáticas brasileiras, o pacote todo ainda ameaçava trazer um conta extra bilionária para os consumidores brasileiros. Pois bem, acolhendo apelos de diversas entidades - como Abradee, IBP, Abraceel e Conacen, entre outras tantas que protestaram veementemente contra a versão final do PL - o presidente Lula fez a alegria da galera relutante. Ao sancionar o marco legal das eólicas em alto mar - Lei 15.097, em vigor desde 10 de janeiro - ele decidiu vetar os itens estranhos ao teor original do projeto. Houve aplausos quase gerais. Acontece que essa novela corre o risco de não terminar por aí. Há a possibilidade de que o Legislativo, tão logo retorne do recesso, em 1º fevereiro, acabe promovendo um “twist” num enredo pra lá de conturbado. O Congresso Nacional tem o poder de derrubar os vetos. Por conta disso, em paralelo, a Abragel e a AbraPCH, que representam os interesses dos investidores em PCHs, já se movimentam para apoiar essa possível reversão.
Engana-se, porém, quem imagina que esse tema não foi o único a causar grande apreensão entre os agentes do setor na passagem de ano. A audiência também não desgrudou um minuto sequer da trama que envolve a transferência da Amazonas Energia para a Âmbar Energia. Em resumo, bem resumido, a empresa dos irmãos Joesley e Wesley Batista segue em disputa com a Aneel. A agência reguladora resiste em transferir o controle da distribuidora. Pelo menos enquanto as condições que entende necessárias para efetivar o negócio não forem consideradas cumpridas. Um dos mais recentes perrengues foi uma questão paralela. Colocou em debate até mesmos os contratos de gás das usinas térmicas compradas pela Âmbar junto à Eletrobras. O presidente do Tribunal Regional Federal da 1ª Região, desembargador João Batista Moreira, cassou a liminar que havia anulado a conversão em Contratos de Energia de Reserva. Aguardemos os próximos capítulos!
CONSUMO E COMPORTAMENTO
Consumidor de energia ganhará cashback! O benefício ficou sacramentado na lei da Reforma Tributária, sancionada pelo presidente Lula, na última quinta-feira, dia 16 de janeiro. As devoluções serão concedidas nas faturas mensais. Terão direito famílias de baixa renda cadastradas no CadÚnico (Cadastro Único de Programas Sociais do Governo Federal), a partir de alguns requisitos estabelecidos. Outra boa notícia, desta vez para todos os consumidores, é que a bandeira verde nas tarifas, em vigor desde dezembro, tem forte chance de continuar a valer em fevereiro. As precipitações estão generosas sobre os principais reservatórios do Sistema Interligado Nacional (SIN). A segunda revisão semanal do Programa Mensal de Operação (PMO) de janeiro mostrou um forte aumento das previsões de afluências em todo o país. Foi essa ajudinha de São Pedro, a propósito, que permitiu que o IPCA do mês passado não ficasse ainda mais alto, quando bateu em 0,52% - 0,13 ponto percentual acima da marca registrada em novembro, de 0,39%. Houve contribuição do grupo Habitação, onde a energia elétrica residencial recuou 3,19%.
Programa de Aceleração da Transição Energética (Paten)
Há uma grande expectativa em torno do potencial positivo contido nos objetivos do Programa de Aceleração da Transição Energética (Paten). Aprovado em meados de dezembro pela Câmara dos Deputados, o texto aguarda sanção do presidente Lula. Em resumo, a iniciativa envolve a criação de um “fundo verde” para incentivar a mudança para fontes limpas. Por falar nisso, a chamada pública de hubs de hidrogênio com foco na descarbonização da indústria, resultou na apresentação de 70 propostas ao MME. Não menos importante no esforço global para tentar barrar as mudanças climáticas, vale destacar que o Brasil alcançou um novo recorde em 2024. Somou 177.358 veículos eletrificados leves emplacados entre janeiro e dezembro. Houve aumento de 89% em relação aos 93.927 registrados em 2023. E quem não nega energia, mesmo enfrentando drásticas restrições hídricas na região Norte do país, é a usina Belo Monte. Para se ter uma ideia, graças ao nível de eficiência da sua produção, foi possível repassar R$ 12 bilhões em royalties, ao longo de oito anos de operação. Ainda para os lados da região Norte, a boa notícia é que Roraima pode voltar a ser abastecida com energia proveniente da Venezuela. O ONS acaba de concluir um teste de 96 horas envolvendo a linha de transmissão Boa Vista – Santa Elena. Os resultados da avaliação do desempenho da instalação ainda estão sendo analisados. A torcida é para que tudo esteja “ok”, porque o estado precisa muito desse reforço.
CASO ENEL – SP
O Procon de São Paulo notificou a Enel SP mais uma vez. O motivo foi o colapso de fornecimento que atingiu 150 mil imóveis paulistanos logo na segunda semana de janeiro. Ninguém merece. Até porque, o pobre do consumidor brasileiro já paga uma das tarifas mais altas. Só em subsídios, o montante chegou a R$ 40,9 bilhões ao longo de 2024. Houve aumento de 1,49% sobre o valor de 2023, segundo dados da Aneel. Ainda assim, acredite, a tarifa da Itaipu Binacional, conforme aponta a consultoria TR Soluções, corre o risco de amargar um buraco de R$ 2,5 bilhões! Sem se falar que a eficiência energética, definitivamente ainda não é o nosso forte. A EPE informou que os investimentos do Brasil nessa área, imagine, vêm diminuindo gradativamente desde 2016. O montante desembolsado pelas empresas de energia em 2023 nessa área foi o menor desde 2013, ao atingir R$ 309 milhões. Que o diga a Shell, que, por conta da sobreoferta, acaba de anunciar a paralisação dos seus projetos de geração solar e hidrogênio no país. Ainda menos feliz está a Cemig. A justiça de Minas Gerais mandou anular uma licitação que previa a venda de 15 pequenas centrais hidrelétricas (PCH). A alegação é de que é preciso consulta pública para a realização desse desinvestimento. Dureza!
LEILÃO DE RESERVA DE CAPACIDADE – LRCAP
Agora sim, prepare-se, porque vamos explorar um pouquinho mais o contexto que cerca o LRCAP. No apagar das luzes de 2024, após a divulgação da portaria com as diretrizes do certame, agendado para junho, teve gente que passou o Réveillon de cabeça quente. É que após tanta espera, o texto original não atendeu a todas as expectativas do mercado. O impacto controverso foi tamanho, que o MME acabou soltando uma nova portaria, em 6 de janeiro, alterando o conteúdo do ato anterior. O novo texto trouxe duas modificações, uma das quais segrega o produto térmico em A e B. O segmento A abre espaço para térmicas existentes a gás natural e a biocombustíveis, o que não estava previsto anteriormente. O segmento B continua conforme estabelecido no último dia de 2024. Na prática, conforme aponta o subeditor do CanalEnergia, Maurício Godoi, essa decisão viabiliza a entrada da Eneva no certame. Destrinchando um pouco mais a questão, acontece que duas das usinas do complexo Parnaíba, Parnaíba I e III possuem contratos vigentes até 2027. Como o leilão iria permitir apenas usinas novas, a partir de 2028 esses ativos ficariam sem contratos e não poderiam disputar o LRCAP.”
Fonte: FRAGMENTOS EXTRAÍDOS DA 143ª EDIÇÃO, DA VOLTS BY CANALENERGIA – 21/012025
SUBESTAÇÕES: CONHEÇA A SUA FUNÇÃO E AS DIFERENTES FORMAS DE CLASSIFICÁ-LAS
21/1/2025
“Neste artigo, o engenheiro eletricista e professor do Instituto O Setor Elétrico, João Mamede Filho, aborda a função das subestações para o sistema elétrico e suas variadas formas de classificação.
Função das subestações e suscetibilidade de falhas
O papel fundamental de uma subestação é reduzir ou elevar o nível de tensão associado à potência que chega aos terminais primários (subestação abaixadora) ou aos terminais secundários (subestação elevadora) dos transformadores que é o seu elemento de maior importância. Mas também é por meio da subestação que derivam os alimentadores ou as linhas de transmissão que vão alimentar outras subestações – suscetíveis a diferentes agressões demandadas pelo meio ambiente que podem chegar através das linhas de transmissão e de distribuição e das descargas atmosféricas que as atingem diretamente.
Como as subestações possuem uma grande quantidade e diversidade de equipamentos, podemos considerar os transformadores de força como os mais suscetíveis a falhas que acarretam supressão da potência transmitida, prejudicando os consumidores, que são o objetivo maior do sistema elétrico. O dano em uma chave, um disjuntor, um para-raios etc. pode ser contornado com certa facilidade, sem prejuízo maior para o usuário. Já o transformador, quando avariado, pode causar transtornos imensuráveis à população – no caso de subestações de propriedade das concessionárias de energia elétrica – e prejuízo financeiro para empreendimentos industriais, isto se não for considerado no projeto da subestação outro transformador que absorva a carga atendida pelo transformador defeituoso. Nos casos em que a avaria é de grande porte, o transformador deve ser retirado e levado ao fabricante ou empresa especializada para reparos.
Equipamentos e classificações de subestações
Os principais equipamentos que compõem uma subestação são: (i) transformadores de potência; (ii) transformadores de medida (TC’s e TP’s); (iii) para-raios; (iv) disjuntores; (v) chaves seccionadoras; (vi) retificadores; (vii) banco de baterias; (viii) transformadores de serviços auxiliares. Alguns desses equipamentos podem ser visualizados na imagem abaixo, de uma subestação de 230 kV.]
Equipamentos presentes em uma subestação de 230 kV.
Para que se obtenha um projeto de alto nível técnico, a projetista precisa lançar mão de todas as normas que se devem aplicar em uma subestação de potência, pois para cada equipamento podem existir um ou mais documentos normativos que necessitam ser utilizados. Por ser impraticável enumerar essas normas neste espaço, podem-se obter tais informações no livro Subestações de Alta Tensão, onde estão enumeradas as normas aplicáveis aos projetos de subestações.
As subestações podem ser classificadas de diferentes formas, de acordo com o objetivo que se queira abordar.
1 – Quanto ao nível de tensão
a) Subestações de distribuição
São aquelas supridas pelas redes de distribuição das concessionárias de energia elétrica às quais estão conectados todos os consumidores residenciais, comerciais e industriais de pequeno porte, alimentando pequenas cargas nas tensões entre fases de 220 V e entre fase e neutro de 127 V. Essas tensões são utilizadas notadamente pelos consumidores do Sudeste brasileiro. Nas demais regiões, têm predominância as tensões de 380 V entre fases e 220 V entre fase e neutro. São denominadas de Subestação de Distribuição e são alimentadas pela rede de distribuição da concessionária local.
b) Subestações de média tensão
São aquelas projetadas para operar em níveis de tensões denominadas de “média tensão”, que podem variar nas utilizações práticas entre 1,2 a 34,5 kV. As mais representativas são as que operam em tensões de 13,80 kV e 34,5 kV. As primeiras são massivamente construídas para atendimento ao comércio de médio porte e à grande maioria das indústrias brasileiras, todas localizadas nas áreas de concessão que operam na classe de tensão de 15 kV. Já as subestações na tensão de 34,5 kV têm aplicação generalizada nas usinas fotovoltaicas de médio e grande portes.
2 – Quanto ao tipo construtivo
Há uma grande variedade de tipos construtivos de subestações, como:
a) Subestações abrigadas
São aquelas instaladas em abrigos que as protejam contra as intempéries, água, sol e tempestades. Esses abrigos podem ser construídos de diferentes formas e materiais empregados, sendo os mais notáveis os seguintes:
• Casas em alvenaria;
• Cubículos metálicos com ventilação natural;
• Cubículos metálicos blindados com ventilação forçada.
Tais subestações são muito utilizadas nos sistemas de média tensão.
b) Subestações ao tempo
São aquelas construídas sem abrigo capaz de protegê-las das intempéries. A grande maioria das subestações de tensão igual ou superior a 69 kV são de construção ao tempo. Raramente são construídas em abrigos, a não ser que as condições ambientais sejam muito severas, proibindo a sua instalação ao tempo.
3 – Quanto ao meio isolante
Podem ser utilizados diferentes meios isolantes, como:
a) Isolação a ar
A grande maioria das subestações são de isolação a ar, compreendendo as subestações de média e alta tensão. São as subestações de menor custo.
b) Isolação a SF6
Também denominada de Gas Isulation Switchgear, são subestações em que todos os equipamentos (transformadores de medida, disjuntores, chaves etc.) são instalados no interior de tubos metálicos de grandes diâmetros, cheios de gás SF6 de elevado poder isolante e submetidos a um determinado nível de pressão positiva. Devido ao seu preço elevado, somente são instaladas em áreas urbanas onde o valor do terreno é muito alto ou simplesmente não existem terrenos disponíveis. Devido à sua grande confiabilidade, determinados consumidores de médio e grande portes utilizam esse tipo de subestação, tais como data centers e similares. Também são utilizadas em empreendimentos de energia eólica offshore, ainda não existentes no Brasil, mas com grandes expectativas de estarem disponíveis nos próximos 5 anos.
c) Isolação híbrida
São subestações em que algumas partes são construídas com isolação a ar e outras utilizando o gás SF6. Os módulos em SF6 compreendem os bays de entrada e saída das subestações, já que tais bays são formados por equipamentos que normalmente são instalados muito próximos – como os transformadores de corrente, transformadores de potencial, chaves seccionadoras e disjuntores, facilitando o seu enclausuramento nos cilindros de SF6.
4 – Quanto à forma de operação
O projeto de subestação deve levar em consideração a forma de operação que será utilizada.
a) Subestação com operação presencial
Antes da disponibilidade da tecnologia digital agregada à supervisão das subestações, a única forma de operação dessas subestações era de maneira presencial, com a presença de turmas de operadores (um ou mais em cada turno) e acesso a um rádio transmissor para comunicação com o Centro de Operação da empresa.
b) Subestação supervisionadas
Com o desenvolvimento da tecnologia digital dedicada às subestações de potência, a operação passou a ser remota, ou seja, do Centro de Operação da empresa, localizado em qualquer local do país, onde um grupo de técnicos especializados podem operar uma ou mais subestações remotamente, dia e noite. Logicamente, existem equipes de manutenção em localidades próximas que dão apoio às equipes de operadores remotos, caso seja necessária uma intervenção física, como por exemplo, a substituição de um acessório ou mesmo um equipamento avariado. Mas remotamente, os operadores podem ser capazes de manobrar um disjuntor a restabelecer a operação da subestação quando há falta de suprimento
A elaboração do projeto de subestações requer a participação de engenheiros de diferentes formações técnicas, assim como técnicos de nível médio e cadista, pois além dos trabalhos que exijam o conhecimento em eletricidade, há a necessidade da participação de profissional de engenharia civil, responsável pelo cálculo estrutural das bases dos transformadores, da casa de comando e controle e de todas as demais demandas dessa área do conhecimento – além de profissionais de engenharia especializados na elaboração de projeto de automação, supervisão e controle.
Normalmente, o projeto de uma subestação de médio e grande porte tem início com uma reunião entre a projetista e o responsável pelo empreendimento no qual será instalada a subestação. Nesse momento deverão ser discutidos o valor da carga a ser instalada, no caso de subestações de carga, ou da potência a ser gerada, no caso subestações para empreendimentos de usinas de geração, sejam elas utilizando energia limpa, tais como eólica, solar, biomassa, etc. ou utilizando o gás natural e o óleo combustível.
5 – Quanto às etapas para elaboração do projeto
O projeto de uma subestação deve ser dividido em três diferentes etapas:
a) Projeto conceitual
O próprio nome já define as atividades a serem desenvolvidas. Normalmente, nessa fase a projetista concebe o projeto apresentando o layout, cortes e vistas de diferentes partes da subestação, sem detalhamento, de forma que se possa discutir com os profissionais do empreendedor as alteraçõesque venham favorecer as necessidades da carga ou da geração. Após essa etapa, a projetista prepara um relatório técnico, uma relação dos principais equipamentos a serem utilizados e um conjunto de aproximadamente 10 plantas que explicita o conhecimento e funcionalidade geral da subestação. Esse projeto também tem utilidade como parte da documentação que deve ser enviada aos órgãos ambientais para obtenção das licenças ambientais.
b) Projeto básico
Consolidado o projeto conceitual, a projetista inicia a etapa do projeto básico. Nessa fase, deve ser aprofundado o detalhamento da subestação, de forma que o projeto possa ser utilizado pelo empreendedor para lançar no mercado o processo de tomada de preço ou licitação. A parte mais relevante nessa etapa do projeto é o Caderno das Especificações Técnicas detalhadas de todos os equipamentos e materiais de alto custo. Contudo, muitas partes do projeto ainda devem ser mostradas sem o detalhamento adequado, pois não são conhecidos os dados que permitam concluir essa atividade. Como exemplo, podemos mencionar a casa de comando e controle. Suas dimensões e layout somente podem ser finalizados quando a projetista receber os dimensionais dos painéis, cubículos, retificadores, banco de baterias, etc. de cada fornecedor. O mesmo ocorre com a base dos transformadores, pois é necessário que se tenham as dimensões desse equipamento e peso bruto.
Logo, a projetista lança mão dos seus modelos de casa de comando, base do transformador etc. que mais se aproximam do projeto em apreço de forma a passar para os proponentes o projeto mais real possível.
Caso semelhante ocorre com o projeto elétrico. Não sendo conhecida a identificação dos bornes dos painéis, cubículos, quadro de comando do disjuntor, etc., não é possível elaborar os diagramas funcionais e, consequentemente, os diagramas de interligação entre equipamentos, cubículos e painéis.
c) Projeto executivo
Conhecido o vencedor do certame, pode-se iniciar parcialmente o projeto executivo. As atividades principais do projeto executivo na sua plenitude somente podem ser iniciadas quando todas as informações dos fornecedores dos equipamentos e acessórios estejam disponíveis. No entanto, algumas outras atividades podem ser implementadas antes de conhecidas as informações técnicas, como por exemplo, o projeto da malha de aterramento. De uma forma geral, a projetista somente conclui o projeto executivo no final da obra quando é fornecido o “as built” pela empresa de montagem e construção da subestação.”
Credenciada na Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para trabalhos de apoio ao órgão regulador
Soluções no Setor Elétrico
Nossa expertise no Setor Elétrico é resultado de diversos projetos executados por nossos profissionais em empresas de Geração, Transmissão, Distribuição e Comercialização.
Auditoria Externa
Nossa auditoria externa combina metodologia global, análise estratégica, expertise no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (MCSE) e foco em normas regulatórias. Oferecemos serviços especializados para geração, transmissão, distribuição e comercialização, com abordagem proativa e relatórios precisos, assegurando qualidade e satisfação aos nossos clientes.
Auditoria Interna
Nossa auditoria interna integra governança e inovação com soluções como outsourcing, criação de comitês e avaliação de riscos. Planejamos e executamos auditorias estratégicas alinhadas ao negócio, utilizando análise de dados e indicadores de desempenho. Reavaliamos estratégias continuamente, garantindo eficiência, valor e melhoria nos processos organizacionais.
Controle Patrimonial
Oferecemos soluções completas em controle patrimonial com inventários, laudos de avaliação, unitização de ativos e gestão de estoques. Nossa equipe multidisciplinar une expertise técnica, contábil e regulatória para atender concessionárias e permissionárias do Setor Elétrico, garantindo precisão, padronização e suporte estratégico em obras e fiscalizações.
Revisão de Processos
Nossa revisão de processos integra confiabilidade, eficiência e melhoria contínua. Abrangemos governança, gestão de riscos e compliance em todos os níveis, com respostas ágeis e custo-efetivo. Atualizamos normas, diagnosticamos falhas e aplicamos as melhores práticas, garantindo controles internos robustos e alinhados às necessidades estratégicas do negócio.
Gestão de Riscos e Controles Internos
Nossa gestão de riscos e controles internos utiliza metodologia COSO-ERM e profissionais certificados para consolidar a baseline de riscos e garantir conformidade com legislações como Sarbanes-Oxley. Atuamos com governança integrada, alinhando estratégias, processos e tecnologia para identificar, avaliar e gerenciar riscos de forma eficiente, promovendo segurança e desempenho organizacional.
Compliance
O processo de Recuperação Judicial é um meio legal para preservação de empresas que, comprovadamente, cumprirem com os requisitos legais, de forma a manter sua função social, estimular a atividade econômica e garantir o pagamento de credores.
Gestão de Contratos
Nossa gestão de contratos abrange diagnóstico completo, avaliação de riscos e identificação de melhorias. Com inventário detalhado, análise de processos e matriz de critérios, aprimoramos controles internos, normas e procedimentos. Utilizamos tecnologia para monitoramento, garantindo eficiência, compliance e suporte estratégico em contratos existentes e futuros.
Centro de Serviços Compartilhados
Nosso Centro de Serviços Compartilhados (CSC) integra equipes, analisa custos e identifica gargalos para propor soluções eficientes. Desenvolvemos planos de centralização personalizados, com cenários estratégicos e cronogramas detalhados. Garantimos execução ágil, acompanhamento contínuo e suporte completo, otimizando serviços e promovendo eficiência operacional.
Revisão Tarifária Periódica – RTP e Base de Remuneração Regulatória – BRR
Com expertise em Revisão Tarifária Periódica (RTP) e Base de Remuneração Regulatória (BRR), oferecemos diagnósticos precisos, mapeamento de riscos e assessoria técnica para validação e ajustes. Atuamos na adequação ao MCPSE e PRORET, suporte em fiscalizações, projeções tarifárias e avaliações patrimoniais, garantindo eficiência, compliance e maximização de retornos para nossos clientes.
CVA e Itens Financeiros / DCF
Gestão e auditoria de itens financeiros e tarifários no setor elétrico, incluindo CVA, DCF, CDE, CCC, PROINFA, encargos setoriais e tarifas de Itaipu e rede básica. Abrange descasamentos tarifários, penalidades, compensações, garantias financeiras, recalculo tarifário e suprimento, promovendo neutralidade e conformidade regulatória.
Auditoria e Assessoria para Obras de Geração, Transmissão e Distribuição
Auditoria e consultoria para obras de geração, transmissão e distribuição no setor elétrico, com equipe multidisciplinar. Atuamos no controle físico-financeiro, gerenciamento de riscos, verificação de requisitos, licenciamento ambiental, segurança, e atendimento legal. Presença em projetos de usinas, linhas e subestações, garantindo eficiência e conformidade.
Programas de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação – PDI e Eficiência Energética – PEE
Auditoria e suporte em PDI e PEE, incluindo análise de contratos, notas fiscais, registros contábeis e limites de gastos. Atuação regulatória com revisão de dados enviados à ANEEL, controle financeiro, verificação de saldos e otimização de processos. Foco no cumprimento de obrigações, diagnósticos, indicadores e acompanhamento técnico, contábil e financeiro.
Assessoria especializada na preparação, revisão e auditoria de relatórios socioambientais, alinhados ao padrão GRI e exigências da ANEEL. Experiência com empresas do setor elétrico e suporte na implementação de controles internos, garantindo conformidade e dados completos para sustentabilidade e relato integrado.
Auditoria do Programa Luz Para Todos – PLPT e Programa Mais Luz para a Amazônia - PMLA
Auditoria independente dos Programas Luz Para Todos e Mais Luz para a Amazônia, com foco em conformidade aos manuais de operacionalização. Inclui análise de planilhas, contratos, notas fiscais e registros contábeis, revisão de processos e controle financeiro, garantindo transparência no repasse e aplicação de recursos e na execução de projetos técnicos.
Sistema de Inteligência Analítica do Setor Elétrico - SIASE
Apoio completo para garantir a integridade das informações no SIASE, com validação de dados conforme o Submódulo 10.6 do PRORET, verificação de consistência de descontos tarifários e alinhamento com normativos. Implementação de monitoramento contínuo e geração de relatórios para identificar e corrigir inconsistências de forma proativa.
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Métodos compartilhados com os clientes
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