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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.
- Risco de submercado deve se manter em 2025 entre Nordeste e Sudeste
“Eletrobras mitigou o efeito do risco no primeiro trimestre por meio dedd swaps de energia e ainda vê a possibilidade de aumentar vendas no Norte e Nordeste para reduzir o impacto do deslocamento de preços”.
- Eneva vê crescimento com antecipação de contratos do LRCAP e mira novos leilões
“Antecipação dos contratos poderá acrescentar cerca de R$ 35 milhões por mês à receita fixa da companhia já a partir o segundo semestre de 2025”.
- Para reforçar ponta, CMSE recomenda antecipar UTEs do LRCAP 2021 a partir de agosto
“Comitê também fez recomendação ao ONS para região Sul”.
- Transportadoras e EPE buscam equacionar gargalos na malha do gás
“Executivos e especialistas da NTS, TAG, Conselho de Usuários, ANP, Bolsa Brasileira de Gás Natural e Abrace destacaram as principais questões que precisam ser resolvidas para maior liquidez e flexibilidade do mercado”.
- Equatorial reduz indicadores de interrupções na CEEE
“Após ações iniciadas em outubro, DEC e FEC caem mesmo com eventos climáticos adversos”.
- Neoenergia fornecerá energia renovável para centro de treinamento do COB
“Parceria ajudará o Comitê Olímpico do Brasil a reduzir emissões o CO2 e economizar R$ 1,4 milhão”.
- CanalEnergia Entrevista Ângela Gomes, da PSR, sobre a reforma do setor em 2025
Nesta quinta-feira 14/05, aconteceu a entrevista com a avaliação da PSR sobre a proposta de reforma do setor elétrico que trouxe três eixos, Justiça Tarifária, Liberdade ao Consumidor e Equilíbrio ao Setor.
- GIC e Actis fazem acordo para OPA e fechamento de capital da Serena Energia
“Preço para cada ação da OAP será de R$ 11,74 por papel”.
- Mercado otimista com importação de gás argentino Equinor
“Executivos da Equinor, New Fortress Energy e Edge comentaram os principais desafios e perspectivas para evolução das diferentes fontes de suprimento de gás natural no Brasil”.
- Firjan mapeia 102 projetos de H2 no Brasil
“Após a aprovação do marco legal em 2024, federação alerta para a necessidade de construir regulação para a viabilização do mercado no país”.
Vendas de veículos elétricos devem representar mais de 20% do total em 2025
“Relatório da AIE aponta que os primeiros três meses de 2025, as vendas de carros elétricos aumentaram 35% em relação ao ano anterior”.
- Enase 2025 debaterá o setor elétrico na COP 30
“Edição desse ano se conecta diretamente ao maior debate global sobre mudanças climáticas e ganha ainda mais relevância diante do apagão na Europa que acendeu o alerta para os riscos de um sistema elétrico cada vez mais interdependente e sensível”.
FRAGMENTOS EXTRAÍDOS DA VOLTS By CANALENERGIA – 158ª edição de 13/05/2025
14/5/2025
ECONOMIA
(...), “uma decisão que pode se tornar um precedente muito importante e mexer com a vida das concessionárias de distribuição. É que a Advocacia-Geral da União (AGU) assegurou na Justiça Federal do Amapá a decisão da Aneel que autoriza a Companhia de Eletricidade do Amapá (CEA) e a Equatorial Participações e Investimentos II a converterem os recursos destinados à compensação financeira dos consumidores, por violação dos indicadores de continuidade do serviço, em investimentos na área de concessão. (...).
Já o MME (Ministério de Minas e Energia) abriu Consulta Pública para a proposta de alteração da Portaria Normativa nº 88, de 31 de outubro de 2024. Lembrando que esse dispositivo estabelece as diretrizes para operação em condição diferenciada de termoelétricas para atendimento de potência no SIN (Sistema Interligado Nacional). As contribuições serão recebidas pela pasta em até 15 dias. Como o LRCAP (Leilão de Reserva de Capacidade na Forma de Potência) segue emperrado, (...).
Ante os estragos causados pelo curtailment nas receitas das empresas de geração renovável, não anda fácil o futuro de quem negocia módulos fotovoltaicos. Sim, as vendas bombaram entre março de 2024 e fevereiro de 2025, cravando em R$ 14,5 bilhões em investimento. Só que a consultoria Greener avista retração para esse segmento no restante do ano. É torcer para que o Brasil não fique para trás. O país figurou como o quarto maior mercado mundial de energia solar no último ano, ficando atrás apenas da China, Estados Unidos e Índia, segundo apuração da Absolar (Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica).
(...) O Brasil superou em abril a marca de 210 GW de potência fiscalizada de energia elétrica, segundo dados do Sistema de Informações de Geração da Aneel. Atualmente, o país conta com mais de 24 mil usinas em operação comercial. Nada mal. Destaque total para a Itaipu Binacional. A hidrelétrica acaba de completar 41 anos de produção ininterrupta de energia elétrica. Ao longo desse tempo, a usina atingiu produção acumulada de 3.078.507 GWh, suficiente para suprir o planeta por 1 mês e 14 dias, o Brasil por 4 anos e 9 meses e o Paraguai por 139 anos e 5 meses. Do lado da comercialização, há a informação de que o volume financeiro negociado em abril na BBCE (Balcão Brasileiro de Comercialização de Energia) atingiu R$ 8,8 bilhões. O montante supera em 35,5% o mesmo período do ano passado. Curiosamente, é 12,8% menor que o movimentado no mês anterior, março. (...).
Para concluir, é preciso registrar que o primeiro trimestre não foi muito generoso para as companhias elétricas. Não dá para detalhar aqui por questões de espaço, mas o fato é que Engie, Cemig, Energisa, Auren e Taesa registraram recuos em seus resultados. Já a Aeris amargou um prejuízo de R$ 945 milhões. De boa mesmo, só ficaram Auren e Alupar, com ganhos maiores em relação ao primeiro trimestre de 2024.
POLÍTICA
(...), seguem movimentadas as demandas judiciais envolvendo a Amazonas Energia, empresa que está numa espécie de limbo existencial. Foi “vendida” no papel para a Âmbar Energia, do Grupo JBS, mas formalmente continua sob a gestão do Grupo Oliveira. A Aneel autorizou o repasse sub judice de R$ 139,5 milhões à distribuidora. Esse valor cobre o custo de flexibilizações regulatórias relativas às competências de março, abril, maio, junho e julho de 2025. O desembolso, feito pela CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) com recursos da CCC (Conta de Consumo de Combustíveis), cumpre decisão da Justiça Federal no Amazonas que obrigou a agência a liberar os pagamentos à concessionária.
Ainda em relação à Aneel, as obras do linhão Manaus-Boa Vista, que vai interligar Roraima ao SIN, deslancharam bacana só que ainda não foi concluído o processo de arbitragem por trás dessa obra lendária que deveria estar concluída em 2015. Refrescando a memória, a TNE, transmissora responsável pelo empreendimento, pede um reequilíbrio do contrato junto ao órgão regulador. A Alupar, empresa que é parceira da Eletronorte nessa companhia, só está esperando o desfecho das negociações para deixar de vez a sociedade. É vida que segue, porque a Alupar tem mais o que fazer. A gigante da transmissão continua a avaliar as oportunidades de investimentos tanto no Brasil quanto América Latina, onde já tem vários contratos firmados.
CONSUMO E COMPORTAMENTO
E assim falou a PSR, olho que tudo vê: os consumidores de baixa renda são os mais afetados por ‘injustiças energética’. Essa conclusão é resultado de um estudo produzido a quatro mãos com a Aliança Global de Energia para as Pessoas e o Planeta. Objetivo foi justamente identificar os desafios enfrentados pela população, para garantir o acesso à energia a valores módicos. Como era de se esperar, o levantamento constata um cenário desanimador. As contas de luz podem representar até 18% da renda mensal desse público e 23% de uma cesta básica. Para tentar mitigar esse quadro, o estudo faz várias recomendações. Entre as quais, merecem destaque a transparência no cálculo da tarifa, revisão dos subsídios cruzados, modernização da estrutura tarifária e reforma da Tarifa Social. Luiz Barroso, CEO da PSR, pontua que a justiça tarifária é importante em qualquer contexto, inclusive no atual processo de transição energética. Enfim, nem tudo está perdido. De vez em quando aparece um ponto positivo, ainda que bem transitório. O Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) de abril foi de 0,43%, ficando 0,13 ponto percentual abaixo da taxa de março, de 0,56%. Isso também porque a energia elétrica residencial registrou uma quedinha de 0,08%. Como consequência, o grupo Habitação, onde esse item está inserido, desacelerou bem de leve.
TRANSIÇÃO ENERGÉTICA
O setor elétrico brasileiro está se esforçando para aparecer bonito no filme da transição energética consciente. Na mais recente composição da carteira do Índice de Sustentabilidade (ISE) da B3 para o ano de 2025, das 82 empresas listadas, 16 são da área de energia. A novidade deste ano é a entrada da Equatorial. O grupo fará companhia a Aeris, Auren, Cemig, Copel, Cosan, CPFL Energia, Eletrobras, Eneva, Engie Brasil, ISA Energia, Neoenergia, Raízen, Serena, Vibra e WEG. Objetivo do ISE é medir o desempenho das empresas listadas na bolsa, em relação a critérios ambientais, sociais e de governança. Destaque para a Neoenergia, que conquistou o segundo lugar no ranking geral. A companhia subiu 11 posições em relação ao período anterior.
Eletronorte (Hidrelétrica de Tucuruí)
Os problemas da Eletronorte com a hidrelétrica Tucuruí continuam dando muito o que falar. A Aneel não aceitou recurso administrativo e manteve penalidade referente às condições de segurança da barragem da usina. Foi mantida, portanto, uma multa na casa de quase R$ 70 milhões. A Eletronorte informou ao CanalEnergia que recebeu com respeito a decisão da agência, mas que possui entendimento divergente quanto às responsabilidades e às supostas não conformidades apontadas na exposição de motivos da penalidade. Sendo assim, frisou que está avaliando novas medidas para sua defesa nos foros cabíveis. Em sua defesa, a empresa alega que o Plano de Ação de Emergência (PAE) foi integralmente implantado dentro do prazo estabelecido e em conformidade com todas as determinações legais e regulamentares.”
Fonte: VOLTS By CANALENERGIA – 158ª edição de 13/05/2025
“Processo foi suspenso por um pedido de vistas do diretor Fernando Mosna, que apontou possibilidade de outras ilegalidades na nova versão do texto apresentado pela Câmara de Comercialização”.
- Petrobras destaca cinco projetos solares para descarbonizar H2 de refinarias
“Iniciativas se mostraram lucrativas no contexto da companhia em buscar cada vez mais projetos para sua própria transição energética. Tarifas de transporte de gás mais isonômicas e dificuldades de licenciamento para reserva na Colômbia também estão em pauta”.
- Petrobras vê perspectivas de melhora após queda nas vendas de gás e energia
“Diretor elencou cinco fatores que devem aprimorar a performance no setor e presidente pontua que estratégia geral da companhia é reduzir custos simplificando projetos não contratados e atraindo parceiros. Aporte de US$ 18,5 bi está mantido para 2025”.
- Aneel recomenda caducidade de contratos da MEZ Energia
“Fiscalização da agência reguladora não encontrou avanço físico em nenhum dos projetos e considerou inviável as soluções propostas pela concessionária”.
- Light terá que aguardar mais pela RTE com pedido de vistas na Aneel
“Pedido da distribuidora visava revisão dos índices de perdas não técnicas para o ciclo atual e assim alcançar reequilíbrio financeiro do contrato”.
- ONS terá 30 meses para implantar sistema de liquidação do EUST
“Decisão foi estabelecida em reunião ordinária de diretoria da Aneel, realizada nesta terça-feira, 13 de maio”.
- Âmbar propõe manter sem alteração flexibilizações regulatórias da Amazonas
“Proposta de acordo com a Aneel foi apresentada dentro do processo de conciliação aberto pelo TRF1”
- Cemig diminui exposição até estabilização de preços entre submercados
“Companhia tem avaliado instrumentos de mitigação para volatilidade de preços e vê possibilidade de o ONS diminuir o conservadorismo e viabilizar uma transmissão maior entre o Nordeste e o Sudeste”.
- Silveira terá reunião com Tik Tok por Data Center de R$ 50 bilhões no Ceará
“Ministro também está otimista com adoção de SMRs no Brasil”.
- MME assina MoU com estatal chinesa para armazenamento e energias renováveis
“Parceria envolve Windey Energy Technology Group e o Senai Cimatec. Na Rússia, ministério reforçou relações nas áreas nuclear e Mineração”.
- Selfit aposta em energia limpa e projeta economia de R$ 6 milhões
“A expectativa para 2026 é manter ou ampliar essa economia, à medida que mais unidades migram e os sistemas solares atingem plena operação”.
- Casa dos Ventos otimiza análise de contratos em 80% com uso de IA
Plataforma baseada na inteligência artificial do Google Cloud reduz o tempo de avaliação de 40 para 8 minutos por acordo e aplicação Gemini melhora comunicação e produtividade na gestão”.
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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