13 de agosto de 2026
PL 5.017/2019: impactos da contratação compulsória sobre as tarifas
Resumo
O substitutivo ao PL 5.017/2019 aprovado na Comissão de Serviços de Infraestrutura do Senado introduz novas obrigações de contratação de geração termelétrica a gás natural e de centrais hidrelétricas de até 50 MW. Este artigo analisa os principais dispositivos da proposta e estima seus potenciais efeitos sobre os custos do setor elétrico e as tarifas dos consumidores. Simulações realizadas pela TR Soluções indicam que, caso as contratações sejam implementadas nas condições avaliadas, a receita associada à Energia de Reserva poderá apresentar expressiva elevação a partir da próxima década, atingindo o impacto tarifário médio estimado em 5% sobre as tarifas do subgrupo B1 Residencial em 2036. Os resultados reforçam a importância de que as decisões de expansão da oferta sejam alinhadas às necessidades identificadas pelo planejamento setorial e a mecanismos competitivos de contratação.
1. Introdução
Desde 2021, com a edição da Lei nº 14.182/2021 (Lei 14.182), a TR Soluções acompanha a recorrência de iniciativas legislativas que estabelecem obrigações específicas de contratação de geração de energia elétrica, muitas vezes com definição prévia de fonte, localização e características operativas. Ao longo desse período, a empresa realizou simulações para avaliar os impactos tarifários dessas medidas, especialmente quando as contratações não decorrem das necessidades identificadas pelo planejamento setorial e dos mecanismos competitivos tradicionais. O substitutivo aprovado na Comissão de Serviços de Infraestrutura (CI) do Senado para o Projeto de Lei nº 5.017/2019 (PL 5.017) recoloca esse debate no centro das discussões sobre governança setorial e modicidade tarifária.
Concebido na Câmara dos Deputados para tratar exclusivamente de aspectos tarifários aplicáveis à irrigação, à aquicultura e ao abastecimento humano via poços artesianos, o texto incorporou no Senado temas estruturais de expansão da oferta – dispositivos específicos para a contratação de termelétricas a gás natural e centrais hidrelétricas de até 50 MW –, além de ajustes no Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) e diretrizes de inovação e pesquisa na Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
Sob a ótica do suprimento e da alocação dos custos setoriais, o texto estabelece três blocos de contratação obrigatória:
- Geração termelétrica a gás natural de origem amazônica na região Norte, em montante equivalente à diferença entre a potência instalada e a garantia física de usinas estruturantes locais, com modulação operativa a cargo do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
- Contratação de 4.900 MW em centrais hidrelétricas de até 50 MW, com contratos de 25 anos e cronograma de suprimento entre 2032 e 2035.
- 2.500 MW em usinas a gás com inflexibilidade mínima de 70%, com contratação até o primeiro trimestre de 2027 e entrada em operação até julho de 2032.
Em todas as frentes, os custos resultantes são rateados entre os usuários do Sistema Interligado Nacional (SIN), exceto aqueles da subclasse residencial baixa renda.
A imposição, por lei, de blocos específicos de expansão da geração insere-se em um movimento observado no setor elétrico nos últimos anos, com a Lei 14.182, o marco legal da geração eólica offshore (Lei nº 15.097/2025) e, mais recentemente, a Lei nº 15.269/2025 (Lei 15.269).
As análises técnicas desses mecanismos legislativos demonstram a importância de manter o alinhamento entre a contratação de novas usinas e o planejamento setorial. A fixação ex-ante da fonte, localização, nível de inflexibilidade e alocação dos custos restringe o espaço para que o planejamento setorial e os mecanismos competitivos definam as alternativas de expansão de menor custo global, pilares da alocação eficiente de riscos do setor e da modicidade tarifária.
Estudos quantitativos desenvolvidos pela TR Soluções comprovam essa premissa. Em simulações anteriores sobre cenários de contratação compulsória, como em artigo publicado em setembro de 2025, identificou-se que a alocação fixa de garantias e encargos de reserva tende a produzir reflexos relevantes nas tarifas.
Neste estudo, que analisa especificamente o potencial de impacto tarifário do substitutivo ao PL 5.017, o cenário se repete: a modelagem econômica indica de forma consistente que a introdução de obrigações de suprimento desvinculadas da sinalização de necessidade técnica tende a elevar os custos sistêmicos.
2. Geração termelétrica com gás de origem amazônica
O substitutivo prevê a realização de leilões específicos para geração termelétrica a gás natural de origem amazônica na Região Norte. O mecanismo vincula o volume da contratação à diferença entre a potência instalada e a garantia física das usinas hidrelétricas contratadas por meio de Leilões de Projetos Estruturantes (Belo Monte, Jirau e Santo Antônio).
Essas hidrelétricas foram concebidas no modelo a fio d'água. A diferença entre a capacidade nominal instalada (18.551 MW) e a garantia física agregada (9.107 MWm) reflete a sazonalidade e a característica de projeto desses empreendimentos, não constituindo, em sentido regulatório, uma ineficiência operacional a ser corrigida por suprimento térmico.
Importante observar que o novo texto legal limita a contratação a 60% da necessidade de expansão da geração termelétrica inflexível a gás natural estabelecida no Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE 2035), da Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
O argumento em defesa da contratação das térmicas a gás é de que essa geração térmica já estaria prevista pelo planejamento oficial. Esse ponto requer uma ressalva metodológica. O cenário de referência do PDE 2035 incorpora 7.246 MW de térmicas inflexíveis a gás porque foi elaborado sob a obrigação normativa de representar o comando legal da Lei 14.182. Mas, quando a EPE realiza simulações desvinculadas dessas contratações compulsórias — como demonstrado na sensibilidade à Lei 15.269 apresentada no próprio PDE 2035 —, a trajetória de expansão de menor custo total não contempla novas termelétricas inflexíveis até 2035, por não se mostrarem competitivas sob o ponto de vista técnico-econômico.
Cabe, portanto, ao legislador esclarecer se a trava de 60% incide sobre a trajetória de referência do PDE 2035 (atrelada ao histórico da Lei 14.182) ou sobre a necessidade estritamente identificada pelos modelos de planejamento sem imposição legal.
Neste estudo, assumiu-se a incidência dos 60% sobre a expansão inflexível do cenário de referência do PDE 2035 (7.246 MW), de modo que o volume máximo resultante seria de 4.348 MW.
Para a mensuração do impacto econômico e tarifário dessa contratação, adotou-se, para fins de simulação, o valor de R$ 800/MWh como referência para o custo médio total da energia entregue (combustível, capital e operação). Essa premissa fundamenta-se em marcos concretos do setor:
- Histórico de leilões em sistemas isolados/amazônicos: no Leilão de Suprimento a Roraima (2019), que viabilizou a UTE Jaguatirica II a partir do gás do campo de Azulão (AM), o preço médio ficou em R$ 833/MWh.
- Parâmetros de Custos do PDE 2035: o custo variável unitário (CVU) de térmicas flexíveis a gás estimado pela EPE alcança R$ 1.000/MWh, enquanto plantas inflexíveis apresentam CVUs entre R$ 430/MWh e R$ 490/MWh, aos quais devem ser somados os custos fixos de investimento e logística de transporte.
Uma eventual contratação de 4.348 MW ao preço de referência de R$ 800/MWh, com inflexibilidade de 51%1 (complemento do fator de capacidade das hidrelétricas estruturantes), resultaria em aproximadamente 19,4 TWh/ano de geração inflexível, correspondendo a um custo da ordem de R$ 15,5 bilhões por ano.
3. Contratação de usinas hidrelétricas de até 50 MW
O texto do substitutivo estabelece a obrigação de contratação do montante total de 4.900 MW em hidrelétricas de pequeno porte, determinando que o leilão para a contratação seja promovido pelo Poder Executivo no prazo de até 12 meses a contar da publicação da nova lei (superando a expiração do prazo do primeiro trimestre de 2026 da legislação em vigor, que prevê a contratação compulsória de 3.000 MW da fonte). O cronograma de início de suprimento, em contratos de 25 anos, passa a ser distribuído na seguinte escala: 2.000 MW com início de suprimento em 2032; 1.000 MW em 2033; 1.000 MW em 2034; e 900 MW em 2035.
Paralelamente, o projeto altera a regra de atualização monetária do preço-teto de referência. Enquanto a norma em vigor prevê a correção integral pelo INCC na fase pré-leilão, o novo texto introduz um indexador híbrido composto por 50% de INCC e 50% de IPA no período que antecede o certame, mantendo o IPCA integral para o reajuste dos contratos na fase de suprimento.
Tomando como referência inicial o preço de R$ 392,84/MWh verificado no Leilão A-5 de agosto de 2025, correspondente à atualização do preço de referência das hidrelétricas do Leilão A-6 de 2019, e aplicando, de forma aproximada, a atualização híbrida proposta até agosto de 2027, data adotada pela TR como premissa para a realização do certame, o preço de partida é estimado em R$ 429,00/MWh.
A contratação plena dos 4.900 MW a esse valor de referência, sob um fator de capacidade de 47% (equivalente ao observado nos certames recentes da fonte), resulta em um volume de geração compulsória de 20,2 TWh/ano quando a totalidade dos blocos estiver em operação comercial (a partir de 2036). Isso corresponde a uma receita fixa total da ordem de R$ 8,7 bilhões por ano (a preços de agosto de 2026).
O efeito final repassado à conta de luz por meio de encargo dependerá do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), uma vez que a dinâmica dessa contratação é assumida como sendo a da energia de reserva. Cabe ressaltar, contudo, que essa estimativa considera apenas a receita fixa associada à contratação da geração. Não foram quantificados, nesta etapa, outros efeitos econômicos previstos no substitutivo, em especial os custos associados ao risco hidrológico (GSF) assumido pelos consumidores do SIN, cuja magnitude dependerá das condições hidrológicas e da futura regulamentação.
4. Geração termelétrica a gás com inflexibilidade de 70%
A segunda frente termelétrica introduzida pelo substitutivo ao PL 5.017 estabelece a contratação compulsória de 2.500 MW em novas usinas a gás natural com inflexibilidade anual mínima de 70%, por um período de suprimento de 15 anos. Isso resulta num volume mínimo de geração obrigatória de 15,33 TWh/ano.
A proposta fixa o prazo de contratação até o primeiro trimestre de 2027 e o início do suprimento até julho de 2032, com distribuição regionalizada obrigatória entre Goiás, Região Integrada de Desenvolvimento do Distrito Federal e Entorno (RIDE-DF), Rondônia, Triângulo Mineiro e Região Metropolitana de São Luís.
A ausência de infraestrutura de transporte de gás nessas regiões exige a construção de novos gasodutos (com as térmicas atuando como âncoras de demanda para as redes dutoviárias) ou a estruturação de cadeias de GNL/GNC (pipeline virtual), soluções que adicionam elevados custos de infraestrutura ou de frete no preço final do combustível.
Além disso, a fixação de um piso de inflexibilidade de 70% impõe um nível mínimo elevado de geração térmica ao longo do ano. Em um cenário marcado pela expansão acelerada de fontes renováveis variáveis (solar e eólica) e por momentos de sobreoferta diurna, a obrigatoriedade de geração térmica contínua reduz o espaço de acomodação da energia renovável no mercado, podendo intensificar episódios de corte de geração (curtailment) e elevar o custo global de operação do SIN.
A relevância da imposição de uma inflexibilidade mínima de 70% deve ser analisada também à luz da composição atual da geração termelétrica do SIN. O sistema já apresenta parcela significativa de geração térmica associada à inflexibilidade, reduzindo o espaço disponível para que esse parque responda aos sinais econômicos e às necessidades operativas do sistema.
A Figura 1 ilustra a geração termelétrica por razão de despacho, em base diária, entre 1º de janeiro de 2021 e 9 de julho de 2026. Nesse período, a geração inflexível apresentou média de 4.176 MWm, correspondendo a 56% da geração termelétrica total, de 7.393 MWm. Quando desconsiderados os anos de 2021 e 2022, marcados pela escassez hídrica e pelo elevado despacho térmico por outras razões, essa participação aumenta: entre janeiro de 2023 e julho de 2026, a geração inflexível média foi de 4.279 MWm, equivalente a 67% da geração termelétrica total.
Os dados mostram, portanto, que a introdução de novos blocos termelétricos com elevada inflexibilidade ocorreria em um sistema no qual parcela relevante da geração térmica já opera de forma pouco responsiva aos sinais de despacho econômico. Em períodos de elevada disponibilidade de geração renovável, a ampliação dessa parcela pode reduzir a flexibilidade operativa do SIN e aumentar a necessidade de cortes de geração de outras fontes.
Figura 1 – Geração termelétrica do SIN por razão de despacho, em MWm, entre 01/01/2021 e 09/07/2026
Fonte: plataforma SETE, da TR Soluções, com base em dados do ONS.
Para a avaliação dos impactos econômicos, adotou-se como estimativa de preço médio de referência o valor de R$ 750,00/MWh a valores de hoje. Esse preço fundamenta-se nos parâmetros do PDE 2035, considerando O&M fixo, tributos, amortização do investimento e logística. Assim, a receita fixa anual para fazer frente a essa contratação seria da ordem de R$ 11,5 bilhões.
5. Potenciais impactos tarifários da contratação compulsória prevista no PL 5.017
Para mensurar o potencial efeito do substitutivo ao PL 5.017 sobre as contas de luz, a TR Soluções modelou duas trajetórias de receita fixa de energia de reserva na plataforma SETE. A análise quantitativa desenvolvida nesta seção restringe-se aos efeitos associados aos três blocos de contratação de geração descritos nas seções 2 a 4. Outros dispositivos introduzidos pelo substitutivo não foram quantificados. Da mesma forma, os preços adotados para as novas contratações constituem referências para fins de simulação e não representam estimativas dos preços que efetivamente resultarão dos futuros certames. Esses valores poderão variar em função, entre outros fatores, das condições de financiamento, dos custos de combustível e logística, do nível de competição, da configuração dos projetos e das condições estabelecidas nos editais. Eis os cenários simulados:
- Cenário Base (sem PL): consolida os compromissos vigentes e já contratados do setor elétrico, incluindo os Leilões de Energia de Reserva (LER), o Procedimento Competitivo Simplificado (PCS), o Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Energia (LRCE), o Complexo Termelétrico Jorge Lacerda (CTJL - Lei nº 14.299/2022), a MP nº 1.232/2024, e a adição da UTE Candiota III, conforme prevê a Lei 15.269. É importante destacar que este cenário de referência desconsidera a contratação compulsória de 3.000 MW em hidrelétricas de até 50 MW estipulada originalmente pelas Leis 14.182 e 15.269.
- Cenário com PL (substitutivo ao PL 5.017): reintroduz e expande a contratação compulsória de hidrelétricas de até 50 MW (totalizando 4.900 MW ou 2.303 MWm ao preço base de R$ 429,00/MWh), adiciona o bloco de 2.500 MW em térmicas inflexíveis a 70% (1.750 MWm, a R$ 750/MWh) e incorpora a geração a gás amazônico (aprox. 4.348 MW ou 2.217 MWm, com inflexibilidade de 51%, a R$ 800,00/MWh).
A comparação entre as duas trajetórias evidencia uma mudança de patamar no encargo setorial. Na Figura 2, referente ao Cenário Base, observa-se a trajetória da receita fixa de energia de reserva: após atingir o ponto máximo em torno de R$ 20,3 bilhões em 2030 (em termos nominais), a receita fixa total inicia uma trajetória de declínio e estabilização, recuando para o patamar de R$ 14,5 bilhões em 2036, em termos nominais, à medida que contratos antigos vão expirando.
Figura 2 – Evolução da receita fixa de energia de reserva no cenário sem PL
Fonte: plataforma SETE, da TR Soluções.
Na Figura 3, fica claro o impacto da inclusão da nova receita fixa estimada pelas determinações do PL a partir de 2032. Em 2036, primeiro ano em que a totalidade das novas usinas estaria em operação plena, a receita fixa de energia de reserva ultrapassaria a marca de R$ 63 bilhões, em termos nominais. Os custos referentes ao PL 5.017 responderiam por mais de 77% desse montante.
Figura 3 – Evolução da receita fixa de energia de reserva incluindo o PL
Fonte: plataforma SETE, da TR Soluções.
Para representar uma condição de longo prazo do mercado de curto prazo, adotou-se um PLD de referência de R$ 132/MWh. O valor foi obtido a partir de uma série composta pelos valores mensais realizados desde janeiro de 2016 e por 12 meses adicionais de projeção. Para cada submercado, calculou-se a mediana mensal da série resultante, sendo os R$ 132/MWh correspondentes à média das medianas obtidas para submercado SE/CO.
Para isolar o efeito direto sobre o consumidor cativo residencial, a simulação focou exclusivamente no subgrupo B1 Residencial, considerando a data-base de 2036, ano de maturidade plena das contratações, e utilizando esse PLD de referência para estimar a receita obtida com a liquidação da energia de reserva no mercado de curto prazo. O resultado é um impacto tarifário médio estimado de 5% em 2036.
Esse impacto equivale a um acréscimo de quase R$ 60/MWh no Encargo de Energia de Reserva (EER), a ser rateado entre os usuários sujeitos ao encargo. Como o EER é rateado em R$/MWh, seu impacto percentual sobre a tarifa tende a ser maior nos níveis de tensão mais elevados, nos quais a tarifa total é relativamente menor.
Esse resultado apresenta elevada sensibilidade à trajetória do PLD. Mantidas as demais premissas, valores menores de PLD reduzem a receita obtida com a liquidação da energia de reserva no mercado de curto prazo e, consequentemente, aumentam a parcela dos custos a ser recuperada por meio do EER. O movimento inverso ocorre em cenários de PLD elevado. Portanto, a sensibilidade ao preço de curto prazo altera o valor do encargo a ser pago pelos consumidores, mas não modifica o compromisso econômico associado à contratação da geração.
Como sensibilidade, caso fosse aplicado ao volume de geração modelado o piso regulatório do PLD vigente em 2026, de R$ 57,31/MWh, a receita anual obtida com a liquidação dos três novos blocos de contratação seria reduzida em aproximadamente R$ 4,1 bilhões em relação ao cenário de referência de R$ 132/MWh. Mantidas as demais premissas, essa diferença teria de ser recuperada por meio de maior arrecadação do EER. O exercício utiliza o piso de 2026 exclusivamente como referência de sensibilidade, não constituindo projeção para o PLD ou para seus limites regulatórios em 2036.
No sentido oposto, em cenários de preços elevados no mercado de curto prazo, a receita proveniente da liquidação da energia pode reduzir substancialmente a necessidade de arrecadação do EER. Considerando os preços de referência e os volumes de geração adotados neste estudo, a receita fixa conjunta dos três blocos equivale a aproximadamente R$ 650/MWh de energia gerada. Assim, em uma situação hipotética na qual o PLD médio de liquidação se mantivesse nessa ordem de grandeza, a receita obtida no mercado de curto prazo poderia ser suficiente para cobrir praticamente toda a receita fixa modelada. Acima desse patamar, a liquidação poderia inclusive gerar receitas superiores à receita fixa, embora o ponto de equilíbrio efetivo seja maior quando considerados custos adicionais, como aqueles associados ao risco hidrológico assumido pelos consumidores.
Isso não significa, contudo, que um cenário de PLD elevado implique redução do custo total da energia para os consumidores: o efeito descrito refere-se especificamente ao EER, podendo preços elevados no mercado de curto prazo produzir pressões sobre outros componentes de custo do setor elétrico.
Em suma, a aprovação do substitutivo transforma um encargo setorial relativamente estável em termos de receita fixa e com potencial de redução, conforme contratos antigos vão se encerrando, em um encargo elevado e persistente, com efeitos sobre as tarifas ao longo dos próximos 15 a 30 anos.
Considerações finais
Os resultados reforçam a importância de se deslocar o debate da preferência por determinadas fontes para a eficiência da governança setorial. A discussão técnica não reside na atratividade do gás natural ou das centrais hidrelétricas de pequeno porte, mas na preservação da lógica regulatória em que os investimentos são orientados pelas necessidades efetivas do sistema.
O fortalecimento institucional do setor elétrico brasileiro apoia-se na coordenação entre o planejamento (EPE), a operação centralizada (ONS), a regulação (Aneel) e as diretrizes do Ministério de Minas e Energia (MME). A manutenção da previsibilidade e do equilíbrio do mercado depende do fortalecimento dessas instâncias técnicas e do respeito à sua atuação coordenada, garantindo que a expansão da infraestrutura continue respaldada por análises de custo-benefício rigorosas.
Em síntese, a avaliação técnica da TR Soluções reforça que a expansão da oferta de energia tende a produzir os melhores resultados em termos de eficiência e modicidade quando orientada pelo planejamento setorial e pela competição isonômica. A preservação dos ritos institucionais de contratação, portanto, é o caminho mais seguro para a busca de modicidade tarifária, segurança do suprimento e confiança dos agentes do setor elétrico.