3 de dezembro de 2025

Lei nº 15.269/2025 (Reforma do setor elétrico): vai ter modicidade tarifária?

Resumo

A Lei nº 15.269/2025 pode proporcionar uma redução média de 7% nas tarifas dos consumidores residenciais de energia nos próximos 12 anos. Essa redução é associada a uma queda de cerca de 11% na tarifa de energia (TE) e de 4% na tarifa de uso do fio (TUSD). Essas constatações fazem parte de análise dos efeitos tarifários de nove elementos alterados pela nova legislação com impacto direto e mensurável sobre a constituição dos valores cobrados dos consumidores de energia elétrica em todo o Brasil, como a criação do Encargo Complementar de Recursos (ECR), o novo critério de rateio da CDE GD e o fim do desconto de energia incentivada para novos consumidores livres. Para tanto, foram estimadas duas trajetórias de tarifas médias para unidades consumidoras residenciais com o Serviço para Estimativa de Tarifas de Energia (SETE), da TR Soluções: o Cenário I desconsidera a aplicação da nova legislação, enquanto o Cenário II contempla as mudanças.

1. Introdução

A Lei nº 15.269/2025 (Lei 15.269), publicada em 24 de novembro de 2025 a partir da Medida Provisória nº 1.304/2025, promove mudanças estruturais no arcabouço legal do setor elétrico brasileiro . Entre seus objetivos destaca-se a modicidade tarifária, além da modernização do marco regulatório; o reforço da segurança energética; a definição de diretrizes para a regulamentação do armazenamento de energia elétrica; a criação de incentivos econômicos para sistemas de baterias; e a adoção de mecanismos para facilitar a comercialização do gás natural pertencente à União.

Desde a edição da MP 1.304/2025 e sua aprovação pelo Congresso Nacional como Projeto de Lei de Conversão nº 10/2025 (PLV 10/2025), a TR Soluções vem trabalhando na atualização do seu modelo de projeções tarifárias e inteligência de mercado — o Serviço para Estimativa de Tarifas de Energia (SETE) — para que incorpore as disposições da nova legislação de maneira técnica e prudente.

Este artigo analisa os efeitos tarifários de nove elementos com impacto direto e mensurável sobre a constituição dos valores cobrados dos consumidores de energia elétrica em todo o Brasil:

1. criação do Encargo Complementar de Recursos (ECR);
2. novo critério de rateio da CDE GD;
3. fim do desconto de energia incentivada para novos consumidores livres;
4. novo critério de rateio da CDE Uso entre níveis de tensão (AT, MT e BT), a partir de 2026;
5. fim do regime de cotas para concessões de geração com vencimento futuro;
6. contratação da usina termelétrica a carvão Candiota III como energia de reserva;
7. abertura do mercado para consumidores de baixa tensão;
8. custeio dos passivos retroativos de cortes de geração (curtailment);
9. contratação de 3 GW em hidrelétricas de até 50 MW como energia de reserva.

Para quantificar o potencial impacto tarifário desses comandos legais analisados, foram estimadas duas trajetórias de tarifas médias para unidades consumidoras residenciais, em horizonte de 12 anos. O Cenário I desconsidera a aplicação da nova legislação, enquanto o Cenário II contempla as mudanças. Os resultados são apresentados no gráfico a seguir.

Fonte: TR Soluções, plataforma SETE.

Em síntese, as disposições analisadas afetam de forma distinta consumidores livres e cativos. As estimativas apontam, para a classe residencial B1, uma redução média Brasil de 7% na Tarifa de Aplicação ao longo de 12 anos, resultante de queda de cerca de 4% na Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição (TUSD) e 11% na Tarifa de Energia (TE) no mesmo horizonte. Em contrapartida, consumidores que compram energia de fonte incentivada passarão a arcar com o novo Encargo Complementar de Recursos.

Fonte: TR Soluções, plataforma SETE.

No curto prazo, a TUSD é impactada devido ao estabelecimento do teto para a CDE. Já os efeitos na TE são percebidos no médio e longo prazo, resultando não apenas do novo rateio da CDE GD e do fim do regime de cotas, mas, fundamentalmente, da alteração nas premissas de contratação de energia de reserva. Diferentemente da projeção anterior (Cenário I), que incorporava a contratação compulsória de 8.000 MW de termelétricas inflexíveis a gás natural (Lei nº 14.182/2021) — cujos impactos foram detalhados pela TR Soluções no artigo O peso tarifário dos atropelos no planejamento energético —, o atual cenário base (Cenário II) reflete a nova diretriz da Lei 15.269, excluindo essa obrigação. Essa mudança retira uma pressão significativa sobre o Encargo de Energia de Reserva (EER) futuro, contribuindo decisivamente para a redução observada na TE, a despeito da incerteza remanescente quanto à apreciação de vetos pelo Congresso Nacional.

Fonte: TR Soluções, plataforma SETE.

Para as projeções apresentadas¹ foram consideradas pela TR Soluções interpretações de medidas que ainda dependem de regulamentação do Ministério de Minas e Energia (MME), da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e de deliberações eventuais do Congresso Nacional relacionadas a vetos presidenciais.

2. Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)

A CDE — em suas componentes CDE Uso, CDE GD e CDE Eletrobras — foi, sem dúvida, a protagonista do novo arcabouço legal, especialmente no que diz respeito aos instrumentos de modicidade tarifária.

Entre os nove temas analisados neste artigo, seis impactam diretamente a trajetória projetada da CDE: 1) ECR; 2) CDE GD como despesa da CDE; 3) fim do desconto da energia incentivada; 4) novo critério de rateio da CDE Uso entre AT, MT e BT; 5) fim do regime de Cotas; e 6) contratação da termelétrica a carvão Candiota III.

Fonte: TR Soluções, plataforma SETE.

2.1 Encargo Complementar de Recursos (ECR)

A comparação entre os cenários mostra que a aplicação do teto imposto pela lei na CDE gera restrições progressivas no orçamento do encargo. No primeiro ano da vigência do teto, 2027, essas restrições já somam aproximadamente R$ 2 bilhões (Figura 5).

Para sanar restrições desse tipo, o Art. 7º da Lei 15.269 cria o Encargo Complementar de Recursos (ECR). Essa nova fonte de recursos à CDE é descrita no inciso XI ao §1º do Art. 13 da Lei nº 10.438/2002 (Lei 10.438):

11. “do Encargo Complementar de Recursos para custeio das despesas definidas no inciso I do § 20 deste artigo.”

O § 20 complementa o dispositivo ao definir que o ECR:

1. “será destinado a cobrir a diferença entre o valor orçado e o limite de que trata o inciso II do § 18 para o respectivo item de despesa;” (grifo nosso)

Trata-se de um dos elementos mais estruturantes e sensíveis da Lei 15.269, pois substitui a expansão natural de determinados benefícios tarifários por um teto anual de despesa, com impacto direto sobre a modicidade tarifária.

• Método de cálculo no SETE

Para o cálculo do ECR, adotou-se a hipótese de que, a partir de 2027, o encargo de cada benefício corresponde à diferença entre:

1. o valor-teto da despesa no Orçamento Anual da CDE de 2025, atualizado pelo IPCA; e
2. o valor efetivo dessa despesa no orçamento da CDE do ano analisado.

Assim, o ECR funcionaria como uma trava individualizada para cada benefício que explicam as despesas da CDE.

A simulação desconsidera algumas despesas da CDE, excluídas do ECR. São elas (Art. 13 da Lei 10.438):

Para as demais despesas da CDE, o ECR será aplicado individualmente. Cada benefício que compõe as despesas da CDE terá seu próprio ECR, calculado pela diferença entre o teto e o valor efetivo da despesa. A projeções realizadas pela TR Soluções indicam que no horizonte considerado, dois itens de despesa da CDE atingiriam o teto, resultando assim, em ECR correspondentes. São eles: Consumidor Fonte Incentivada com e Descontos na Transmissão.

Fonte: TR Soluções, plataforma SETE.

A Figura 5 apresenta as projeções anuais de ECR por tipo de despesa para o ano de 2027. Os valores representam, para cada item de despesa, o montante necessário para reconduzir a despesa ao seu teto legal. Essa dinâmica permite derivar, de forma transparente, a tarifa específica de ECR por tipo de despesa, associando o montante econômico anual à energia vinculada àquele incentivo.

Fonte: TR Soluções, plataforma SETE.

A Figura 6 compara os volumes anuais de ECR ao tamanho das respectivas despesas para 2027. A razão entre esses dois valores determinará, para cada ano, o percentual de redução do benefício tarifário associado ao acionamento do teto.

Fonte: TR Soluções, plataforma SETE.

A Figura 7 apresenta, também para 2027, a estimativa das Tarifas de ECR. Os valores representam a razão entre o ECR Individual apresentado na Figura 5 e os volumes de energia vinculados ao benefício que explicam as correspondentes despesas da CDE. Assim, é possível quantificar, de forma anualizada, a intensidade da redução imposta pela Lei 15.269 sobre cada despesa da CDE sujeita ao mecanismo.

2.2 Novo critério de rateio da CDE GD

A Lei 15.269 promoveu uma alteração estrutural no financiamento dos subsídios da Micro e Minigeração Distribuída (MMGD). A mudança mais imediata e inequívoca é a ampliação da base de rateio, que passa a incluir todos os consumidores do Sistema Interligado Nacional (SIN). Anteriormente, o custo era repassado apenas aos consumidores regulados.

Essa diretriz foi consolidada por meio de duas alterações na Lei nº 14.300/2022 (Lei 14.300):

1. Alteração do Art. 25: O Art. 14 da nova lei excluiu do texto original a frase que restringia o rateio da CDE GD “somente às unidades consumidoras do ambiente regulado”.
2. Revogação no Art. 22: O Art. 23 da nova lei revogou o parágrafo único do Art. 22, que também blindava o mercado livre do rateio da GD em áreas de permissionárias e pequenas distribuidoras.

Na prática, esses dispositivos deslocam o subsídio da CDE GD, hoje embutido na TE e pago exclusivamente pelos consumidores cativos, para a estrutura de custos da TUSD, alcançando também os consumidores livres.

Mas há dúvidas quanto ao enquadramento da CDE GD no ECR, que depende de interpretação regulatória. O texto final sancionado vetou a criação do inciso XIX no Art. 13 da Lei 10.438, que criaria uma rubrica específica para a GD no novo encargo. À primeira vista, isso poderia sugerir a exclusão da despesa do teto. No entanto, a nova redação do Art. 25 da Lei 14.300 determina que a CDE custeará a GD "de acordo com o disposto no art. 13, caput, incisos VI e VII, da Lei nº 10.438".

Como os incisos VI (fontes incentivadas) e VII (descontos na TUSD) não constam no rol de exceções ao teto (listadas no § 18, inciso I), uma interpretação estritamente literal da lei levaria à conclusão de que a CDE GD compõe a base de despesas limitadas da CDE.

Apesar dessa possível interpretação – que vincularia a CDE GD ao teto via incisos VI e VII –, neste estudo optou-se por não considerá-la sujeita ao ECR.

Caso a CDE GD também fosse submetida ao teto, o volume projetado dessa despesa poderia acionar o gatilho do ECR já no primeiro ano de vigência (2027), impondo um percentual de 27% de redução do benefício tarifário associado ao acionamento do teto.

2.3 Fim dos descontos da energia incentivada

Com a entrada em vigor da nova lei, encerra-se a concessão de descontos na tarifa de fio (TUSD/TUST) para energia incentivada associada a novas migrações ao Ambiente de Contratação Livre (ACL). Em outras palavras, consumidores que aderirem ao mercado livre após a publicação da lei não poderão mais firmar contratos com previsão de desconto nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição ou transmissão por adquirirem energia de fontes incentivadas. Trata-se do fim da possibilidade de novos consumidores livres usufruírem do benefício tarifário, garantindo que os novos entrantes arquem integralmente com os encargos de fio.

Por outro lado, como hipótese do SETE (TR Soluções), os contratos vigentes são mantidos. Consumidores livres que, antes da nova lei, firmaram contratos de compra de energia incentivada com desconto nas tarifas de uso continuarão a contar com essa vantagem. Esses contratos permanecem válidos em seus termos originais. Os detalhes operacionais e vedações ainda não são conhecidos.

O custo desses descontos continuará sendo coberto pela CDE Uso. Em um primeiro momento, portanto, entende-se que não haverá perda efetiva para os beneficiários atuais, com a preservação da estabilidade contratual.

Entretanto, a lei introduz um novo instrumento de controle sobre os benefícios mantidos: a vinculação desses contratos ao ECR. Isso significa que os beneficiários passam a ter um teto individual de subsídio, calculado a partir do valor orçado na CDE em 2025, corrigido pelo IPCA. Com isso, terão de devolver parte dos descontos por meio do novo encargo. Na prática, portanto, devem continuar usufruindo do desconto até que o custo associado ao ECR se aproxime ou supere o próprio benefício tarifário. A partir desse ponto de equilíbrio, o incentivo econômico desaparece.

Vale observar ainda que a evolução do subsídio deve acompanhar diretamente o crescimento esperado dos componentes tarifários Fio A (transmissão) e Fio B (distribuição), uma vez que o desconto é aplicado sobre essas parcelas das tarifas.

A expectativa da TR Soluções é de que esses custos cresçam em ritmo superior ao IPCA, o que implica um aumento proporcional do valor nominal do benefício concedido por unidade de energia. Como consequência, consumidores com contratos vigentes tendem a atingir mais rapidamente seus tetos individuais de ECR, acelerando a perda do incentivo econômico e antecipando, na prática, a redução da atratividade da energia incentivada.

2.4 Rateio da CDE Uso entre AT, MT e BT

Antes da Lei nº 13.203/2015 (Lei 13.203), o rateio do encargo setorial CDE Uso seguia o critério de “selo”, ou seja, cada unidade consumidora contribuía proporcionalmente ao seu consumo de energia, havendo diferenciação apenas entre subsistemas: consumidores do Sul e Sudeste/Centro-Oeste eram sujeitos a uma tarifa de CDE Uso 4,5 vezes maior do que aqueles dos subsistemas Norte e Nordeste. Essa distinção regional foi mantida mesmo após a completa interligação dos dois últimos ao SIN, o que perpetuou a assimetria tarifária no rateio do principal encargo setorial entre as regiões.

Fonte: Aneel, Submódulo 7.2 do PRORET .

A Lei 13.203 determinou duas transições importantes nesse modelo a partir de 2017: a primeira, entre subsistemas, visando uniformizar gradualmente o encargo da CDE Uso em todo o Brasil até 2030 (transição mantida pela Lei 15.269); a segunda, entre os níveis de tensão de fornecimento, de modo que a partir de 2030 consumidores de alta tensão (AT) pagariam 33% da tarifa definida para os consumidores de baixa tensão (BT) e consumidores de média tensão (MT) estariam sujeitos a uma tarifa de CDE Uso equivalente a 67% da tarifa definida para os consumidores de BT.

A Medida Provisória nº 1.300/2025 chegou a propor a revogação dessa diferenciação por nível de tensão — reinstituindo o rateio “selo” a partir de 2038 —, mas essa proposta foi suprimida na conversão da MP na Lei nº 15.235/2025. Entretanto, a Lei 15.269 redefiniu a transição de trajetória prevista na Lei 13.203, fixando, a partir de 2026, novos fatores de rateio, sendo 50% para AT em relação ao BT; e 80% para MT em relação ao BT. Esse movimento praticamente mantém o atual rateio da CDE Uso constante entre os níveis de tensão a partir de 2026, interrompendo a transição anterior.

2.5 Fim do regime de cotas

A energia de cotas, proveniente dos Contratos de Cotas de Garantia Física (CCGF), corresponde ao regime no qual a garantia física de energia e de potência das usinas hidrelétricas com concessões prorrogadas pela Lei nº 12.783/2013 e relicitadas pela Lei 13.203 é rateada compulsoriamente entre as distribuidoras do SIN. Esse rateio é definido previamente, sendo os custos, ônus e benefícios da variação entre a geração real e a garantia física alocados ao grupo de cotistas, com repasse direto às tarifas dos consumidores cativos.

Fonte: TR Soluções, plataforma SETE.

O SETE, em sua versão anterior (Figura 9), considerava que a energia proveniente de concessões de geração continuaria sendo renovada dentro desse regime de cotas, nos termos da Lei 13.203. Contudo, com a publicação da Lei 15.269, esse arranjo, cuja projeção é ilustrada na figura abaixo, passa a ser substituído.

O novo modelo prevê a prorrogação onerosa ou a relicitação das concessões de UHEs acima de 50 MW outorgadas antes de 11/12/2003, mediante a adoção do regime de produção independente de energia (PIE), com prazo de concessão de 30 anos. Essas usinas terão a garantia física recalculada, sem limite de redução, e assumirão integralmente o risco hidrológico. Metade da receita de outorga será destinada à modicidade tarifária como receita da CDE e metade à União.

A energia gerada pelas usinas renovadas ou relicitadas poderá ser vendida tanto no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) como no ACL, sendo facultado ao Poder Executivo estabelecer um percentual mínimo a ser contratado pelas distribuidoras do ACR. Além disso, a parcela de 50% relativa à outorga será, obrigatoriamente, destinada à CDE nos casos de concessões com vencimento até 31/12/2032.

Caso uma concessão de UHE não seja renovada, por desinteresse do concessionário ou por decisão do poder concedente, o empreendimento será leiloado sob o novo regime de PIE, com pagamento de outorga e assunção do risco hidrológico pelo vencedor.

O encerramento do regime de cotas tem impacto direto no portfólio de contratos das distribuidoras, que hoje conta com cerca de 13% de energia de cotas, e também reduz as despesas da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias (CCRBT) com o risco hidrológico. Ademais, cria uma nova fonte de receita para a CDE, com a arrecadação da outorga.

Fonte: TR Soluções, plataforma SETE.

No SETE, da TR Soluções, considera-se que, a partir de 2026, as usinas de geração com concessões a vencer não as renovarão mais sob o regime de cotas, e as que já operam nesse modelo o deixarão tão logo seus contratos se encerrem. Complementarmente, as projeções consideram o ingresso de receita na CDE equivalente a 50% do valor da outorga, calculado com base na metodologia de Valor Novo de Reposição (VNR) — análoga à aplicada na desestatização da Eletrobras — e distribuído uniformemente ao longo dos 30 anos da nova concessão.

2.6 Contratos de usinas a carvão

Historicamente, a CDE abrigou a "Subconta Carvão Mineral", instituída pela Lei nº 10.438/2002. O objetivo dessa política pública era assegurar a competitividade da geração termelétrica a carvão nacional frente a outras fontes, por meio do reembolso de até 100% do custo do combustível, limitado a volumes mínimos de compra contratual. Pela legislação vigente anterior à Lei 15.269 (especificamente a Lei nº 12.783/2013), esse subsídio direto via CDE tinha data marcada para acabar: o ano de 2027.

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), Premissas Orçamentárias Contas Setoriais 2025.

O benefício concentrou-se historicamente em três empreendimentos, cujas trajetórias recentes divergem significativamente:

1. Complexo Termelétrico Jorge Lacerda (SC): com capacidade instalada de 857 MW e pertencente à Diamante Geração de Energia, foi o maior beneficiário histórico (responsável por cerca de 85% a 90% dos repasses). Com a Lei nº 14.299/2022, seus contratos foram convertidos em Contratos de Energia de Reserva (CER), retirando o custo do subsídio da CDE (rubrica "Carvão Mineral") e transferindo-o para o Encargo de Energia de Reserva (EER).
2. UTE Figueira (PR): a usina de pequeno porte (20 MW) também recebia subsídios da CDE. Hoje encontra-se com a operação suspensa e em processo de devolução da outorga pela Copel Geração (Despacho Aneel nº 561/2024). Contudo, havendo retomada operacional, poderia se enquadrar nas novas diretrizes legais.
3. UTE Candiota III (RS): Operada pela Âmbar Energia e com capacidade instalada de 350 MW, é o foco central das mudanças trazidas pela Lei 15.269. Seus Contratos de Comercialização no Ambiente Regulado (CCEAR) expiraram em 31 de dezembro de 2024. Desde janeiro de 2025, a usina opera sem lastro contratual de venda de energia (atuando de forma merchant ou por despacho de inflexibilidade), mas mantendo o direito ao reembolso do combustível pela CDE até o limite legal de 2027.

A Lei 15.269 altera estruturalmente o suporte à UTE Candiota III (e potencialmente à UTE Figueira, caso reativada). O novo dispositivo legal determina a contratação dessas usinas como reserva de capacidade. Contudo, a TR Soluções interpreta essa diretriz no modelo SETE como uma contratação de reserva de capacidade na forma de energia (portanto, Energia de Reserva), nos moldes do que foi feito para Jorge Lacerda. Assume-se, assim, a extensão da operação e a garantia de receita fixa custeada pelo EER até 2040. A Contratação de 3 GW de hidrelétricas como energia de reserva explora em maiores detalhes esse formato de contratação adotado no SETE.

Essa transferência para o EER deve gerar um custo adicional específico aos consumidores. Nas simulações do SETE, considerou-se a contratação de um montante de 228 MW médios ao preço de R$ 566/MWh (a valores de outubro de 2019). Sob a premissa de um Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) médio anual de R$ 151/MWh, estima-se que esse arranjo resulte em um impacto adicional de R$ 2,30/MWh na tarifa de EER em 2027, ano em que a modelagem assume a plena vigência da nova contratação.

3. Abertura do mercado para consumidores de BT

Com a promulgação da Lei 15.269, as projeções tarifárias da TR Soluções passaram a adotar, como cenário base, a efetiva abertura do mercado de Baixa Tensão (BT) a partir de 1º de janeiro de 2028².

Como visto acima, a nova legislação veda que novas migrações para o ACL usufruam de descontos na TUSD vinculados à energia incentivada. Consequentemente, a migração da baixa tensão a partir de janeiro de 2028 afetará o balanço energético prospectivo das distribuidoras (reduzindo o mercado cativo), mas não alterará a quantificação do orçamento anual da CDE, uma vez que esses novos consumidores livres não carregarão consigo subsídios na tarifa de fio.

Fonte: TR Soluções, plataforma SETE.

Para o dimensionamento do cenário de migrações de BT, considerou-se que o Brasil possui cerca de 75 milhões de unidades consumidoras (UC) em baixa tensão, excluindo-se as da subclasse Baixa Renda, e que o mercado potencial para migração corresponda a 30% desse total, ou seja, aproximadamente 22 milhões de UC, cada uma com um consumo médio mensal de 235 kWh.

Em relação à velocidade dessa migração, adotou-se a premissa de que a adesão no Grupo B seguirá uma curva de difusão análoga à observada historicamente nas migrações do Grupo A, especificamente as migrações de consumidores de MT. Assim, projeta-se que, uma vez permitida a abertura, o ritmo inicial seja de 10 mil migrações mensais em todo o país — representando um volume de cerca de 2 GWh/mês, o equivalente a 0,03% do mercado total de baixa tensão elegível.

4. Custos com “curtailment” no ESS

A Lei 15.269 estabeleceu a compensação retroativa, a partir de 1º de setembro de 2023, às usinas solares e eólicas pelos cortes de geração devidos a falhas na rede de transmissão (confiabilidade), desde que os geradores que ingressaram com ação na justiça desistam dela.

Fonte: TR Soluções, plataforma SETE.

A partir dos dados de “curtailment” por confiabilidade disponibilizados pelo ONS (Acompanhamento Dinâmico das Restrições da Geração), a TR Soluções estima que o impacto aos geradores da compensação retroativa seja de cerca de R$ 3,8 bilhões. Caso o montante fosse quitado em um único mês, adicionaria R$ 84,00/MWh às tarifas de todos os consumidores³.

Quanto ao futuro, num cenário em que o “curtailment” por confiabilidade observado nos últimos 12 meses se repetisse ao longo dos próximos anos, seriam esperados valores anuais para esse novo encargo da ordem de R$ 3,3 bilhões. Isso equivale, em termos tarifários, a um acréscimo de cerca de R$ 5,14/MWh ao longo de todo o ano.

Fonte: TR Soluções, plataforma SETE.

Considerando que apenas cortes por confiabilidade passassem a serem ressarcidos, se projetaria uma tarifa média de R$ 4,13/MWh em 2027. Para essa estimativa, adotou-se um PLD médio anual de R$ 151/MWh.

5. Contratação de 3 GW de hidrelétricas como energia de reserva

A nova lei estabelece a contratação compulsória de 3 GW de hidrelétricas de até 50 MW como energia de reserva, com prazo de suprimento de 25 anos, bem como a contratação da UTE Candiota III nos mesmos moldes até 2040, como detalhado na seção 2.6.

O custeio desse tipo de geração recai sobre os consumidores por meio do Encargo de Energia de Reserva (EER). O valor desse encargo é dinâmico e depende diretamente do PLD, uma vez que toda a energia gerada nessa modalidade é liquidada no mercado de curto prazo. A mecânica é de compensação: se a receita obtida com a liquidação da energia superar a receita fixa contratual das usinas, não há cobrança de encargo; caso contrário, o EER é acionado para cobrir a diferença.

Atualmente, a receita fixa a ser coberta pelo sistema é composta por um portfólio heterogêneo de contratos:

• LER (Leilões de Energia de Reserva): contratos oriundos dos leilões ordinários de energia de reserva realizados até setembro de 2016;
• PCS (Procedimento Competitivo Simplificado), o "leilão emergencial" da crise hídrica de 2021: embora previsto para encerrar em 2025, um acordo firmado entre Aneel, MME e Tribunal de Contas da União (TCU) permitiu a extensão de parte desse suprimento até 2032;
• MP nº 1.232/2024: conversão dos contratos de termelétricas a gás natural da Amazonas Energia em energia de reserva;
• LRCE (Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Energia): realizado em 2022, contratou 670 MWm na região Norte; e
• Lei nº 14.299/2022: contratação do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda (CTJL).

Para o horizonte de 12 anos das projeções tarifárias, a TR Soluções incorporou ao cenário base do SETE novas contratações futuras e definições legais recentes:

• Hidrelétricas de até 50 MW: Em cumprimento à Lei 15.269, considerou-se a contratação compulsória de 3.000 MW de hidrelétricas de pequeno porte, embora tal contratação possa alcançar 4.900 MW, com prazo de suprimento de 25 anos.
• UTE Candiota III: Também por força da nova legislação, projetou-se a contratação da usina como energia de reserva até 2040, detalhado na seção 2.6.

Para quantificar o efeito específico da obrigação legal das hidrelétricas de até 50 MW, o modelo considerou a contratação integral de 3.000 MW compulsórios, adotando um fator de capacidade de 47%, patamar alinhado ao verificado no último leilão de energia nova para essa fonte. O preço de referência considerado foi de R$ 383/MWh (a preços de março de 2027, data assumida pela TR Soluções para a realização do leilão).

Vale destacar que a regra de atualização monetária segue estritamente o disposto na nova legislação: conforme a redação dada pelo Art. 13 da Lei 15.269 ao § 1º do Art. 1º da Lei 14.182, esse preço-teto deve ser atualizado pelo INCC até a data de publicação do edital e, após a realização do leilão, corrigido pelo IPCA. Com base nessas premissas e considerando o mesmo PLD médio de R$ 151/MWh, projeta-se um impacto adicional no EER de R$ 5,80/MWh em 2035, quando os 3.000 MW já estiverem contratados.

Um ponto sensível na modelagem refere-se à natureza das novas contratações (hidrelétricas de até 50 MW e Candiota III). Nos dois casos, ainda paira certa confusão e até mesmo incerteza quanto ao formato definitivo de contratação dessas usinas. Embora o texto da Lei 15.269 fale em contratação como "reserva de capacidade", ou seja, como contratação para 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, adotada como premissa no SETE, é de que os custos dessas contratações deverão ser arcados pelos consumidores via EER, como ocorre no modelo tradicional de energia de reserva associada à inflexibilidade.

Outro ponto importante diz respeito à não consideração da contratação de 3.000 MW de usinas térmicas a biomassa prevista no §15-A do Art. 1º da Lei 14.182, inserido pela Lei 15.269, porque o próprio texto legal condiciona essa contratação “à necessidade identificada pelo planejamento setorial, a partir de critérios técnicos e econômicos estabelecidos pelo Conselho Nacional de Política Energética – CNPE”. Diante dessa condicionalidade, a TR Soluções optou por não incorporar esses volumes no cenário base, assumindo a premissa de que tais critérios de necessidade sistêmica prevalecerão. Essa mesma lógica se aplica aos 1.900 MW adicionais de hidrelétricas.

Por fim, há um fator de risco relevante no horizonte: a contratação de 8.000 MW de termelétricas a gás natural, originalmente prevista na Lei 14.182 e reeditada na tramitação do marco das eólicas offshore (Lei nº 15.097/2025). Embora esse dispositivo tenha sido vetado na sanção da Lei 15.097, ainda existe a possibilidade de o veto ser derrubado pelo Congresso Nacional. Caso isso se concretize, haverá um aumento expressivo na receita fixa de energia de reserva e uma maior necessidade de cortes de geração renovável, pressionando duplamente os encargos setoriais EER e ESS.

6. Considerações finais

A elaboração deste estudo teve um duplo propósito: orientar os usuários do SETE sobre as atualizações estruturais implementadas na versão 15.0 da plataforma e, simultaneamente, oferecer ao mercado uma estimativa quantitativa dos potenciais impactos tarifários decorrentes da Lei 15.269.

Ao analisar os nove vetores de alteração — que vão desde o novo teto da CDE até a contratação compulsória de Energia de Reserva —, observa-se que o setor elétrico brasileiro inicia uma transição de regime. No caso da CDE, em particular, saímos de um modelo de repasse automático de custos para um cenário de orçamentos limitados pelo Encargo Complementar de Recursos (ECR) e de realocação de subsídios entre consumidores livres e cativos.

Contudo, é fundamental sublinhar que as projeções apresentadas neste artigo, incluindo o impacto estimado de R$ 2 bilhões nas restrições da CDE já no primeiro ano da vigência do teto e os novos encargos de curtailment, não constituem sentenças definitivas. Elas são o resultado de premissas técnicas adotadas pela TR Soluções para traduzir comandos legais complexos, e por vezes ambíguos, em algoritmos tarifários.

A concretização desses números depende, invariavelmente, da "caneta" do regulador. Afinal, embora o Congresso Nacional desenhe a arquitetura legal e o Ministério de Minas e Energia defina as políticas, prevalece o entendimento institucional de que a única autoridade tarifária no Brasil é a Aneel. Caberá à Agência a palavra final sobre a regulamentação fina de temas sensíveis, como a aplicação do teto à CDE GD ou o formato exato de contratação da reserva de capacidade.

Dessa forma, o Cenário II aqui desenhado deve ser interpretado como uma referência analítica prudente, e não como uma verdade absoluta. À medida que a regulamentação avançar e as lacunas da Lei 15.269 forem preenchidas, a TR Soluções revisitará suas premissas, garantindo que o SETE permaneça aderente à realidade regulatória e continue servindo como bússola confiável para a tomada de decisão dos agentes do setor elétrico.

¹ As atualizações realizadas no SETE — disponibilizadas na versão 15.0, de 03/12/2025 — já incorporam essas interpretações, e servem de referência analítica para a avaliação dos seus potenciais efeitos tarifários.

² A funcionalidade para simulação da abertura do ACL para os consumidores de BT integra a plataforma SETE desde novembro de 2022 (versão 14.48).

³ No SETE, foi incluída funcionalidade para simulação do passivo financeiro de curtailment e a data de sua cobrança no formato de ESS, além de ferramenta para acompanhar e projetar o volume de energia associado aos cortes de geração, bem como as correspondentes tarifas associadas ao encargo.

* Equipe de Regulação da TR Soluções.