Atualizações

• Para adequar a energia nuclear às determinações da Lei nº 15.235/2025 (conversão da MP 1.300/2025), o SETE passou, provisoriamente, a registrar as despesas de Angra 1 e 2 como custo do Proinfa no orçamento do programa a partir de 2026:
  • Com a homologação das tarifas do Proinfa para 2026, essa solução deixou de ser viável. Assim, de forma provisória, a alocação dos custos e da energia de Angra 1 e 2 para 2026 em diante passou a ser apresentada como um novo elemento de custo: Energia Nuclear (Lei 15.235/2025). No âmbito tarifário do SETE, a tarifa relativa à Energia Nuclear continuará sendo exibida de forma agregada à tarifa do Proinfa, componente tarifária da TUSD denominada “PROINFA”.
• Correção no cálculo de faturamento, impactando nas projeções de receita verificada, neutralidade e CVA a Compensar;
• Atualização dos arquivos do Newave: Clast; Term; Sistema; Conft; e Manutt, informados pela Ampere Consultoria referentes ao deck de dezembro de 2025. As premissas gerais adotadas na elaboração do cenário base foram:
  • adoção das versões 30.0.4 do Newave, 32.0.1 do Decomp e 10 do Gevazp;
  • operação do intercâmbio considerando as diretrizes estabelecidas nas simulações do modelo DECOMP após inclusão de efeitos da operação, definindo assim a curva de evolução dos reservatórios;
  • base referencial conforme deck oficial do NEWAVE para o PMO de dezembro/25;
  • aplicação dos limites de intercâmbio para o PMO de novembro de 2025 e aplicação das instruções operativas para as interligações S-SE, NE-SE e N-SE;
  • doção do hidrograma B para a usina de Belo Monte em 2024 (FSAR-H 9229/2025);
  • elevação do VminOP do subsistema Norte para 28% a partir de janeiro de 2026;
  • defluência mínima da UHE Porto Primavera definida em 3.900 m3/s até outubro de 2026, modelada a partir de janeiro de 2026;
  • carga e MMGD oficial para o PLAN2026-2030;
  • as premissas de ENA apresentadas são referentes à Média de Longo Termo (MLT) vigente. Todos os resultados de ENA apresentados foram produzidos considerando a aplicação do hidrograma médio da usina de Belo Monte, a fim de compatibilizar as informações divulgadas com os cálculos realizados internamente nos modelos NEWAVE e GEVAZP;
  • para a apresentação de todos os resultados referentes à curva de preço, adotou-se os limites regulatórios mínimo e máximo de [58,60; 751,73] para o ano de 2025, aprovada pela ANEEL em 13 de dezembro de 2024. Para o ano de 2026, foram estimados os seguintes limites regulatórios com base na regra vigente [60,72; 785,27]. Estes limites correspondem aos valores estruturais utilizados na contabilização da CCEE e não ao valor a ser aplicado sobre os resultados horários do modelo DESSEM.
• Atualização das novas conexões previstas para os próximos 12 meses no ACL, considerando os dados disponíveis no relatório da Aneel de migração potencial até 30/11/2025;
• Atualização da tarifa de Repasse de Potência de Itaipu de acordo com a Resolução Homologatória n. 3.557/2025;
• Atualização do Orçamento e das Quotas de Proinfa para 2026, conforme Resolução Homologatória n. 3.538/2025;
• Atualização dos dados de receita e custos da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias (CCRBT) até outubro de 2025;
• Atualização das informações históricas do Encargo de Serviços do Sistema (ESS) até outubro de 2025;
• Atualização dos dados do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits de Energia Nova, etapa de Cessão (MCSD-C), eventos até outubro de 2025;
• Atualização das projeções de energia de Micro e Minigeração Distribuída (MMGD) com dados disponibilizados pela Aneel até novembro de 2025 (Dados do SAMP retirados em 09/12/2025);
• Atualização do histórico horário de operação das usinas térmicas com dados disponibilizados pelo ONS até 12 de dezembro de 2025;
• Atualização das expectativas de mercado (Relatório Focus de 12/12/2025) para os índices IGP-M, IPCA, Selic, PIB e Dólar;
• Atualização das tarifas das concessionárias Equatorial PI, EAC e ERO e das permissionárias CETRIL, CERMC, CEDRAP, CERIM, CERAL Anitápolis, CEPRAG, COOPERNORTE e COOPERSUL, tendo em vista os resultados de seus eventos tarifários ordinários de 2025.
• Obtenha aqui as premissas utilizadas no padrão SETE nessa release.

A publicação da Lei nº 15.269/2025, oriunda da conversão da MP nº 1.304/2025, impõe uma nova dinâmica regulatória ao setor elétrico brasileiro, com reflexos imediatos e de longo prazo sobre as tarifas. Para garantir que as projeções do SETE permaneçam aderentes a esse novo cenário, a TR Soluções implementou nesta versão uma reestruturação abrangente na metodologia de cálculo da CDE e do balanço energético das distribuidoras.

As atualizações incorporam nove vetores de impacto trazidos pela nova legislação, destacando-se a criação do Encargo Complementar de Recursos (ECR), que estabelece um teto para o crescimento das despesas da CDE, e a alteração na base de rateio da CDE GD, que passa a ser custeada também pelo mercado livre. Além disso, o cenário base do SETE foi recalibrado para refletir o fim dos descontos para novas migrações com energia incentivada, as novas diretrizes para contratação de Energia de Reserva (substituindo térmicas a gás por hidrelétricas de até 50 MW e carvão) e o fim da transição para o rateio da CDE entre níveis de tensão, que a partir de 2026 passam a ter uma tarifa de referência fixa.

Para uma análise aprofundada sobre como cada um desses pontos afeta as tarifas de energia, a TR Soluções elaborou um estudo com foco nos usuários do SETE, disponível em: Lei nº 15.269/2025 (Reforma do setor elétrico): vai ter modicidade tarifária?.

Abaixo, as implementações técnicas realizadas nesta versão:

• Implementação do ECR (teto da CDE): ajuste na projeção da CDE Uso para limitar o crescimento das despesas "ajustáveis" (como subsídios a fontes incentivadas e descontos na transmissão) ao orçamento de 2025 corrigido pelo IPCA, a partir de 2027;
• Novo rateio da CDE GD: alteração na alocação de custos da CDE GD, passando a considerar o mercado total (cativo + livre) na base de rateio, conforme nova redação da Lei nº 14.300;
• Energia Incentivada: bloqueio da concessão de novos descontos na TUSD/TUST para migrações ao ACL projetadas a partir da vigência da Lei;
• Energia de Reserva:
  • remoção da contratação compulsória de 8 GW de térmicas a gás (Lei 14.182);
  • inclusão da contratação de 3 GW de centrais hidrelétricas de até 50 MW e da UTE Candiota III no cálculo do Encargo de Energia de Reserva (EER);
• Fim do regime de Cotas: ajuste no cronograma de vencimento das cotas de garantia física, considerando a não renovação e a migração para o regime de Produção Independente de Energia (PIE) com pagamento de outorga (50% revertido à CDE);
• Curtailment: inclusão de funcionalidade para projeção do passivo retroativo de curtailment (set/23 a nov/25) e dos custos recorrentes por razão de confiabilidade, alocados no Encargo de Serviço do Sistema (ESS);
• Abertura do mercado livre para BT: atualização das curvas de migração para o ACL considerando a abertura da baixa tensão a partir de janeiro de 2028.

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• Ajuste no fator Q do Fator X, que passa a considerar o último dado realizado nas projeções;
• Ajuste nas projeções de CVA de Energia e CVA a Compensar de CDE Energia;
• Atualização dos arquivos do Newave: Clast; Term; Sistema; Conft; e Manutt, informados pela Ampere Consultoria referentes ao deck de novembro de 2025. As premissas gerais adotadas na elaboração do cenário base foram:
  • adoção das versões 30.0.4 do Newave, 32.0.1 do Decomp e 10 do Gevazp;
  • operação do intercâmbio considerando as diretrizes estabelecidas nas simulações do modelo DECOMP após inclusão de efeitos da operação, definindo assim a curva de evolução dos reservatórios;
  • base referencial conforme deck oficial do NEWAVE para o PMO de novembro/25;
  • aplicação dos limites de intercâmbio para o PMO de novembro de 2025 e aplicação das instruções operativas para as interligações S-SE, NE-SE e N-SE;
  • adoção do hidrograma B para a usina de Belo Monte em 2024 (FSAR-H 5347/2023);
  • elevação do VminOP do subsistema Norte para 28% a partir de janeiro de 2026;
  • defluência mínima da UHE Porto Primavera definida em 3.900 m3/s até outubro de 2026, modelada a partir de janeiro de 2026;
  • as premissas de ENA apresentadas são referentes à Média de Longo Termo (MLT) vigente. Todos os resultados de ENA foram produzidos considerando a aplicação do hidrograma médio da usina de Belo Monte, a fim de compatibilizar as informações divulgadas com os cálculos realizados internamente nos modelos NEWAVE e GEVAZP;
  • para a apresentação de todos os resultados referentes à curva de preço, adotou-se os limites regulatórios mínimo e máximo de [58,60; 751,73] para o ano de 2025, aprovada pela ANEEL em 13 de dezembro de 2024. Para o ano de 2026, foram estimados os seguintes limites regulatórios com base na regra vigente [60,32; 785,04]. Estes limites correspondem aos valores estruturais utilizados na contabilização da CCEE e não ao valor a ser aplicado sobre os resultados horários do modelo DESSEM.
• Atualização do portfólio de contratação de energia das concessionárias com base nos resultados do 35º LEE (A-1), 36º LEE (A-2) e 37º LEE (A-3) realizados em 14 de novembro de 2025;
• Atualização das reduções/adições de energia, segundo o InfoContratos, disponibilizado pela CCEE em novembro de 2025;
• Atualização do histórico horário de operação das usinas térmicas com dados disponibilizados pelo ONS até 23 de novembro de 2025;
• Atualização do mercado cativo e livre e quantidade de unidades consumidoras para setembro de 2025 (Dados do SAMP retirados em 15/11/2025);
• Atualização das expectativas de mercado (Relatório Focus de 21/11/2025) para os índices IGP-M, IPCA, Selic, PIB e Dólar;
• Atualização das tarifas das concessionárias CEEE, DMEPC e CHESP, tendo em vista os resultados de seus eventos tarifários de 2025.
• Obtenha aqui as premissas utilizadas no padrão SETE nessa release.