Dados da CCEE mostram que a Boven deixou de liquidar R$ 1,23 milhão no mercado de curto prazo (MCP) de janeiro, na liquidação concluída no início de março, e passou a integrar a lista de agentes inadimplentes da câmara.

Apesar do cenário, a MegaWhat apurou que não houve pedido de recuperação judicial nem liminar suspendendo obrigações.

A reportagem procurou a CCEE e a Boven, mas não obteve retorno até a publicação da matéria. O espaço permanece aberto.

Carta aos clientes da Boven

Em carta enviada aos clientes, a Boven afirmou que não conseguirá manter o fornecimento de energia a partir de 1º de abril e orientou os consumidores a migrarem para outro fornecedor no mercado livre ou retornarem ao mercado cativo até 14 de abril.

A empresa atribui a crise a um cenário de forte instabilidade e restrição de liquidez desde 2024. Entre os fatores, cita a redução na oferta de energia por grandes geradoras (Axia Energia, Engie Brasil Energia e Copel), que teriam restringido vendas para comercializadoras.

Segundo a companhia, isso dificultou a estruturação de contratos com lastro e aumentou a exposição ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), que permaneceu elevado nos últimos meses.

A Boven afirmou ainda que realizou aportes e tentou renegociar posições ao longo de 2025, mas não conseguiu comprar energia suficiente para honrar seus contratos.

“Soma-se a isso mudanças relevantes no modelo de precificação do mercado, amplamente debatidas entre os agentes, que contribuíram para a manutenção de preços em níveis significativamente elevados”, disse a empresa em carta.

Inadimplência em cadeia

Conforme apuração da MegaWhat, a deterioração financeira da Boven está diretamente ligada à quebra de outras comercializadoras, que deixaram créditos em aberto.

Entre os casos estariam Gold Energia e o grupo Elétron, que entrou com pedido de recuperação judicial em janeiro, com dívida de R$ 1,17 bilhão, incluindo R$ 334,8 milhões junto à CCEE.

Com a recuperação judicial das empresas, a Boven teria ficado exposta a essas contrapartes, acumulando valores relevantes a receber sem garantia. Sem esses contratos e com a alta recente dos preços de energia, o cenário evoluiu para uma “tempestade perfeita”.

Situação semelhante a 2021 na Boven

A Boven Comercializadora passou por situação semelhante em 2021, quando comercializadoras como Argon, Brasil, Linkx e Vega não honraram contratos firmados em meio à pior crise hídrica do histórico e a preços altos de energia.

A Linkx Comercializadora de Energia reportou um total de dívida de R$ 139,862 milhões, no âmbito do pedido de recuperação judicial da empresa, no qual, das cinco comercializadoras com as maiores dívidas, a Boven tinha R$ 17,4 milhões a receber.

A empresa ainda figurou na lista da Argon, com R$ 11,7 milhões, e da Brasil Comercializadora, que alegou um prejuízo de R$ 18,4 milhões se tivesse que registrar seu contrato com a Boven.

Fonte: MegaWhat

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O acordo, anunciado em dezembro de 2025, ainda está sujeito às aprovações da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). O valor da operação não foi divulgado.

Em manifestação ao Cade, a Raízen disse que a operação está alinhada ao plano de desinvestimento de ativos de energia, com o objetivo de concentrar esforços e recursos em seu core business, nos segmentos de etanol, açúcar, bioenergia e mobilidade.

Por sua vez, a Tria justificou que a transação representa uma oportunidade de expansão no mercado de comercialização de energia, a partir das sinergias e da complementariedade entre os portfólios da Raízen Power e da Tria.

Atualmente, a Tria Energia tem um faturamento anual superior a R$ 1,5 bilhão, com mais de 1 GW médio negociado e um patrimônio líquido próximo de R$ 200 milhões.

Compra da Tria

O acordo envolve exclusivamente a unidade de negócios da Raízen dedicada às operações de trading no mercado livre de energia, a Raízen Power. A operação não inclui ativos relacionados à geração distribuída — como usinas ou contratos de locação de usinas de terceiros — nem contratos ou usinas de geração centralizada, que também integram a marca Raízen Power.

A transação não contempla o uso das marcas Raízen ou Raízen Power pela compradora, que serão integralmente desassociadas do veículo negociado.

Segundo a Tria, a operação de trading é voltada ao mercado livre de energia e reúne um portfólio de contratos de compra e venda cujas contrapartes incluem comercializadoras, geradoras, consumidores atacadistas e consumidores varejistas.

Todos os contratos de trading da Raízen Power serão integralmente mantidos, em todos os seus termos e condições.

Reorganização da Raízen

Em 2025, a Raízen realizou a venda de diversos ativos para reduzir sua alavancagem.

No dia 1º de janeiro, os acionistas da empresa aprovaram a incorporação do acervo cindido da Bioenergia Barra e a incorporação total das empresas Bioenergia Rafard, Bioenergia Serra e Bioenergia Araraquara.

Conforme informações da ata da assembleia geral extraordinária, as sociedades serão extintas e a Raízen Energia as sucederá em todos os direitos, bens e obrigações de forma integral.

Ainda segundo o documento, a incorporação da parcela cindida da Bioenergia Barra foi avaliada em R$ 112,4 milhões e não implicará alteração no capital social da Raízen Energia, permanecendo a empresa Bioenergia Barra existente como pessoa jurídica.

Os valores contábeis incorporados somam aproximadamente R$ 90,2 milhões da Bioenergia Rafard, R$ 14 milhões da Bioenergia Serra e R$ 8,1 milhões da Bioenergia Araraquara. Todas as avaliações foram realizadas pela PGS Auditores Independentes.

Fonte: Visão Agro

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As Regras e Procedimentos de Comercialização (PdCs) provisórios relativos à mudança, com vigência a partir de 1º de janeiro de 2026, já se encontram disponíveis no site da CCEE. O cronograma com as datas de crédito e débito das liquidações para o ano será divulgado por meio de novo comunicado, assim que aprovado pelo Conselho de Administração.

Atenção! A conta centralizadora para o depósito dos valores devidos passará a ser a mesma já utilizada atualmente para as operações do Mercado de Curto Prazo (MCP). Essa mesma conta deverá ser utilizada pelos agentes distribuidores, que já participavam do rateio e não deverão mais usar a conta específica criada para os pagamentos de Angra 1 e 2.

Seguem os principais destaques da nova operação:

• Criação de uma nova rotina de liquidação centralizada dos Contratos de Cotas de Energia Nuclear, incluindo os consumidores do ACL e tendo como referência, para as cotas mensais, a Garantia Física das usinas Angra 1 e Angra 2;

• A liquidação financeira da receita de venda de Angra 1 e 2 será realizada em duas datas, uma para débito e outra para crédito. A inadimplência na operação pode levar à instauração de processo de desligamento na CCEE;

• Rateio mensal das cotas de energia e custeio entre os consumidores finais, tomando como parâmetro o consumo contabilizado na CCEE (TRC), incluindo tratamento específico para autoprodutores e para a carga de agentes de distribuição;

• Será considerado o fator de proporcionalização entre mercado faturado e mercado contabilizado, similar ao adotado para o rateio das cotas do PROINFA, com a exclusão do consumo classificado na Subclasse Residencial Baixa Renda;

• Os valores a serem pagos e recebidos na liquidação financeira serão divulgados pela CCEE aos respectivos agentes devedores (usuários de energia nuclear) e ao agente credor (Eletronuclear), incluídos os custos administrativos, financeiros e tributos (CAFT);

• A conta centralizadora mencionada no Contrato de Constituição de Garantias (CCG) passa a ser a mesma conta corrente destinada à liquidação financeira do MCP, aberta junto ao agente liquidante, utilizada tanto para o depósito do montante financeiro pelos agentes devedores quanto para o recebimento dos recursos por parte do agente credor;

• Exclusão da necessidade de abertura de conta específica para a liquidação de Angra 1 e 2, uma vez que será utilizada a mesma conta do MCP;

• Apesar de o PdC 3.2, impactado por esta demanda, prever o processo para a assinatura do Contrato de Constituição de Garantias, essa obrigação foi preliminarmente afastada.

Na 39ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL, realizada em 18/11/2025, a Diretoria aprovou, por unanimidade, a aplicação das novas versões das Regras e dos PdCs em caráter provisório, com vigência a partir de 1º de janeiro de 2026, em conformidade com o encaminhamento do voto do Diretor-Relator, utilizando a conta custódia dos agentes sem a necessidade de CCG, com a possibilidade de recontabilização subsequente à aprovação definitiva, caso sejam acatadas novas alterações após o fechamento da Consulta Pública nº 37/2025.

Confira os documentos provisórios divulgados no portal da CCEE:

Regras de Comercialização:

• 02 – Medição Contábil;

• 05 – Contratos;

• 07 – Comprometimento de Usinas;

• 08 – Tratamento de Exposições;

• 10 – Consolidação de Resultados;

• 20 – Votos e Contribuição Associativa;

• 23 – Regime de Cotas de Garantia Física e Energia Nuclear.

Procedimentos de Comercialização:

• 1.1 – Adesão à CCEE;

• 3.2 – Contratos do Ambiente Regulado;

• 3.6 – Apuração e Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2.

As alterações foram realizadas com base nas determinações contidas na Nota Técnica Conjunta nº 16/2025-SGM/STR/ANEEL, de abertura da Consulta Pública nº 37/2025.

Fonte: CCEE

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O aprimoramento está diretamente relacionado à sustentação dos serviços utilizados diariamente pelos agentes em suas operações, como a contabilização, a liquidação do Mercado de Curto Prazo e o acesso aos sistemas e canais de atendimento da Câmara.

O que muda na prática

O novo cálculo passa a considerar duas parcelas:

• Parcela Mínima, destinada à cobertura dos serviços essenciais da CCEE, comum a todos os associados (R$ 672,00);

• Parcela Adicional, que permanece sendo calculada proporcionalmente ao volume de energia transacionada.

Essa estrutura garante maior equilíbrio e adequada alocação de custos, contribuindo para a continuidade e a evolução dos serviços prestados pela Câmara e para o bom funcionamento do mercado de energia.

Orientação aos agentes

Considerando a proximidade do novo ciclo de pagamentos, a CCEE sugere que os agentes verifiquem previamente os valores atualizados da Contribuição Associativa por meio do módulo de Gestão de Pagamentos, bem como seus processos internos de faturamento e pagamento, a fim de evitar divergências ou atrasos.

Fonte: CCEE

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O descompasso entre a bandeira verde e a realidade de curto prazo reforça críticas recorrentes aos modelos de formação de preço e aos sinais percebidos pelo consumidor final em comparação com o custo marginal da operação.

A volatilidade pressiona diretamente agentes do mercado livre, sobretudo comercializadoras e consumidores que estavam descobertos ou projetavam preços mais baixos para fevereiro.

A chegada do PLD ao teto regulatório reduz a liquidez e eleva o risco de crédito entre contrapartes, em um ambiente que já vinha sensível após episódios recentes de estresse financeiro no segmento.

Apesar do sinal tarifário positivo para o consumidor final, os dados operacionais indicam forte pressão no curtíssimo prazo. O preço médio para esta quarta-feira gira em torno de R$ 540/MWh, mas com picos expressivos ao longo do dia, refletindo uma operação mais cara do sistema.

O Custo Marginal de Operação (CMO), indicador-chave da formação do preço, deve bater o pico de até R$ 4.800/MWh, conforme informou o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

O CMO representa o custo para produzir o próximo MWh necessário para atender à demanda do SIN, refletindo o valor de produção da usina mais cara a ser despachada.

Picos concentrados no fim do dia

Os dados do Preço Horário do Dia, informados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) mostram um comportamento quase que estável ao longo da madrugada e da manhã, com valores próximos da média de cerca de R$ 540/MWh nos quatro submercados. A partir do fim da tarde, no entanto, observa-se uma inflexão acentuada.

Nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul, os preços começam a subir a partir das 18h e alcançam o teto regulatório próximo das 20h e 21h, quando o PLD supera R$ 1.500/MWh.

Movimento semelhante ocorre no Nordeste e no Norte, com valores também encostando no limite máximo no início da noite. Após o pico, os preços recuam gradualmente nas últimas horas do dia, mas permanecem em patamares elevados em relação ao início do período.

A variação relativamente próxima entre os submercados aponta para fatores estruturais da operação e do balanço energético no horário de maior consumo.

CMO elevado e despacho térmico

A escalada dos preços está diretamente ligada à deterioração das expectativas hidrológicas e à operação mais conservadora do sistema. Modelos de formação de preço, como o Decomp, passaram a refletir uma piora nas previsões de afluências para o restante do período úmido, enquanto o ONS intensificou a estratégia de preservação dos reservatórios diante de um verão mais seco que o esperado.

Em nota divulgada ontem, o operador destacou que a carga bruta tende a crescer nesta quarta-feira impulsionada pelas altas temperaturas, ao mesmo tempo em que deve ocorrer redução da geração eólica.

A combinação, segundo o ONS, elevou a necessidade de despacho de usinas térmicas mais caras, especialmente no fim do dia, quando a geração solar deixa de contribuir e a demanda segue elevada.

O aumento do CMO sinaliza o cenário em que o sistema precisa recorrer a fontes mais onerosas para garantir o atendimento da carga e preservar a segurança energética futura.

Expectativa pelo CMSE

Diante do cenário, o foco do mercado se volta para a próxima reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), prevista para a próxima semana. O colegiado deve discutir se mantém a estratégia de preservação hídrica e despacho térmico intensivo ou se haverá alguma medida para suavizar a trajetória dos preços.

Na reunião anterior, em janeiro, o tema da escassez hídrica já havia ganhado destaque, incluindo debates sobre ajustes operativos em hidrelétricas.

Para analistas e agentes com quem a MegaWhat conversou, o comportamento recente do PLD pode antecipar novas discussões sobre segurança energética e sobre o equilíbrio entre custo e risco na operação do sistema.

Se o padrão de volatilidade se repetir, cresce a preocupação com impactos financeiros sobre comercializadoras e consumidores livres, ampliando a pressão sobre a governança do mercado e sobre as decisões operacionais.

Fonte: MegaWhat

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Nos últimos meses, a comercializadora – que também possui ativos de geração – deixou de cumprir parte de seus compromissos no mercado de energia. Segundo a companhia, a crise financeira teve origem em contratos firmados com a Gold Energia, outra comercializadora que não honrou seus acordos, provocando um efeito em cadeia e um prejuízo estimado em R$ 75 milhões para a América.

A empresa afirma que enfrenta execuções judiciais de credoras como EDP Trading, Eneva e Safira Energia, e teme novas ações que possam comprometer o processo de reestruturação. O pedido de tutela busca, portanto, impedir a multiplicação de cobranças e criar um ambiente mais estável para negociações.

Em manifestação judicial, a América declarou disposição para honrar seus compromissos, inclusive por meio da venda de ativos de geração solar e eólica construídos ao longo dos últimos 15 anos.

“Para reduzir sua exposição no mercado e equacionar seus contratos, esse patrimônio está sendo disponibilizado e negociado. As Requerentes confiam que tais negociações ocorrerão de forma mais estruturada e com maiores chances de boas resoluções a partir do acolhimento do pedido desta cautelar”, diz trecho do documento obtido pelo Canal Solar.

O pedido de proteção contra credores estabelece um stay period – período de suspensão temporária da exigibilidade das dívidas – de 60 dias. Caso as tentativas de mediação com credores não avancem, a América Energia poderá converter o pedido em recuperação judicial ou extrajudicial.

A lista de credores da empresa inclui 25 comercializadoras de energia, entre elas Shell Energy, Cemig, Enel, Comerc, Auren, EDF Renewables, Statkraft e Thopen.

Caso Gold Energia

No dia 10 de setembro, a ANEEL revogou a autorização de operação da Gold Comercializadora de Energia após a empresa descumprir contratos no mercado regulado e no mercado livre. A agência também determinou o ajuizamento de uma Ação Civil Pública contra os sócios e administradores da companhia.

Segundo o diretor Fernando Mosna, relator do processo, a comercializadora atuou com perfil especulativo, acumulando prejuízos de cerca de R$ 1 bilhão a credores. Desse montante, aproximadamente R$ 300 milhões recaem sobre o mercado regulado.

A Gold entrou com um recurso administrativo questionando essa decisão da ANEEL.

Fonte: CanalSolar

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Em carta enviada às contrapartes, a empresa afirma que eventos “imprevisíveis e alheios à sua vontade” inviabilizaram a manutenção das condições originalmente pactuadas e propõe rescisões amigáveis ou repactuação de preços.

Segundo o sócio-fundador da BID, Leandro Parizotto, a companhia enfrenta dificuldades para recompor posições desde o segundo semestre de 2024, em meio à disparada do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) e ao processo de quebra de comercializadoras, como Mill, Máxima, Gold, América e, mais recentemente, o grupo Elétron.

Esse movimento teria forçado compras no curto prazo a valores até quatro vezes superiores aos contratos originais, pressionando o caixa e eliminando a liquidez.

A exposição hoje em negociação gira em torno de 5 MW médios, com impacto financeiro estimado entre R$ 5 milhões e R$ 6 milhões. “Não é um volume que cause problema sistêmico, mas retirou a liquidez necessária para manter todos os compromissos nas bases originais”, afirmou o executivo.

A BID diz já ter renegociado mais da metade dos contratos afetados, em alguns casos com a transferência de consumidores para outras comercializadoras varejistas. Entre comercializadoras, há cerca de cinco contrapartes envolvidas, com duas negociações encaminhadas. Até o momento, segundo a empresa, não há ações judiciais movidas por consumidores finais.

Na avaliação de Leandro Parizotto, o estresse recente tem menos relação com preço e mais com a restrição de crédito no mercado. “Houve momentos em que, mesmo querendo zerar posição, não havia quem vendesse energia. O mercado se fechou”, disse.

Ele sustenta que a BID sempre operou com posições casadas e sem apostas direcionais em PLD, mas que, a partir de setembro de 2025, passou a não conseguir recompor contratos diante do ambiente de aversão a risco.

Reinício gradual e sem recuperação judicial

Apesar das negociações em curso, a BID descarta, por ora, recorrer à recuperação judicial. A estratégia é concluir acordos bilaterais e reduzir significativamente o porte da operação, com retomada gradual dos volumes.

“O plano é reiniciar praticamente do zero, como no primeiro mês de liquidação da empresa, com cerca de 5 MW médios, e avançar conforme houver liquidez e crédito no mercado”, afirmou o sócio-fundador.

A comercializadora pretende manter as atividades de gestão e serviços para consumidores no mercado livre, priorizando a recomposição de caixa e a reconstrução de confiança com as contrapartes.

A empresa não possui débitos na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), com liquidações e aportes em dia.

CCEE coloca BID em operação assistida

Procurada, a CCEE informou que a BID está sob regime de operação assistida, conforme deliberação tornada pública na reunião nº 1.478 do Conselho de Administração, realizada em 19 de agosto de 2025.

Em nota, a câmara afirmou que “monitora de forma contínua e isonômica as operações dos agentes, conforme a legislação e a regulação aplicáveis”, e que aprimora continuamente suas metodologias de monitoramento conforme a evolução do cenário.

Pelo regime de operação assistida, o agente só pode realizar novos registros, ajustes e validações de contratos mediante solicitação e autorização da CCEE, que verifica previamente os balanços energéticos para evitar riscos e preservar a liquidez do mercado.

Preços altos e liquidez restrita

O caso da BID ocorre em um ambiente de preços pressionados e maior seletividade de crédito entre agentes. O pedido de recuperação judicial do grupo Elétron, com passivo de R$ 1,17 bilhão, elevou a percepção de risco e reforçou o foco do mercado na saúde financeira dos players, mais do que em preocupações imediatas com abastecimento.

Com o PLD elevado, reservatórios em níveis mais baixos e maior despacho térmico, agentes relatam redução do apetite a risco. A adoção de parâmetros mais conservadores nos modelos, como CVaR mais alto, e a maior dispersão de cenários hidrológicos têm dificultado a formação de preço e levado as mesas de trading a operar com baixa liquidez.

Além disso, parte relevante do capital do setor foi direcionada, nos últimos anos, a projetos renováveis e à geração distribuída, hoje pressionados por desafios como curtailment e dificuldade de encontrar contraparte para a venda de excedentes, o que reduz a disponibilidade de caixa para novas operações.

Nesse ambiente, agentes veem espaço para um novo ciclo de consolidação, com ativos mudando de mãos e empresas buscando escala e robustez financeira para atravessar períodos de maior volatilidade.

Para a BID, a prioridade agora é atravessar o ajuste preservando relações comerciais e, gradualmente, retomar operações em bases menores.

Fonte: MegaWhat

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No pedido, a empresa solicitou a suspensão da exigibilidade de todas as suas obrigações perante os credores, incluindo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Também requereu que a CCEE se abstenha de adotar medidas punitivas, mantenha a vigência dos contratos de compra e venda de energia e suspenda a eficácia de cláusulas de vencimento antecipado, rescisão ou aplicação de sanções.

O grupo atua nos segmentos de comercialização e geração de energia solar fotovoltaica. Segundo a companhia, cerca de 35% de seus contratos têm prazo superior a quatro anos, com volume negociado superior a 2 GW de energia por mês no mercado livre.

Entre os credores estão a CCEE, com saldo devedor de R$ 334,8 milhões, além dos bancos BTG Pactual (R$ 53 milhões relacionados a contratos de energia), Bradesco (R$ 31 milhões em financiamentos), Banco do Nordeste (R$ 109 milhões em financiamentos) e ABC Brasil (R$ 176 milhões em financiamentos). Também figuram como credoras empresas do setor elétrico, como Kroma Comercializadora de Energia, Auren Operações, Belo Monte Transmissora de Energia, Cemig, Energisa, Vix, Sirius, Paraty Energia e Serena Geração, entre outras.

No pedido judicial, o grupo afirma enfrentar uma crise econômico-financeira que resultou em queda relevante de receitas e comprometimento progressivo do fluxo de caixa, culminando na solicitação de recuperação judicial. Ainda assim, sustenta que possui viabilidade para reestruturação e condições de superar as dificuldades de forma transitória.

Problemas com o PLD e curtailment

A Ecel Elétron Comercializadora de Energia é apontada como a principal responsável pela geração de caixa do grupo e mantém contratos exclusivamente no ambiente de contratação livre. De acordo com a empresa, a implementação, em janeiro de 2025, do modelo Newave Híbrido na operação do sistema elétrico e na formação do PLD confirmou projeções negativas, com oscilações de preços muito diferentes dos padrões históricos e elevação significativa dos valores.

Segundo a companhia, o novo modelo levou agentes com déficit de energia para entrega a liquidarem suas posições financeiras a preços considerados elevados e desconectados da realidade do mercado. Paralelamente, o grupo destacou o aumento dos cortes de geração no país, o que afetou um dos principais contratos de compra de energia da subsidiária Elétron, gerando redução mensal de volumes e prejuízos financeiros.

As usinas da Elétron Power também teriam sido impactadas por restrições de geração, reduzindo a disponibilidade de energia própria para comercialização. Além disso, a Ecel mantém relacionamento com o mercado cativo, cujos parceiros vêm sofrendo reduções relevantes de produção em função das restrições operativas.

Saldo na CCEE

A empresa também comentou sobre as garantias financeiras exigidas pela CCEE, que buscam assegurar o cumprimento das obrigações no Mercado de Curto Prazo (MCP). Quando um agente comercializa mais energia do que adquire, ele passa a estar exposto ao PLD e, por isso, deve aportar garantias suficientes para cobrir essa exposição.

Na ausência desse aporte, a CCEE procede ao ajuste compulsório dos contratos de venda do agente inadimplente, reduzindo os volumes registrados à proporção da energia efetivamente comprada. Na prática, a falta de garantias pode resultar na redução parcial ou até na suspensão integral dos contratos, com impactos que se estendem ao agente inadimplente e às suas contrapartes.

Dessa forma, o grupo informou ainda que o saldo em aberto junto à CCEE deve repercutir no processo de contabilização e liquidação de contratos, com redução compulsória da energia entregue às contrapartes, clientes consumidores de energia, criando um cenário de inadimplemento contratual. Segundo a empresa, esse processo ocorreria nesta quinta-feira, 22 de janeiro.

A companhia afirma que havia ajuizado anteriormente uma cautelar antecedente de mediação, deferida pelo Judiciário, para controlar a situação de crise e evitar o pedido de recuperação judicial. No entanto, alega que a CCEE, com base na Resolução nº 957/2021, promoveu a retirada de energia de dezenas de contrapartes das empresas para realocação em favor exclusivo do BTG Pactual. O banco aparece na lista de credores com um valor de R$ 53 milhões.

“Tal conduta não apenas violou frontalmente a ordem judicial vigente, como também produziu efeitos novos, autônomos e supervenientes, com repercussão imediata nas liquidações, na constituição de garantias e na exposição financeira das empresas no mercado de curto prazo. Assim, o descumprimento da tutela liminar pela CCEE e pelo BTG constitui, indubitavelmente, uma das principais causas determinantes da crise econômico-financeira ora apresentada”, alega a empresa.

Fonte: MegaWhat

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Durante o Encontro Anual do Mercado Livre de Energia, realizado nesta quarta-feira, 26 de novembro, em Campinas (SP), o presidente da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), Alexandre Ramos, destacou a importância da abertura integral do mercado de energia elétrica no Brasil, classificando-a como um marco histórico para o setor e um avanço essencial para a economia nacional. Durante o evento, Ramos enfatizou que a liberalização do mercado não apenas beneficia os consumidores, mas também impulsiona investimentos, estimula a competitividade e acelera a transição energética do país.

Ramos ainda ressaltou que a abertura do mercado deve ser conduzida de forma previsível, sustentável e integrada, garantindo equilíbrio entre os mercados cativo e livre, além de assegurar a saúde financeira das distribuidoras. Ele destacou que o processo deve oferecer segurança para todos os consumidores, simplificando a escolha de fornecedores e garantindo transparência e agilidade nas operações.

“A abertura do mercado livre de energia no Brasil representa não apenas uma conquista para o consumidor, mas também um marco para o nosso país. É um avanço que traz competitividade, inovação e eficiência para o setor, com benefícios concretos para a economia nacional,” disse Ramos.

Avanços

Entre os avanços já realizados, Ramos mencionou a migração de mais de 84 mil unidades consumidoras de alta tensão para o mercado livre, além da publicação da Lei 15.269, que estabelece os parâmetros para a abertura integral do mercado. Ele destacou que, embora o cronograma atual preveja a abertura total até 2028, há esforços para antecipar esse prazo em até dois ou três anos, permitindo que 92 milhões de unidades consumidoras de baixa tensão também tenham acesso ao mercado livre.

Ramos reforçou que a abertura do mercado deve ser acompanhada por medidas que assegurem sua sustentabilidade e segurança. Ele destacou a importância de garantir o equilíbrio de encargos entre os mercados cativo e livre, preservando a saúde financeira das distribuidoras, fator essencial para a estabilidade do setor. Além disso, enfatizou a necessidade de simplificar e agilizar os processos de migração, permitindo que os consumidores escolham novos fornecedores de maneira fácil, rápida, transparente e segura, promovendo uma transição eficiente e confiável.

Campanhas de conscientização

Para preparar os consumidores e agentes do mercado, Ramos afirmou que a CCEE tem investido em campanhas de conscientização, com o objetivo de reduzir a assimetria de informações e facilitar a transição para o mercado livre. Além disso, ele destacou o papel da tecnologia, como a criação de uma plataforma de integração baseada em inteligência artificial, que agiliza o envio de dados e simplifica os processos de migração.

“A abertura do mercado deve ser acompanhada por processos simplificados e seguros, garantindo que os consumidores tenham liberdade de escolha sem enfrentar barreiras ou riscos,” afirmou.

Impactos

Ramos enfatizou que a liberalização do mercado de energia elétrica é um dos maiores avanços institucionais das últimas décadas, com impactos significativos para o setor e para o país. Ele destacou que a abertura integral do mercado atrairá investimentos, fortalecerá a economia e permitirá que consumidores se tornem protagonistas, escolhendo soluções que melhor atendam suas necessidades e valores.

“A liberdade de escolha é a essência de toda liberdade. Garantir que os consumidores possam optar por fornecedores e fontes de energia é um avanço que traz competitividade, inovação e eficiência para o setor,” disse.

O executivo da CCEE reforçou o compromisso da CCEE em liderar o processo de abertura do mercado com rigor técnico, independência e visão de futuro. Ele destacou que o diálogo permanente entre os agentes do setor será essencial para garantir que a transição ocorra de forma segura e sustentável.

“A abertura do mercado livre de energia no Brasil não é apenas uma conquista para os consumidores, mas também um marco para o nosso país. Estamos construindo um setor elétrico mais acessível, sustentável e alinhado com as melhores práticas globais, promovendo qualidade de vida para os brasileiros e um futuro mais verde para o planeta,” concluiu Ramos.

Fonte: CanalEnergia

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A aprovação foi acelerada, apesar da complexidade do tema e de pedidos de parlamentares por mais tempo para análise. A Comissão Mista aprovou a matéria pela manhã, com 22 votos a favor e 2 contra. À tarde, Câmara e Senado votaram em menos de um minuto cada. A MP precisava ser aprovada antes de 7 de novembro para não perder a validade. O texto segue agora para sanção do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT).

Emenda de última hora cria conta de R$ 7 bilhões

Durante a votação no plenário da Câmara, o deputado Danilo Forte (União-CE) apresentou uma emenda aglutinativa que permite repassar aos consumidores parte dos custos de cortes de geração de energia. A Associação Brasileira dos Grandes Consumidores Industriais de Energia (Abrace) estima impacto imediato de R$ 7 bilhões nas contas de luz.

A emenda determina que usinas eólicas e solares sejam ressarcidas quando o curtailment — corte ou limitação da produção de energia por excesso de oferta no sistema — ocorrer por questões externas às próprias usinas. A compensação será retroativa a setembro de 2023, desde que as geradoras desistam de ações judiciais.

As compensações, que podem impactar a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), com base no retroativo de 2023 e nos pedidos que já correm na Justiça, chegam a R$ 7 bilhões. A cada novo curtailment, esse valor tende a crescer.

Segundo a Abrace, o texto veda o repasse aos consumidores apenas para cortes causados por excesso de geração renovável, deixando de fora outras razões. “Os consumidores passariam a assumir parte do risco de negócio dos geradores renováveis. Seria desastroso para os consumidores de energia”, afirmou a associação em nota aos parlamentares.

O senador Eduardo Braga (MDB-AM), relator da MP, criticou a emenda. “A emenda aprovada na Câmara provocou ônus desnecessário ao sistema. Esses investidores provocaram o curtailment de forma consciente; o risco deveria ser exclusivamente deles”, afirmou.

A Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), que representa usinas solares diretamente interessadas na compensação, também criticou a medida. A associação afirmou que a redação dá margem interpretativa sobre o direito ao ressarcimento pleno dos geradores prejudicados.

Para a entidade, a ausência de regras claras ameaça o equilíbrio econômico-financeiro dos investimentos em usinas solares e afugenta novos investimentos e empregos verdes no Brasil.

Benefícios para painéis solares são mantidos

O Ministério da Fazenda havia proposto cortes nos benefícios garantidos até 2045 para quem gera energia solar em casa e transmite o excedente para a rede (geração distribuída). A proposta, contudo, não foi contemplada.

O relator Eduardo Braga afirmou no início da semana que não pretendia alterar os benefícios, alegando que seria “quebra de contrato”. O senador, no entanto, disse que seria possível mudar as regras para novos consumidores da geração distribuída.

O relatório final previa cobrança de R$ 20 para cada 100 kWh consumidos por novos entrantes na micro e minigeração (painéis solares em telhados e fazendas solares). Durante a votação em plenário, porém, foi acatada emenda do deputado Lafayette de Andrada (Republicanos-MG) que suprimiu a cobrança. A geração distribuída segue sem alterações, inclusive para novos usuários.

Já a Absolar afirma que a MP preserva a segurança jurídica e as regras do marco legal da geração distribuída (Lei 14.300/2022) para atuais e novos entrantes.

Outras mudanças da reforma do setor elétrico

A MP 1.304/2025, transformada no Projeto de Lei de Conversão (PLV) 10/2025 após modificações no Congresso, trouxe outras medidas importantes:

• Teto de gastos para a CDE: A MP estabelece teto de gastos para a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) a partir de 2027, com base no orçamento de 2025, estimado em R$ 49,2 bilhões. A CDE funciona como fundo que financia políticas públicas para o setor de energia. O custeio é feito pelas quotas anuais pagas pelos consumidores — qualquer nova despesa na conta se transforma em alta na tarifa. A MP prevê exceções ao teto: recursos para políticas públicas, como Tarifa Social e programa Luz para Todos; beneficiários da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC); e custos de administração da CDE, da CCC e da Reserva Global de Reversão (RGR) pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Se faltarem recursos para a CDE, será criado o Encargo de Complemento de Recursos (ECR), pago apenas por quem se beneficia da conta.

• Abertura gradual do mercado livre: A MP prevê abertura gradual do mercado livre para todos os consumidores, incluindo os conectados à baixa tensão (residenciais). Atualmente, apenas grandes consumidores podem comprar diretamente do mercado livre. A partir da entrada em vigor — o presidente Lula tem 15 dias para sancionar ou vetar a medida —, o cronograma prevê 24 meses para abertura à indústria e ao comércio e 36 meses para os demais consumidores.

• Supridor de Última Instância: Foi criado o SUI para garantir fornecimento emergencial de energia diante de possíveis falhas.

• Armazenamento de energia: Sistemas de armazenamento foram incluídos no planejamento da expansão da rede e no Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (Reidi). Baterias receberam incentivos fiscais (PIS/Cofins/IPI) até 2026.

• Comercialização de gás natural: A MP autoriza a PPSA (Pré-Sal Petróleo S.A.) a comercializar o gás natural da União, com objetivo de reduzir tarifas e estimular a indústria.

• Royalties do petróleo: A MP muda o cálculo do preço de referência do petróleo produzido no Brasil, que passa a usar cotações internacionais. Esse valor é base para calcular royalties e outras contribuições pagas pelas empresas do setor ao governo federal, estados e municípios. A mudança pode reduzir lucros e dividendos das petroleiras e aumentar a participação dos royalties para os governos.

• Benefícios ao carvão: A MP estabelece contratação de reserva de capacidade para usinas a carvão que tinham contratos em vigor até dezembro de 2022, com prorrogação da operação até 31 de dezembro de 2040. A Federação das Indústrias do Estado de Minas Gerais (Fiemg) se manifestou contra os incentivos. Segundo a entidade, seria necessário suprimir dispositivos que criam encargos desnecessários e mantêm privilégios às termelétricas a carvão mineral.

Fonte: Gazeta Do Povo

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