Donato Filho afirmou que entre 1º de janeiro e 11 de março de 2025 foram registrados 5,2 milhões de MW médios cortados. No mesmo período de 2026, o volume foi de 4,1 milhões de MW médios. “Opa, podemos dizer que melhorou, mas não. Apesar de uma aparente melhora, no ano passado tivemos o efeito da queda do Linhão de Belo Monte”, lembrou o executivo em sua participação no 11º Encontro de Negócios ABEEólica. “Desconsiderando esse efeito, os cortes efetivamente dobraram, passando de 2 milhões para 4,1 milhões de MW médios”, apontou ele durante o painel que tratou sobre curtailment.

Esse aumento no volume de energia aumentou em volume e em valores. Donato explicou que, enquanto o impacto econômico dos cortes no período analisado de 2025 foi de R$ 311 milhões, em 2026 esse valor saltou para R$ 905 milhões, impulsionado pelo aumento do preço do MWh. “Enquanto o volume em MWh dobrou, o impacto econômico triplicou”, pontuou.

Impactos de médio prazo

Nesse sentido, Donato destacou os efeitos sociais e estruturais dessa crise. A falta de investimentos no setor afeta diretamente a cadeia produtiva, incluindo fabricantes, empregos e o desenvolvimento das regiões impactadas, especialmente no Nordeste.

Além disso, avaliou que a perspectiva para os próximos anos também não é animadora. O executivo aponta que um alívio só deve ser sentido a partir de 2028 ou 2029. Isso porque é neste período que o país deverá ver a entrada de obras estruturantes para escoar a energia. No entanto, até lá, a tendência é de agravamento, especialmente devido à expansão da geração concentrada durante as manhãs, que intensifica os cortes por falta de carga. Por isso, defende que a Aneel defina a classificação dos cortes de forma mais clara para que haja previsibilidade.

Consulta Pública na reta final

Nesse sentido, a diretora da Aneel, Agnes da Costa, relatora da Consulta Pública 45/2019 que está aberta na autarquia, disse que o voto estava sendo construído. Ela fez uma consulta à procuradoria para analisar as perspectivas de cortes de MMGD. Essa modalidade é apontada como uma das impulsionadoras da sobreoferta de energia e que tem levado aos cortes de geração centralizada.

Aliás, essa questão da MMGD é uma das dúvidas legais que a diretora tinha sobre a possibilidade de cortar ou não essa modalidade. Em entrevista ao CanalEnergia, ela externou esse ponto como parte da Reportagem Especial sobre o assunto, publicada em 25 de abril de 2025.

Recentemente, a AGU deu parecer favorável ao corte físico e não ao corte contábil por conta da necessidade de alterações legais. Por isso ela comentou que alterar legislação é uma ação que exige um “esforço hercúleo”, que em muitas vezes não se sabe o que sairá de uma nova lei.

“Minha ideia é não atrasar mais, porque eu acho que a gente não vai ter a solução (…) mas eu acho que a gente tem que dar uma sinalização”, comentou, mas lembrando que a questão da MMGD é um fato e que não se pode proibir o consumidor de gerar sua própria energia. E ainda lembrou que a CP 45 trata apenas do corte de geração e dar a regulação para que o ONS organize seus cortes de geração, conforme a necessidade do SIN.

Democrático

E por falar no ONS, o diretor Christiano Vieira da Silva defendeu que haja a modernização da forma de alocar o custo desses cortes. Ele lembrou que o operador não tem preferências por fontes. “Mas a gente entende que esse atributo para atender essa curva do pato está aumentando”, destacou. “A gente vê que o pato está engordando, está crescendo”, comparou.

Por isso, defendeu que o país precisa de armazenamento, bateria para vale de carga, fontes controláveis para rampa e ainda de capacidade para ponta. Entretanto, concorda que não há a chamada “bala de prata” para todos esses desafios da operação. Entre as soluções, o sinal de preço e estruturas tarifárias são fundamentais para incentivar o consumidor e endereçar o consumo nos horários certos.

Fonte: CanalEnergia

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O plano faz parte do programa de transformação Spring, com o qual a companhia busca simplificar a estrutura, reforçar a rentabilidade e ajustar sua expansão diante das mudanças no mercado de energia renovável.

O corte no quadro de funcionários englobará diferentes regiões onde a companhia atua, como França, Portugal e Brasil. Em seu balanço sobre o resultado do último ano, a empresa informou que o número total de funcionários do grupo caiu 7,6% em 2025, considerando todos os países onde atua. A empresa também reduziu o número de países em que atua de 20 para 15, saindo da Hungria, Eslováquia, México, Romênia e Espanha.

Segundo a companhia, o corte de pessoal no Brasil será realizado em conformidade com os marcos regulatórios locais e estará sujeito aos procedimentos de informação e consulta com representantes dos funcionários, conforme os requisitos legais vigentes.

A informação foi divulgada nesta quinta-feira, 12 de março, pela empresa, junto com a apresentação dos resultados financeiros de 2025, quando registrou prejuízo líquido de 128,1 milhões de euros, acima da perda de 20,9 milhões de euros em 2024.

Curtailment na Voltalia

No último ano, a Voltalia atingiu sua meta de 3,6 GW de capacidade em operação e em construção, alta de 9% em relação ao ano anterior. Desse volume, 2,9 GW estão em operação e 305 MW em construção.

A produção de energia do grupo somou 4,9 TWh, um aumento de 4%, apesar da redução de 1.040 GWh no Brasil, o que corresponde a 23% da produção brasileira da companhia — ou 17% da produção total da Voltalia no período.

Segundo a companhia, a sua geração no Brasil aumentou 2% no último ano, resultado de um melhor nível de recursos no segundo semestre, bem como de novas usinas como SSM3-6 e Canudos. Também houve uma redução gradual do nível de cortes na geração no quarto trimestre de 2024.

Com o impacto no Brasil, a empresa informou que espera receber um reembolso de 20 milhões de euros pelos cortes de geração em seus parques, com base na Lei nº 15.269, derivada da Medida Provisória 1.304/2025.

A expectativa da Voltalia é que essa compensação comece a se concretizar a partir de 2026, enquanto continuam as discussões com autoridades sobre mecanismos aplicáveis a futuros cortes de geração, especialmente aqueles relacionados ao desequilíbrio entre oferta e demanda no sistema elétrico, com o objetivo de aumentar a previsibilidade e a estabilidade regulatória do mercado de energia.

Resultado e reestruturação

O resultado do último ano foi impactado por efeitos excepcionais relacionados ao plano de transformação Spring, que somaram 103 milhões de euros. Entre os fatores estão a baixa contábil de projetos não rentáveis do pipeline, além de custos de transformação e reestruturação associados à iniciativa.

A companhia também foi afetada pelo curtailment, com impacto negativo de 36 milhões de euros. Excluindo os itens excepcionais, o resultado líquido teria sido um prejuízo de 25 milhões de euros.

Já o Ebitda (sigla para lucros antes de juros, impostos, depreciação e amortização) da empresa no período foi de 211,3 milhões de euros, queda de 3%, reflexo principalmente da redução na comercialização de energia no Brasil, afetada pelo curtailment e pelo encerramento de contratos de curto prazo.

O plano Spring, lançado pela empresa em 2025, prevê uma reorientação estratégica para as atividades principais, com foco em ganhos de eficiência operacional e otimização de custos. A estratégia inclui o autofinanciamento anual de 300 MW a 400 MW em novos projetos entre 2026 e 2030.

O plano também prevê o desinvestimento ou a descontinuação de atividades de desenvolvimento em cinco países: Hungria, Eslováquia, México, Romênia e Espanha.

A empresa ainda pretende alienar ativos considerados não essenciais até 2028, com estimativa de arrecadar entre 300 milhões e 350 milhões de euros, o que deverá contribuir para o retorno ao lucro líquido e a redução gradual da alavancagem financeira.

Segundo a companhia, após a desistência de projetos considerados “menos atrativos ou insuficientes para gerar valor agregado ao portfólio”, o pipeline de projetos em desenvolvimento foi reduzido para 12 GW, uma queda de 30% frente aos 17,2 GW planejados. O portfólio é composto por 31% na Europa, 34% na África e 34% na América Latina. Por outro lado, em termos de tecnologia, está dividido em 56% para energia solar, 22% para eólica e 22% para armazenamento em baterias.

“Embora tenhamos atingido nossas metas de Ebitda e capacidade, as decisões tomadas — em particular a baixa contábil de projetos não rentáveis em desenvolvimento, o novo foco e os custos de reestruturação associados — tiveram um impacto significativo no resultado líquido de 2025. A partir de 2026, iniciaremos uma nova etapa de aceleração, com a prioridade de fortalecer nossa rentabilidade e nossa estrutura financeira. Nossa ambição é clara: construir um modelo mais seletivo, alinhado às mudanças em nosso setor, mais robusto e que gere valor no longo prazo”, afirmou Robert Klein, CEO da Voltalia.

Atualmente, a Voltalia tem suas receitas garantidas por contratos de venda de energia de longo prazo, com receita remanescente em torno de 7,7 bilhões de euros e um prazo médio de vencimento de 18,1 anos. O valor é abaixo dos 8,1 bilhões de euros em 2024.

Fonte: MegaWhat

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Controlada por uma joint venture entre Cosan e Shell, a Raízen é uma das maiores empresas de energia do país e atua em diferentes frentes do setor.

A companhia reúne desde a produção de açúcar, etanol e bioenergia até a distribuição de combustíveis sob a marca Shell, além de negócios em varejo de conveniência e energia elétrica.

Fundada em 2011, a empresa administra um amplo ecossistema de operações que inclui usinas de bioenergia, uma rede de cerca de 8 mil postos de combustíveis, abastecimento em aeroportos e soluções de mobilidade e energia renovável. Ao todo, a companhia conta com mais de 45 mil colaboradores e cerca de 15 mil parceiros de negócios.

A seguir, veja como estão organizados os principais negócios da Raízen.

Produção de bioenergia

A base do negócio da Raízen está no segmento agroindustrial. A companhia administra um dos maiores parques de bioenergia do país, com 35 unidades produtoras. Essas operações são abastecidas por cerca de 1,3 milhão de hectares de áreas agrícolas administradas pela empresa para o cultivo de cana-de-açúcar. A matéria-prima é utilizada principalmente na produção de açúcar e etanol.

Além do etanol de primeira geração, produzido a partir do caldo da cana, a companhia também investe no etanol de segunda geração (E2G), tecnologia que utiliza resíduos da cana, como o bagaço, para ampliar a produção sem necessidade de expansão da área plantada.

A empresa também produz biogás e biometano a partir de resíduos industriais gerados no processamento da cana.

Distribuição de combustíveis e mobilidade

Outra frente central de atuação está na distribuição de combustíveis. A Raízen é licenciada da marca Shell no Brasil, na Argentina e no Paraguai, sendo responsável pela operação logística e comercial da rede.

No segmento de mobilidade, a empresa conta com uma estrutura composta por mais de 70 terminais de distribuição de combustíveis e 68 bases de abastecimento em aeroportos. A rede inclui cerca de 8 mil postos Shell operados por revendedores parceiros.

Além da venda de combustíveis automotivos, a companhia atua no fornecimento de querosene de aviação (QAV) e gasolina de aviação em aeroportos e no abastecimento de clientes corporativos, como empresas de transporte, mineradoras, indústrias e produtores rurais.

O portfólio inclui ainda a comercialização de lubrificantes da marca Shell e serviços associados à mobilidade, como infraestrutura de recarga para veículos elétricos por meio da plataforma Shell Recharge.

Varejo e conveniência

No varejo, a companhia atua principalmente por meio das lojas de conveniência ligadas à rede de postos Shell.

Essa operação era conduzida em parceria com a empresa mexicana FEMSA por meio da joint venture Grupo Nós, criada em 2019 para desenvolver tanto as lojas Shell Select quanto os mercados de proximidade OXXO no Brasil.

Em 2025, as empresas decidiram encerrar a parceria societária. Pelo acordo, a Raízen ficará com 1.256 lojas de conveniência Shell Select e Shell Café, que seguirão sendo desenvolvidas principalmente por meio do modelo de franquias integrado à rede de postos Shell.

A FEMSA, por sua vez, ficará com 611 mercados de proximidade OXXO e com o centro de distribuição localizado em Cajamar, em São Paulo, além de assumir caixa e dívidas da estrutura do Grupo Nós.

Como parte do acordo, o Grupo Nós continuará prestando serviços de suprimentos e logística para as lojas Shell Select e Shell Café dentro da área de cobertura do centro de distribuição.

Segundo a Raízen, a reorganização faz parte de uma estratégia de simplificação do portfólio e de maior foco na execução de sua oferta integrada Shell.

Energia elétrica e renováveis

A companhia também atua no mercado de energia elétrica por meio da marca Raízen Power, que reúne iniciativas ligadas à geração e comercialização de energia renovável.

No início de 2026, a empresa vendeu a unidade de trading no mercado livre de energia da Raízen Power para a Tria Energia, empresa controlada por sociedades ligadas ao Pátria Investimentos. O negócio abrangeu apenas a área de comercialização de energia e não incluiu ativos de geração distribuída nem usinas de geração centralizada, que continuam no portfólio da companhia.

De acordo com informações apresentadas ao Cade, a venda está alinhada ao plano de desinvestimentos da Raízen, que busca concentrar esforços nas atividades consideradas centrais da empresa: etanol, açúcar, bioenergia e mobilidade.

O que acontece com a Raízen

Nos últimos anos, a companhia ampliou seu nível de endividamento em meio a investimentos em expansão e mudanças no cenário macroeconômico.

A compra da Biosev, concluída em 2021 por cerca de R$ 6,5 bilhões, exigiu aportes adicionais para modernização das unidades industriais. Ao mesmo tempo, condições climáticas adversas afetaram a produção de cana-de-açúcar em determinados períodos.

A alta da taxa Selic também elevou o custo do endividamento da empresa. Paralelamente, projetos ligados à transição energética, como o etanol de segunda geração e o combustível sustentável de aviação, ainda não geraram retorno financeiro relevante.

Diante desse cenário, a companhia iniciou a venda de ativos considerados não estratégicos e passou a avaliar a alienação de operações na Argentina.

Mesmo com a reestruturação financeira em curso, a empresa afirma que todas as suas operações seguem sendo conduzidas normalmente, incluindo o atendimento a clientes, a relação com fornecedores e a execução de seus planos de negócios.

Fonte: EXAME

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A consultoria apontou, em relatório divulgado nesta segunda-feira, 26 de janeiro, que o risco de colapso do Sistema Interligado Nacional foi infinitamente maior na comparação com 2024. No ano anterior, o Operador Nacional do Sistema Elétrico registrou apenas um dia crítico, em que o excesso de oferta em dia de carga reduzida gerou riscos para o sistema.

Explosão do curtailment

Em 2025, não apenas o corte de geração centralizada explodiu, como o risco real de apagão ou “outra intercorrência grave” aumentou com a penetração da geração distribuída.

O documento mostra que o problema do curtailment eólico e solar aumentou ainda mais no ano passado. Os maiores cortes registrados até então ocorreram em agosto, setembro e outubro. Esses meses foram marcados pelo descarte, em poucas semanas, de volumes de energia equivalentes à geração mensal de grandes hidrelétricas, como Itaipu.

Em novembro e dezembro do ano passado, os cortes diminuíram, em parte por fatores naturais, como a transição da “safra dos ventos”, além de ajustes pontuais na operação. No entanto, a questão estrutural não foi resolvida.

“O risco permanece embutido na arquitetura do sistema e reaparece sempre que a combinação de baixa carga (demanda) + alta geração renovável se repete. As usinas que sofrem o curtailment têm sido proibidas de gerar energia durante o dia, sobretudo durante as manhãs, quando a geração solar é intensa”, observa a Volt Robotics.

Aumento do risco de apagão

Um risco que preocupava o ONS e a Aneel era a repetição de novos eventos críticos entre o fim do ano passado e o início de 2026, com a entrada da MMGD. O operador preparou um plano emergencial, com o apoio da Aneel, que previa, em situações extremas, a possibilidade de corte de geração em usinas do Tipo III pelas distribuidoras. Esses empreendimentos estão conectados às redes de distribuição e não têm despacho centralizado.

No entanto, algumas medidas de ajuste impediram que um cenário crítico se materializasse. Uma delas foi a redução do despacho térmico, que ficou em 6,7 GW médios no Natal e em 6,3 GW médios em 1º de janeiro.

Para a Volt Robotics, o número elevado de eventos críticos no ano passado sinaliza para uma transformação estrutural, provocada especialmente pelo crescimento da energia solar. Essa mudança não foi acompanhada pelo sistema elétrico. “Quando o operador do sistema cria um plano extraordinário, o recado é claro: o risco é real, concreto e iminente — e, diferentemente de 2024, agora é recorrente”, adverte o relatório.

Novo horário crítico e teste de estresse

De acordo com o documento, domingo de manhã é o novo horário crítico para o sistema. Ao mesmo tempo em que o consumo despenca, esse é o período em que a produção solar — e muitas vezes a eólica — está forte. A situação leva à sobra de energia, testa os limites da rede e resulta em cortes forçados.

“Domingo virou o ‘teste de estresse’ semanal do sistema elétrico brasileiro. Em vários dos 16 dias críticos, o padrão se repetiu: carga baixa, renováveis altas, sistema no limite.”

Sistema está despreparado

Para a consultoria, o problema está na arquitetura do sistema elétrico, que é “tecnicamente sofisticado, mas estruturalmente despreparado para lidar com a abundância renovável”.

Parte da solução pode estar no consumidor, que deve ser incentivado a deslocar o consumo para horários com tarifas mais favoráveis. A consultoria calcula que, se apenas um quarto das quase 70 milhões de unidades consumidoras residenciais com tarifa comum reduzir a demanda em 5 kW, em uma hora, a demanda cairia, em média, 15 GW. Isso equivale a uma redução de 15% a 20% nos picos de consumo.

Outro efeito positivo, além do acesso a tarifas menores, seria a redução da necessidade de investimento em reforço de redes pelas distribuidoras para atendimento às horas críticas do dia.

A Aneel deu um sinal positivo com a ampliação da tarifa branca, que cria preços diferentes por horário. Mas a modalidade tem uma limitação estrutural, porque não incentiva o consumo nos momentos de sobra de energia renovável.

O Brasil vai precisar, então, de tarifas inteligentes, mais dinâmicas e mais calibradas por perfil de carga, para estimular uma resposta mais eficiente do consumidor.

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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A alteração aprovada vem para cumprir determinação do Tribunal de Contas da União (TCU), que apontou, em 2023, que empreendedores vinham usando “subterfúgios” para contornar os limites da legislação e obter os subsídios, que somam bilhões de reais.

Usinas da chamada “energia incentivada”, das fontes eólica, solar e biomassa, de até 300 megawatts (MW), têm direito a descontos de, no mínimo, 50% nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição de energia.

Segundo o TCU, vários empreendimentos que superavam essa potência eram artificialmente fracionados, nos pedidos de outorga à Aneel, para se enquadrar nas regras do desconto.

A Aneel fez, agora, a adequação das regras para garantir que apenas empreendimentos de até 300 MW de potência injetada tenham direito ao benefício tarifário.

O órgão regulador passou a adotar, nas outorgas, o conceito de “complexo de geração”, que considera tanto o compartilhamento de infraestrutura (ponto de conexão com a rede elétrica) pelas usinas quanto uma avaliação societária de seus donos. Já a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) ficará responsável por apurar a potência injetada dos complexos, visando averiguar o limite de até 300 MW.

Essas regras devem alcançar cerca de 150 outorgas de geração que estavam pendentes, aguardando a nova regulamentação. A mudança não será aplicada retroativamente, de forma a não criar insegurança jurídica para os empreendimentos já operacionais.

Os descontos às fontes de energia incentivada somam valores bilionários e representam o principal subsídio pago pelos consumidores na conta de luz. Somente em 2025, até setembro, esses descontos já custaram R$ 10,3 bilhões aos consumidores — quase um terço do total de subsídios pagos no período, segundo dados da ferramenta Subsidiômetro da Aneel.

Fonte: Forbes

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A medida inclui entre as diretrizes para análise das propostas e aprovação dos projetos a obrigação de que toda energia elétrica a ser utilizada por empresas instaladas em ZPE seja proveniente de usinas de fontes renováveis que não tenham entrado em operação até a data de publicação da norma.

A determinação não se aplica aos consumidores cativos instalados nessas zonas. E também à parcela de energia para consumo próprio a partir de usinas instaladas na ZPE.

A norma determina ainda que empresas prestadoras de serviços vinculados à industrialização de mercadorias a serem exportadas e de serviços ao mercado externo poderão ser beneficiárias do regime.

Para isso, é preciso vínculo contratual com empresa autorizada a operar em ZPE. A apresentação do contrato deverá em 12 meses, a partir publicação da aprovação do projeto prestadora de serviços

Fonte: Canal Energia

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O pedido para revogação foi atendido pela Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), após o descasamento em um ano da entrada em operação comercial das usinas com a chegada dos ativos de transmissão necessários para escoamento da geração, em setembro de 2027.

“As obrigações assumidas pelas requerentes nas respectivas outorgas tornaram-se inexequíveis por motivo de força maior, caracterizado como fato de terceiro, alheio à vontade e ao controle da Enel Brasil S.A., uma vez que não há margem técnica para o escoamento pleno da geração dentro do prazo regulamentar”, diz a empresa em carta à Aneel.

Comprovando a inviabilidade, a empresa ainda destacou a negativa pelo Operador Nacional do Sistema de pleno acesso das plantas ao Sistema Interligado Nacional, a partir da conexão ao barramento de 500 kV da subestação Bom Jesus da Lapa II, até a entrada em operação de obras de transmissão —previstas para setembro de 2027, e sem projeção de margem para os próximos anos.

Ativos de transmissão

“A solução estrutural de planejamento para esses problemas contempla a implantação de um conjunto de empreendimentos de transmissão recomendados pela EPE (Empresa de Pesquisa Energética) no relatório”, reforçou a Enel Brasil, sem previsão ou possibilidade de antecipação, conforme reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico em março de 2025.

Entre os ativos necessários listados pela EPE, a empresa destacou a linha de transmissão 500 kV Presidente Juscelino –Vespasiano 2 C1 e C2, a nova subestação Buritizeiro 3 500/345 kV e obras de seccionamento em 345 kV associadas; as linhas 500 kV Buritizeiro 3 –Pirapora 2 C1 e C2, Buritizeiro 3– São Gotardo 2 C1 e Buritizeiro 3 –São Gonçalo do Pará C1.

Esses empreendimentos de transmissão foram licitados no leilão de transmissão junho de 2022, o que provocou um descasamento, “situação poderia levar à restrição de geração, parcial ou em sua totalidade, para evitar as sobrecargas”, disse a empresa.

fonte: Folha de S.Paulo

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A movimentação vem após pressões de associações e representantes do setor, que não querem ver esse segmento de fora da jogada.

O governo estuda duas possibilidades para a MMGD: antecipar a redução gradual dos subsídios prevista na Lei 14.300/2022 ou incluir o segmento no rateio do EER (Encargo de Energia de Reserva), atualmente pago por consumidores livres e regulados.

Pelo que diz a lei atual, quem já estava conectado à rede até as mudanças das regras tem direitos garantidos até 2045.

Quem correu para protocolar o pedido até o começo de 2023 entrou numa espécie de transição, a partir de 2029, o desconto de 50% na tarifa de uso da rede começa a cair ano a ano. Mesmo sem uma decisão oficial, fontes ouvidas pela Agência iNFRA dizem que tecnicamente as duas possibilidades são viáveis.

O MME já tinha pensado em se configurar no segmento antes, mas recuou após ouvir alertas de que seria difícil aprovar as mudanças com a base política atual.

O texto da reforma já foi entregue à Casa Civil em abril, mas até agora passou apenas por ajustes de linguagem.

A previsão é que ele seja enviado ao Congresso nos próximos dias, via Medida Provisória. O presidente Lula já teria dado sinal verde para o ministro Alexandre Silveira seguir em frente.

O ponto central do texto prevê o fim dos descontos na tarifa de uso da rede para novos contratos de fontes incentivadas, medida que impacta diretamente grandes consumidores industriais.

A Abrace, associação que representa grandes consumidores, também soltou um sinal de alerta. Em análise recente, apontou que as mudanças podem gerar uma corrida para registro de contratos na CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), o que pode travar o objetivo de acabar com os subsídios num prazo razoável.
A proposta da reforma endurece as regras da autoprodução por equiparação, exigindo carga contratada dez vezes maior e participação mínima de 30% nas empresas com projetos próprios.

Fonte: Canal Solar

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No fim de 2024, o Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC) anunciou um aumento do imposto de importação (II) sobre painéis solares de 9,6% para 25%.

Há uma cota de isenção da ordem de US$ 1.014.790.000 até 30 de junho de 2025. Segundo o MDIC, já foram consumidos 98% dessa cota. Para o limite intra-quota, foi concedida a isenção da alíquota do imposto de importação.

Quando houve o aumento do imposto, o governo, através da Secretaria de Comunicação Social, justificou que a medida favorece a produção local de componentes e insumos, como células, wafers e módulos, reduzindo a dependência externa e aumentando o valor agregado no país. “Além de estimular o fortalecimento da indústria solar nacional contribui para a diversificação da matriz energética, alinhando-se aos compromissos ambientais e climáticos do Brasil”.

Segundo a Secom, com a produção de módulos fotovoltaicos no Brasil a partir da elevação do imposto de importação para 25%, poderiam ser gerados aproximadamente 21 mil empregos diretos e 100 mil empregos indiretos na instalação desses painéis. O governo ainda previu R$ 1,6 bilhão/ano em investimentos em pesquisa e desenvolvimento (P&D).

Apesar de fontes do governo terem relatado que os estudos para duplicar essa tarifa estão sendo analisados no âmbito da Comitê-Executivo de Gestão da Câmara de Comércio Exterior (Gecex-Camex), oficialmente o órgão negou a existência de tais estudos.

“Importante destacar que, no âmbito da Camex, inexiste qualquer estudo no sentido de majorar a alíquota de 25% atualmente aplicada ao referido produto”, disse a pasta, em nota.

O ministério ainda informou que está em fase de manifestação pública, de 8 de abril a 22 de maio 2025, um pedido da empresa Atlas Brasil Comercializadora de Energia S.A., para redução a 0% da alíquota do imposto de importação do produto em questão, no âmbito da Lista de Exceções de Bens de Informática e Telecomunicações e de Bens de Capital (LEBIT/BK).

Informações da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) de julho de 2024 mostraram que existem 21.224 usinas fotovoltaicas instaladas no Brasil, com outras 2.641.323 de unidades de geração solar na modalidade de GD, totalizando uma capacidade instalada de geração de energia elétrica de 43,6 GW, cerca de 18,7% do total do país.

Energia solar no Brasil

• Segundo a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), a fonte solar representa 20,7% da capacidade instalada da matriz elétrica brasileira, estando em segundo lugar entre os sistemas disponíveis, atrás apenas da energia hidrelétrica.
• Em novembro de 2024, o Brasil superou a marca de 50 gigawatts (GW) de potência instalada, tornando-se o sexto país a alcançar esse nível, junto aos Estados Unidos, China, Alemanha, Índia e Japão.
• O governo federal incentiva e agrega a energia solar em diversos programas de governo e políticas públicas.

Mais de 150 mil moradores de regiões remotas da Amazônia Legal receberam energia elétrica, nos últimos cinco anos, só por meio da energia solar. Dentro do Luz Para Todos, programa do Ministério de Minas e Energia (MME), essas famílias foram contempladas com acesso à eletricidade a partir de kits com painéis fotovoltaicos, inversores, controladores e baterias de lítio.

A escolha pela modalidade ocorre por conta do difícil alcance às redes de distribuição. Até 2026, a meta é ampliar o número de beneficiados, cerca de 900 mil pessoas, com a instalação dos equipamentos em 228.287 unidades consumidoras.

Fonte: Metrópoles

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