Reforma no tranco: a MP 1.304 e o marco legal elétrico

O setor elétrico passa por transformações profundas que requerem adequações do seu marco legal. Há duas transformações principais que precisam ser endereçadas: a descentralização do processo decisório e as alterações no modus operandi do setor em função das mudanças na matriz elétrica.

A primeira transformação decorre da “abertura do mercado”. As reformas setoriais iniciadas na década de 1990 têm permitido que os consumidores participem mais ativamente de seu fornecimento de energia elétrica, seja como: (i) consumidor livre, contratando energia de um gerador ou comercializador de sua escolha; (ii) autoprodutor, investindo diretamente na geração para atendimento de sua demanda; ou (iii) autoconsumidor, investindo na mini ou microgeração distribuída.

O poder de escolha do consumidor é algo muito positivo, mas requer o desenvolvimento de uma “infraestrutura institucional” que promova a coordenação capaz de preservar a segurança do fornecimento de eletricidade. O processo de abertura de mercado tem sido emperrado pela lentidão nos aprimoramentos institucionais necessários.

A segunda transformação decorre da mudança na composição da matriz elétrica. As fontes empregadas na geração de eletricidade que mais cresceram nas últimas décadas foram a geração eólica e fotovoltaica, seja na forma de geração centralizada (em grandes parques geradores conectados às redes de alta tensão), seja na forma de geração distribuída (nas unidades de consumo com mini ou microgeração distribuída).

Essas fontes têm várias características positivas: são renováveis, não emitem gases de efeito estufa e são baratas em termos do custo por megawatt-hora produzido. No entanto, apresentam uma característica muito inconveniente: sua produção é determinada pela incidência de ventos e radiação solar, que em muitos momentos não coincide com a demanda por energia elétrica. Isso acarreta desequilíbrios entre a oferta e a demanda instantânea por energia elétrica, o que compromete a qualidade do fornecimento de energia.

Até recentemente era possível compensar estas diferenças por meio do ajuste da produção de energia proveniente de outras usinas geradoras que dispunham de flexibilidade operativa. Mas esta capacidade de ajuste está se exaurindo e o marco legal atual não proporciona mecanismos adequados para viabilizar a oferta dos recursos energéticos necessários. A ausência de adequações legais para enfrentar este novo contexto tem resultado em alguns fenômenos cada vez mais desafiadores: sobre contratação, cortes de geração (curtailment) e elevação de encargos setoriais.

Há anos são discutidas mudanças na legislação para lidar com estes desafios, mas as discussões nunca lograram sucesso na construção de um consenso que viabilizasse a aprovação final dos projetos legislativos. Este ano, as tratativas legislativas ganharam novo impulso por iniciativa do Poder Executivo com as Medidas Provisória 1.300 e 1.304 que trataram de algumas das questões relevantes, mas ainda com muitas lacunas.

Os parlamentares se debruçaram sobre o tema e ampliaram o escopo do projeto de lei de conversão a fim de endereçar os principais problemas que surgem das duas grandes transformações apresentadas acima (descentralização das decisões e mudança no perfil da matriz elétrica). A Comissão Mista do Congresso aprovou um substitutivo na última quinta-feira (30/10/2025) e – para a surpresa de todos e a despeito de sua complexidade – o Projeto Lei de Conversão (PLV) 10/2025 foi aprovado nos plenários da Câmara dos Deputados e do Senado no mesmo dia.

Buscando viabilizar a plena abertura de mercado dentro de um prazo máximo de três anos, o PLV 10/2025 prevê várias medidas para endereçar os desafios que surgem com a descentralização do poder decisório, entre as quais destacam-se: (i) provisões para assegurar o suprimento de última instância; (ii) segregação entre os custos de distribuição e comercialização; (iii) estabelecimento de preço de referência; (iv) conscientização dos consumidores; (v) rateio dos custos da capacidade de reserva em função da proporção do consumo e do perfil de consumo; (vi) monitoramento do mercado; (vii) estabelecimento de requisitos mais apropriados para a qualificação de autoprodutor.

Já para lidar com os desafios da nova matriz elétrica, o PLV 10/2025 prevê: (i) o ressarcimento de geradores eólicos e solares que têm sofrido cortes por restrições da rede de transmissão (nas categorias “por indisponibilidade” e “por confiabilidade”); (ii) a contratação de recursos para prover flexibilidade, potência e armazenamento a fim de lidar com as variações do consumo líquido; (iii) aprimoramentos na precificação das operações no mercado de curto prazo, dos serviços ancilares, e da realocação de energia entre hidrelétricas; (iv) a cobertura dos custos da provisão do armazenamento, flexibilidade e potência pelos agentes que requerem tais serviços; e (v) um limite para a concessão de subsídios custeados pela Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).

Outra medida positiva do PLV é a provisão de que pelo menos 50% dos recursos advindos da prorrogação de concessões sejam destinados à redução da CDE para promover a modicidade tarifária (chegando a 100% no caso de outorgas com vencimento até 31-12-2032).

Embora o PLV 10/2025 apresente os avanços acima, vícios sérios do passado permanecem, como o de determinar a contratação obrigatória de termelétricas a carvão, termelétricas a biomassa, usinas do Proinfa, pequenas hidrelétricas e uma linha de transmissão ligando Porto Velho a Manaus. Esta política prescritiva compromete o planejamento técnico e a concorrência que são essenciais para uma expansão eficiente e econômica da matriz elétrica.

Cabe agora ao Ministério de Minas e Energia e à Aneel esmiuçar a regulamentação infralegal requerida para a implementação das políticas emanadas deste novo marco legal a fim de potencializar os avanços obtidos e minimizar os retrocessos que têm flagelado o setor elétrico e seus consumidores.

Richard Hochstetler é diretor regulatório do Instituto Acende Brasil.