LEI Nº 15.269, DE 24 DE NOVEMBRO DE 2025

Moderniza o marco regulatório do setor elétrico para promover a modicidade tarifária e a segurança energética, estabelece as diretrizes para a regulamentação da atividade de armazenamento de energia elétrica, prevê medidas para facilitar a comercialização do gás natural da União, cria incentivo para sistemas de armazenamento de energia em baterias, altera a Lei nº 8.429, de 2 de junho de 1992, a Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, a Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, a Lei nº 9.433, de 8 de janeiro de 1997, a Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, a Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, a Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000, a Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, a Lei nº 10.847, de 15 de março de 2004, a Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, a Lei nº 11.488, de 15 de junho de 2007, a Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009, a Lei nº 12.304, de 2 de agosto de 2010, a Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010, a Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, a Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015, a Lei nº 14.182, de 12 de julho de 2021, a Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022, a Lei nº 14.990, de 27 de setembro de 2024, a Lei nº 15.190, de 8 de agosto de 2025, e a Lei nº 15.235, de 8 de outubro de 2025, e dá outras providências.
O Vice-Presidente da República, no exercício do cargo de PRESIDENTE DA REPÚBLICA
Faço saber que o Congresso Nacional decreta e eu sanciono a seguinte Lei:
CAPÍTULO I
DISPOSIÇÕES GERAIS
Art. 1º Esta Lei estabelece medidas para a modernização do marco regulatório do setor elétrico brasileiro, com o objetivo de promover a modicidade tarifária e a segurança energética, dispõe sobre as diretrizes para a regulamentação da atividade de armazenamento de energia elétrica e prevê medidas para facilitar a comercialização do gás natural da União.
CAPÍTULO II
DO SETOR ELÉTRICO
Art. 2º A Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 4º …………………………….
………………………………………..
§ 6º ………………………………….
………………………………………..
III – …………………………………..
IV – no exercício como Supridor de Última Instância – SUI, conforme ato do Poder Executivo.
………………………………………..” (NR)
“Art. 7º …………………………….
………………………………………..
§ 1º ………………………………….
§ 2º Usinas termelétricas a carvão, nacional ou importado, poderão antecipar seu descomissionamento, sem ônus, mediante solicitação à Aneel, que ficará responsável por operacionalizar a opção do agente termelétrico, desde que o requerimento seja apresentado com antecedência mínima de 6 (seis) meses da data pretendida para o descomissionamento ou para o início das obras de conversão.
§ 3º Na hipótese de antecipação do descomissionamento conforme previsto no § 2º, se a usina termelétrica a carvão possuir contratos regulados vigentes, nos termos da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, a Aneel deverá viabilizar o distrato dos referidos contratos, reconhecendo a exposição involuntária das distribuidoras se necessário.” (NR)
“Art. 8º-A. Os empreendimentos de geração de energia que solicitarem acesso aos sistemas de transmissão e distribuição após a publicação deste artigo deverão custear a contratação de reserva de capacidade de que tratam os arts. 3º e 3º-A da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, na proporção da energia elétrica gerada, conforme regulamento da Aneel, enquanto não cumprirem os requisitos de que trata o § 2º do art. 9º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998.”
“Art. 15. ……………………………
………………………………………..
§ 7º O consumidor que exercer a opção prevista neste artigo e no art. 16 desta Lei deverá garantir o atendimento à totalidade de sua carga, mediante contratação, com um ou mais fornecedores, sujeito a penalidade pelo descumprimento dessa obrigação, observado o disposto no art. 3º, caput, inciso X, da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com a possibilidade de o poder concedente flexibilizar o critério de contratação para o atendimento da totalidade da carga por meio de regulamento.
………………………………………..
§ 16. A antecedência mínima de que trata o § 8º poderá ser reduzida pelo poder concedente, conforme regulamento.
§ 17. A redução dos limites de tensão e carga de que trata o § 3º, para atingir os consumidores atendidos em tensão inferior a 2,3 kV (dois inteiros e três décimos quilovolts):
I – deverá observar o seguinte cronograma:
a) até 24 (vinte e quatro) meses da entrada em vigor deste dispositivo para consumidores industriais e comerciais;
b) até 36 (trinta e seis) meses da entrada em vigor deste dispositivo para os demais consumidores;
II – deverá ser antecedida do atendimento aos seguintes requisitos:
a) desenvolvimento e execução de plano de comunicação para conscientização dos consumidores quanto à opção de migração para o Ambiente de Contratação Livre (ACL);
b) definição das tarifas aplicáveis aos consumidores dos Ambientes de Contratação Livre e Regulado, considerando a segregação de custos da distribuidora para atendimento de cada ambiente de contratação;
c) regulamentação para o suprimento de última instância, inclusive no que se refere às condições econômicas e financeiras para a viabilidade e sustentabilidade dessa atividade, com a definição, entre outros:
1. do responsável pela prestação do serviço de suprimento de última instância;
2. dos consumidores com direito a essa forma de suprimento;
3. das hipóteses em que esse suprimento será obrigatório;
4. do prazo máximo desse suprimento;
5. da eventual utilização temporária de energia de reserva para essa forma de suprimento;
6. da eventual dispensa de lastro para a contratação; e
7. da forma de cálculo e alocação de custos;
d) elaboração de um produto padrão e do respectivo preço de referência, de modo a facilitar a comparação entre ofertas e promover maior transparência e simplicidade para os consumidores atendidos em baixa tensão;
e) regulamentação do encargo de sobrecontratação ou de exposição involuntária das concessionárias e das permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica, de que trata o art. 15-D desta Lei.” (NR)
“Art. 15-C. O serviço de suprimento de última instância:
I – será autorizado e fiscalizado pela Aneel;
II – será realizado por pessoa jurídica responsável, entre outros, pelo atendimento aos consumidores no caso de encerramento da representação por agente varejista, nos termos do disposto no art. 4º-A, § 1º, da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004;
III – será remunerado por tarifas específicas fixadas pela Aneel, observado os princípios da modicidade tarifária e da cobertura dos custos incorridos na prestação desse serviço;
§ 1º A critério do poder concedente, a atividade de suprimento de última instância será exercida, com ou sem exclusividade, pelas concessionárias, permissionárias ou autorizadas de distribuição de energia elétrica, conforme regulamento.
§ 2º Os custos e os efeitos financeiros decorrentes do déficit involuntário do supridor de última instância serão rateados entre todos os consumidores do Ambiente de Contratação Livre (ACL), por meio de encargo tarifário específico, conforme regulamentação.”
“Art. 15-D. Os efeitos financeiros da sobrecontratação ou da exposição involuntária das concessionárias e das permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica decorrentes das opções dos consumidores previstas no art. 26, § 5º, da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e nos arts. 15 e 16 desta Lei serão rateados entre todos os consumidores dos ambientes de contratação regulada e livre, mediante encargo tarifário na proporção do consumo de energia elétrica.”
“Art. 16-B. Considera-se autoprodutor de energia elétrica o consumidor titular de outorga de empreendimento de geração para produzir energia por sua conta e risco.
§ 1º É equiparado a autoprodutor o consumidor que possua demanda contratada agregada igual ou superior a 30.000 kW (trinta mil quilowatts), composta por unidades de consumo com demanda individual igual ou superior a 3.000 kW (três mil quilowatts), que:
I – participe, direta ou indiretamente, do capital social da sociedade empresarial titular da outorga, observada a proporção da participação societária, direta ou indireta, com direito a voto; ou
II – esteja sob controle societário comum, direto ou indireto, ou seja controlador, controlado ou coligado, direta ou indiretamente, das empresas referidas no inciso I deste parágrafo, observada a participação societária, direta ou indireta, com direito a voto.
§ 2º A equiparação será limitada à parcela da energia destinada ao consumo próprio do consumidor ou à sua participação no empreendimento, o que for menor.
§ 3º A identificação do acionista consumidor equiparado a autoprodutor e da respectiva participação na sociedade titular da outorga deve ser mantida atualizada nos termos de regulamento da Aneel.
§ 4º Na hipótese em que a sociedade referida nos incisos I e II do § 1º emita ações sem direito a voto que atribuam direitos econômicos em montante superior àqueles atribuídos pelas ações com direito a voto aos seus respectivos detentores, a participação mínima exigida do grupo econômico de cada acionista, no capital social, direto ou indireto, não poderá ser inferior a 30% (trinta por cento) do capital social total dessa sociedade, ponderado pela proporção das ações com direito a voto do grupo econômico.
§ 5º Ficam assegurados os direitos adquiridos e os efeitos dos atos jurídicos celebrados sob a vigência do art. 26 da Lei nº 11.488, de 15 de junho de 2007, não se aplicando os limites mínimos de demanda contratada e de participação societária mínima estabelecidos neste artigo, até o prazo final das respectivas outorgas de geração, aos consumidores que:
I – tenham sido equiparados à autoprodução, com contratos assim submetidos à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), antes da publicação deste parágrafo; ou
II – integrem grupo econômico que detenha participação de 100% (cem por cento) das ações representativas da pessoa jurídica titular de outorga ou registro para produção de energia; ou
III – no prazo de 3 (três) meses, contados a partir da data de publicação deste artigo, submetam à CCEE, para fins de enquadramento nos requisitos do § 1º deste artigo:
a) contratos de compra e venda de ações ou quotas, com firma reconhecida em cartório de notas ou assinados com certificado digital reconhecido pela Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira;
b) contratos de outorga de opção de compra de ações ou quotas, com firma reconhecida em cartório de notas ou assinados com certificado digital reconhecido pela Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira.
§ 6º Nas hipóteses previstas nas alíneas do inciso III do § 5º, a transferência de ações ou quotas deverá ser concluída no prazo de até 36 (trinta e seis) meses, contados a partir da data de celebração dos referidos contratos, devendo, no mesmo prazo, ser apresentados à CCEE os seguintes documentos:
I – a alteração do contrato social da sociedade, protocolado na junta comercial competente, e a comprovação de participação no grupo econômico; ou
II – a averbação no livro de transferência de ações e a comprovação de participação no grupo econômico.
§ 7º A sociedade empresarial titular da outorga referida no inciso I do § 1º deste artigo deverá ter iniciado a operação comercial a partir de 15 de junho de 2007, ressalvados os casos em que a equiparação tenha sido formalmente requerida e admitida, sob a vigência do art. 26 da Lei nº 11.488, de 15 de junho de 2007, ainda que a operação comercial tenha ocorrido antes dessa data.
§ 8º (VETADO).”
“Art. 17. ……………………………..
………………………………………….
§ 9º Os sistemas de armazenamento de energia elétrica, exceto usinas hidrelétricas reversíveis, cujos estudos de planejamento indiquem a necessidade de serem localizados na rede básica, deverão ser licitados nos termos do § 1º.
§ 10. Os estudos de que trata o § 9º deverão indicar as condições técnicas para a instalação ou remanejamento dos sistemas de armazenamento, sendo imprescindível a definição da sua localização na rede básica.” (NR)
Art. 3º A Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 1º ………………………………
Parágrafo único. A Aneel poderá instalar unidades administrativas regionais.” (NR)
“Art. 2º A Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel tem por finalidade regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição, armazenamento e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do governo federal.
………………………………………….” (NR)
“Art. 3º ………………………………
………………………………………….
IV – gerir os contratos de concessão ou de permissão de serviços públicos de energia elétrica e de concessão de uso de bem público, bem como fiscalizar, diretamente ou mediante convênios com órgãos estaduais, as concessões, as permissões, as autorizações de instalações e a prestação dos serviços de energia elétrica;
………………………………………….
X – fixar as multas administrativas a serem impostas aos concessionários, permissionários e autorizados de instalações e serviços de energia elétrica, observado o limite, por infração, de 3% (três por cento) do faturamento, ou do valor estimado da energia produzida e consumida nos casos de autoprodução, produção independente e unidades consumidoras autorizadas, correspondente aos últimos 12 (doze) meses anteriores à lavratura do auto de infração ou estimados para um período de 12 (doze) meses caso o infrator não esteja em operação ou esteja operando por um período inferior a 12 (doze) meses;
………………………………………….
XVII – estabelecer mecanismos de regulação e fiscalização para garantir o atendimento ao mercado de cada agente de distribuição e de comercialização de energia elétrica e à carga dos consumidores que tenham exercido a opção prevista nos arts. 15 e 16 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995;
………………………………………….
XIX – …………………………………..;
XX – ……………………………………;
XXI – …………………………………..;
XXII – ………………………………….;
XXIII – …………………………………;
XXIV – regular, fiscalizar e estabelecer as regras de remuneração e de acesso para a implantação e operação dos sistemas de armazenamento de energia elétrica que estejam conectados ao Sistema Interligado Nacional (SIN) ou aos Sistemas Isolados, e que sejam usados por geradores, transmissores, distribuidores, comercializadores e consumidores de energia elétrica ou por qualquer outro agente do setor elétrico.
………………………………………….
§ 11. A regulamentação da atividade de armazenamento de energia elétrica poderá envolver a operação de forma autônoma ou integrada à outorga de agentes de geração, comercialização, transmissão e distribuição de energia elétrica e a prestação de múltiplos serviços ao sistema elétrico, incluindo flexibilidade, potência, serviços ancilares e comercialização de energia, respeitadas as vedações relativas a cada agente.” (NR)
“Art. 12. É instituída a Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica, que será anual, diferenciada em função da modalidade e proporcional ao porte do serviço concedido, permitido ou autorizado, aí incluída a produção independente de energia elétrica, a autoprodução de energia e a comercialização de energia.
§ 1º ……………………………………
………………………………………….
IV – TFc = MEV x Cu onde:
TFc = taxa de fiscalização da autorizada de comercialização;
MEV = montante anual de energia vendida ao consumidor final, em R$;
Cu = 0,40% (quarenta centésimos por cento).
………………………………………….” (NR)
“Art. 20. ……………………………..
§ 1º A descentralização abrangerá os serviços e as instalações de energia elétrica prestados e situados no território da respectiva unidade federativa, conforme condições estabelecidas em regulamento da Aneel.
………………………………………….” (NR)
“Art. 26. ……………………………..
………………………………………….
§ 1º-O. Os percentuais de redução de que tratam os §§ 1º, 1º-A e 1º-B deste artigo são aplicáveis desde a emissão das outorgas de geração de energia elétrica de que trata o § 1º-C, inclusive para aquelas já emitidas a partir da Medida Provisória nº 998, de 1º de setembro de 2020, deixando de ser aplicados na hipótese de descumprimento do prazo de 48 (quarenta e oito) meses contados da data da outorga para início de operação em teste de todas as unidades geradoras do respectivo empreendimento, quando cabível.
………………………………………….
§ 1º-U. As outorgas de geração de energia elétrica cujo prazo de atendimento à condicionante para o enquadramento no desconto nas tarifas de uso da rede a que se refere o § 1º-C foi prorrogado em 36 (trinta e seis) meses poderão, a pedido do empreendedor, a ser realizado em até 30 (trinta) dias da publicação deste dispositivo, ser revogadas pela Aneel sem a aplicação de quaisquer penalidades ou sanções, desde que o respectivo Contrato de Uso de Sistema de Transmissão/Distribuição (CUST/D) não tenha sido assinado.
§ 1º-V. A garantia de fiel cumprimento poderá ser executada em caso de solicitação de revogação da outorga nos termos do § 1º-U.
§ 1º-W. Os empreendimentos que solicitaram a prorrogação dos prazos previstos nos incisos I e II do § 1º-C deste artigo, nos termos da Medida Provisória nº 1.212, de 9 de abril de 2024, que tenham CUST assinado e cuja energia não tenha sido comercializada no ambiente de contratação regulada, poderão ajustar livremente, e de forma não onerosa, o início de execução de seu CUST respeitando o prazo de entrada em operação dos empreendimentos definidos em suas outorgas após prorrogação.
§ 1º-X. Para os CUSTs firmados sem Garantia Prévia para Celebração do CUST (GPC), a postergação de que trata § 1º-W será realizada mediante apresentação da referida garantia, nos termos da regulação aplicável.
………………………………………….
§ 14. É vedada a aplicação da redução a que se referem os §§ 1º, 1º-A e 1º-B, com incidência na parcela consumo, para os consumidores que, a partir da entrada em vigor deste dispositivo:
I – exercerem as opções previstas no § 5º deste artigo e nos arts. 15 e 16 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995;
II – solicitarem, nos casos em que já tenham exercido as opções do inciso I na data de entrada em vigor deste dispositivo, ampliação do montante de uso dos sistemas de transmissão ou distribuição, mantida a possibilidade de redução de que trata o caput deste parágrafo, nesses casos, sobre o montante já contratado na data de entrada em vigor deste dispositivo.” (NR)
Art. 4º A Lei nº 9.433, de 8 de janeiro de 1997, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 2º ………………………………
………………………………………….
II – a utilização racional e integrada dos recursos hídricos, incluindo a geração de energia elétrica e o transporte aquaviário, com vistas ao desenvolvimento sustentável;
III – …………………………………….;
IV – …………………………………….;
V – garantir a segurança hídrica e energética por meio do incentivo e da promoção de obras de acumulação de água.” (NR)
“Art. 3º ………………………………
………………………………………….
III – a integração da gestão de recursos hídricos com a gestão ambiental e a gestão eletroenergética;
………………………………………….
VII – o incentivo e a promoção de obras de acumulação de água para garantir a segurança hídrica e energética.” (NR)
Art. 5º A Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 9º ………………………………
§ 1º Cabe à Aneel regular as tarifas e estabelecer as condições gerais de contratação do acesso e uso dos sistemas de transmissão e de distribuição de energia elétrica por concessionário, permissionário e autorizado, por consumidores e por agentes dispensados de concessão, permissão ou autorização.
§ 2º Dentre as condições gerais de contratação do acesso e uso dos sistemas de transmissão e de distribuição de energia elétrica, a Aneel poderá estabelecer requisitos de controle, capacidade, flexibilidade e armazenamento de energia.
§ 3º (VETADO).
§ 4º (VETADO).” (NR)
Art. 6º A Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 1º-A. (VETADO).”
“Art. 2º ………………………………
………………………………………….
Parágrafo único. A isenção de que trata o caput não se aplica aos empreendimentos de geração de energia elétrica a partir das fontes eólica e solar fotovoltaica que solicitarem outorga a partir de 1º de janeiro de 2026.” (NR)
“Art. 4º (VETADO):
………………………………………….” (NR)
“Art. 5º ………………………………
………………………………………….
§ 1º (VETADO).
………………………………………….” (NR)
Art. 7º A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 13. ……………………………..
………………………………………….
XVI – …………………………………..;
………………………………………….
XVIII – …………………………………;
XIX – (VETADO).
§ 1º ……………………………………
………………………………………….
VI – …………………………………….;
VII – ……………………………………;
VIII – …………………………………..;
IX – de pagamentos decorrentes do mecanismo concorrencial de que trata o art. 2º-F da Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015;
X – de outros recursos destinados à modicidade tarifária, conforme regulamentação; e
XI – do Encargo Complementar de Recursos para custeio das despesas definidas no inciso I do § 20 deste artigo.
………………………………………….
§ 2º O montante a ser arrecadado em quotas anuais da CDE calculadas pela Aneel corresponderá à diferença entre as necessidades de recursos e a arrecadação proporcionada pelas demais fontes de que trata o § 1º, observado o disposto nos §§ 18, 19 e 20.
………………………………………….
§ 3º-D. A partir de 1º de janeiro de 2026, o custo do encargo tarifário por MWh das quotas anuais da CDE pagas pelos consumidores atendidos em nível de tensão igual ou superior a 69 kV será 50% (cinquenta por cento) daquele pago pelos consumidores atendidos em nível de tensão inferior a 2,3 kV.
§ 3º-E. A partir de 1º de janeiro de 2026, o custo do encargo tarifário por MWh das quotas anuais da CDE pagas pelos consumidores atendidos em nível de tensão igual ou superior a 2,3 kV e inferior a 69 kV será 80% (oitenta por cento) daquele pago pelos consumidores atendidos em nível de tensão inferior a 2,3 kV.
§ 3º-F. (Revogado).
………………………………………….
§ 18. A partir do Orçamento Anual da Conta de Desenvolvimento Energético de 2027, o valor total dos recursos arrecadados conforme os incisos I a V do § 1º será limitado à soma:
I – do valor necessário para suportar anualmente o total das despesas referentes aos incisos I, II, III, XII, XIII e XVIII do caput, e ao art. 25 desta Lei; e
II – do valor de cada uma das demais despesas consideradas no Orçamento Anual da CDE de 2025, atualizado pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), ou outro que o substituir.
§ 19. Fica criado o Encargo de Complemento de Recursos para a Conta de Desenvolvimento Energético.
§ 20. O encargo de que trata o § 19:
I – 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; e
II – terá seu pagamento operacionalizado por meio da redução de cada um dos benefícios custeados pela CDE na proporção de que trata o inciso I, conforme regulação da Aneel.” (NR)
“Art. 13-B. (VETADO).”
Art. 8º A Lei nº 10.847, de 15 de março de 2004, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 2º-A. A EPE, no exercício de suas competências definidas no art. 2º, deverá incluir, em caráter prioritário, no planejamento da expansão do Sistema Interligado Nacional, o empreendimento de transmissão que interligue os sistemas elétricos das cidades de Manaus, no Estado do Amazonas, e Porto Velho, no Estado de Rondônia.
§ 1º A interligação referida no caput deverá ser considerada prioritária para fins de elaboração dos estudos de viabilidade técnico-econômica e ambiental, bem como para definição dos projetos que subsidiarão a licitação para concessão do empreendimento.
§ 2º (VETADO).”
“Art. 4º ………………………………
………………………………………….
XIX – …………………………………..;
XX – realizar, direta ou indiretamente, estudos, levantamentos, projetos e demais atividades para a concepção de sistemas de armazenamento hidráulico.
§ 1º ……………………………………
§ 2º A EPE poderá, a critério do Poder Executivo, realizar os estudos e promover os atos necessários à obtenção, junto aos órgãos competentes, da licença prévia ambiental, da declaração de disponibilidade hídrica e demais atos administrativos necessários às licitações dos sistemas de armazenamento hidráulico de que trata o inciso XX do caput deste artigo.” (NR)
Art. 9º A Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 1º ………………………………
………………………………………….
§ 4º ……………………………………
………………………………………….
VI – …………………………………….;
VII – restrições de defluência e armazenamento dos reservatórios;
VIII – restrições de rampas de subida e descida das usinas hidrelétricas e termelétricas; e
IX – a reserva de potência operativa.
§ 5º Nos processos de definição de preços e de contabilização e liquidação das operações realizadas no mercado de curto prazo, serão considerados intervalos de tempo previamente estabelecidos e preços que deverão refletir as variações do valor econômico da energia elétrica, observados, inclusive, os seguintes fatores:
I – o disposto nos incisos I a IX do § 4º deste artigo;
II – o mecanismo de realocação de energia para mitigação do risco hidrológico;
III – o tratamento para os serviços ancilares de energia elétrica; e
IV – …………………………………….
V – os limites de preços mínimo e máximo.
………………………………………….
§ 10. ………………………………….
………………………………………….
II – a reserva de potência operativa disponibilizada por instalações de energia elétrica, inclusive de geração hidroelétrica, para atendimento dos requisitos de inércia do sistema, regulação da frequência e capacidade de partida autônoma;
………………………………………….
V – ……………………………………..;
VI – indisponibilidade externa, referente a eventos motivados por indisponibilidades em instalações de transmissão externas às respectivas usinas ou conjuntos de usinas.
§ 11. É vedada a inclusão no encargo de que trata o § 10 para a cobertura dos custos decorrentes de restrições operativas impostas aos geradores de energia elétrica por necessidades sistêmicas associados:
I – ao atendimento a requisitos de confiabilidade elétrica da operação:
a) quando os documentos de acesso dos geradores ao sistema indicarem a possibilidade de restrições; e
b) quando os geradores estiverem operando em desconformidade com os requisitos técnicos mínimos para conexão ao sistema de transmissão; e
II – à sobreoferta de energia elétrica, referente a eventos motivados pela impossibilidade de alocação de geração de energia elétrica na carga.
§ 12. As revisões ordinárias de garantia física das usinas despachadas centralizadamente participantes do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE observarão, tanto para o acréscimo quanto para a redução de garantia física, o limite, por revisão, de 5% (cinco por cento) do valor estabelecido na última revisão realizada, e o limite total, considerado o conjunto das revisões durante a vigência da outorga, de 10% (dez por cento) do valor de base constante do respectivo ato de outorga, conforme regulamento.
§ 13. Os limites de que trata o § 12 não se aplicam nos casos de revisão de garantia física para fins de prorrogação de outorga ou licitação.” (NR)
“Art. 1º-A. (VETADO).”
“Art. 1º-B. O titular de usina com outorga de geração de energia eólica ou solar fotovoltaica conectada ao SIN fará jus, mediante termo de compromisso firmado com o poder concedente, a compensação destinada à cobertura dos custos relativos à indisponibilidade externa e ao atendimento a requisitos de confiabilidade elétrica da operação, desde 1º de setembro de 2023 até a entrada em vigor deste dispositivo.
§ 1º A assinatura do termo de compromisso implica renúncia ao direito sobre o qual se funda a ação e desistência de eventual ação judicial em curso.
§ 2º Na forma do § 5º do art. 1º da Lei nº 9.469, de 10 de julho de 1997, a desistência e a renúncia previstas no § 1º deste artigo eximem as partes do pagamento de honorários advocatícios de sucumbência.
§ 3º O ONS deverá apurar, nos termos deste artigo, os montantes dos cortes de geração a serem compensados e enviá-los à CCEE.
§ 4º A CCEE deverá calcular os ressarcimentos, com atualização dos valores pela variação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), apurado e divulgado pela Fundação Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), ou do índice que vier a substituí-lo, desde a data do evento de corte de geração até a data de seu efetivo pagamento.
§ 5º Os valores correspondentes aos ressarcimentos devidos e ainda não liquidados, inclusive, se necessário, de períodos futuros, por agentes de geração eólica e solar fotovoltaica em Contratos de Energia de Reserva (CER) e em Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR), na modalidade disponibilidade, serão destinados, nos termos de regulamentação do poder concedente, ao pagamento da compensação de que trata este artigo.”
“Art. 2º …………………………………
…………………………………………….
§ 2º ………………………………………
……………………………………………..
III – para a energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração, a entrega será iniciada a partir do terceiro e até o sétimo ano subsequente ao da licitação, com prazo de suprimento de, no máximo, 35 (trinta e cinco) anos;
……………………………………………..
§ 8º-B. A obrigatoriedade de contratação regulada para o atendimento à totalidade do mercado, nos termos do disposto no caput, poderá ser flexibilizada pelo poder concedente, conforme disposições e limites a serem fixados em ato do Poder Executivo.
……………………………………………..
§ 22. A concessionária ou permissionária do serviço público de distribuição de energia elétrica deverá subsidiar e participar do planejamento do setor elétrico e da elaboração dos planos e estudos de expansão do Sistema Interligado Nacional, implementando as obras de sua responsabilidade e fazendo cumprir, em sua área de concessão ou permissão, as determinações técnicas e administrativas deles decorrentes.” (NR)
“Art. 2º-E. (VETADO).”
“Art. 3º O poder concedente homologará a quantidade de energia elétrica ou de reserva de capacidade, na forma de potência ou de flexibilidade, a ser contratada para o atendimento de todas as necessidades do mercado nacional e a relação dos empreendimentos, novos e existentes, que integrarão o processo licitatório, a título de referência.
……………………………………………..
§ 3º (VETADO).” (NR)
“Art. 3º-A. Os custos decorrentes da contratação de reserva de capacidade de que trata o art. 3º desta Lei, inclusive a energia de reserva, abrangidos, entre outros, os custos administrativos e financeiros e os encargos tributários, serão rateados entre todos os usuários finais de energia elétrica do SIN, incluídos os consumidores referidos nos arts. 15 e 16 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, e no § 5º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e os autoprodutores, estes apenas na parcela da energia elétrica decorrente da interligação ao SIN, conforme ato do Poder Executivo, e entre os geradores de energia nos casos previstos na legislação.
……………………………………………..
§ 3º O encargo de que trata o caput deste artigo será cobrado com base na proporção do consumo de energia elétrica, bem como da geração nos casos previstos na legislação.
……………………………………………..
§ 5º O poder concedente definirá, em regulamento, critério de rateio dos custos que considere, além da proporção do consumo de que trata § 3º, a contribuição do perfil de carga dos usuários de que trata o caput para a necessidade de contratação da reserva de capacidade.
§ 6º No caso de sistemas de armazenamento de energia, na forma de baterias, os custos da contratação de que tratam o art. 3º e este artigo serão rateados apenas entre os geradores de energia, na forma da regulamentação da Aneel.” (NR)
“Art. 3º-D. A contratação de reserva de capacidade de que trata o art. 3º deverá contemplar:
I – as termelétricas alcançadas pelo inciso V do caput do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, em quantidade correspondente ao consumo do montante mínimo de compra de carvão mineral nacional estipulado nos contratos de fornecimento vigentes em 31 de dezembro de 2022;
II – as termelétricas a carvão mineral nacional que possuem Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) vigente em 31 de dezembro de 2022 e com previsão de término de CCEAR não superior a 31 de dezembro de 2028.
§ 1º A contratação de que tratam os incisos I e II do caput deste artigo:
I – terá seu termo final em 31 de dezembro de 2040;
II – terá início a partir da assinatura do termo contratual;
III – terá inflexibilidade contratual anualizada, em valor que possibilite a quantidade correspondente ao consumo do montante mínimo de compra de carvão mineral nacional vigente nos contratos de fornecimento vigentes em 31 de dezembro 2022, de modo a:
a) manter o consumo do montante mínimo anual de compra de carvão mineral nacional estipulado para as usinas termelétricas de que trata o inciso I do caput deste artigo; e
b) manter o consumo de carvão mineral dos atuais contratos de que trata o inciso II do caput deste artigo;
IV – terá a receita ou o preço de venda compostos dos seguintes itens:
a) receita fixa vinculada ao custo de combustível com a inflexibilidade contratual, que terá o valor unitário, em real por megawatt-hora (R$/MWh), equivalente ao custo variável unitário (CVU) teto para geração a carvão mineral do Leilão de Energia Nova A-6/2019, com atualização desse valor até a data de contratação pelo mesmo critério de correção do referido leilão, aplicada a mesma regra de reajuste durante o período de contratação;
b) receita fixa vinculada aos demais itens, que seja contratualmente a diferença entre a receita fixa total contratual e a receita fixa vinculada ao custo de combustível, e que terá valor igual à:
1. receita fixa vinculada aos demais itens dos contratos vigentes em 31 de dezembro de 2022, mantidas as regras de reajuste contratuais, para as termelétricas alcançadas pelo inciso II do caput deste artigo; e
2. média das receitas fixas vinculadas aos demais itens, devidamente recontratadas, nos termos do inciso II do caput, e a ponderação da respectiva garantia física comprometida na recontratação, para as termelétricas alcançadas pelo inciso I do caput deste artigo; e
c) receita variável, que terá o valor unitário, em R$/MWh, equivalente ao CVU teto para geração a carvão mineral do Leilão A-6/2019, com atualização desse valor até a data de contratação pelo mesmo critério de correção do referido leilão, aplicada a mesma regra de reajuste durante o período de contratação.
§ 2º As usinas contratadas na forma do inciso I do caput deste artigo deixarão de fazer jus ao reembolso de que trata o inciso V do caput do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002.
§ 3º O Poder Executivo poderá:
I – estabelecer requisitos de controle, capacidade, flexibilidade e armazenamento de energia como condição à contratação de que trata este artigo;
II – exigir que as usinas possuam a capacidade de armazenar, no máximo, 5% (cinco por cento) da inflexibilidade diária média da usina.
§ 4º Os empreendimentos de geração alcançados por este artigo que não observarem os requisitos de que trata o § 3º deverão custear a contratação de reserva de capacidade de que tratam os arts. 3º e 3º-A desta Lei, na proporção da energia elétrica gerada, conforme regulamento da Aneel.
§ 5º A União prorrogará por 25 (vinte e cinco) anos as outorgas das concessionárias de geração e das empresas autorizadas à produção independente de energia elétrica dos empreendimentos de que trata o caput deste artigo.”
“Art. 3º-E. A Aneel estabelecerá mecanismo competitivo para incentivar a geração de energia e a resposta do consumo nos horários de maior demanda do sistema elétrico, a ser custeado pelo encargo de reserva de capacidade de que trata o art. 3º-A desta Lei.
Parágrafo único. A regulamentação do mecanismo de que trata o caput tratará, dentre outros aspectos:
I – das usinas de geração e dos consumidores de energia elegíveis a participação no mecanismo;
II – da forma, dos prazos, das penalidades e das condições para participação no mecanismo;
III – da remuneração, pelo encargo de que trata o caput, dos valores que excederem o Preço de Liquidação das Diferenças; e
IV – do adicional à remuneração de que trata o inciso III, para usinas hidrelétricas reversíveis.”
“Art. 4º …………………………………
…………………………………………….
§ 15. Competem à CCEE o monitoramento dos respectivos associados e das operações do mercado de energia elétrica nela realizadas e as providências decorrentes, de acordo com os procedimentos aprovados pela Aneel.
§ 16. A pessoa natural ou jurídica, contratada pela CCEE para o exercício da gestão ou da supervisão da atividade de monitoramento de que trata o § 15 é diretamente responsável, civil e administrativamente, pelos prejuízos resultantes de atos realizados com dolo ou culpa grave que infringirem normas legais, regulamentares ou estatutárias, sem prejuízo de eventual responsabilidade penal e de eventual responsabilidade subsidiária da CCEE.
§ 17. Os administradores dos agentes setoriais são diretamente responsáveis, civil e administrativamente, pelos prejuízos resultantes de atos realizados com dolo ou culpa grave e pelos que infringirem normas legais, regulamentares ou estatutárias, sem prejuízo de eventual responsabilidade penal e da responsabilidade subsidiária da pessoa jurídica por eles representada.
§ 18. A CCEE poderá participar em outros mercados de energia ou prestar outros serviços, incluídas a gestão de garantias de contratos de compra e venda no ambiente de contratação livre, a gestão de registros e a certificação de energia, nos termos do disposto nas legislações e regulações pertinentes.
§ 19. Na hipótese prevista no § 18, deverá ser garantida a separação administrativa, financeira e contábil entre as atividades relativas à comercialização de energia elétrica e aquelas decorrentes da participação em outros mercados de energia.” (NR)
“Art. 4º-D. A partir da entrada em vigor deste artigo, a CCEE passará a ser denominada Câmara de Comercialização de Energia (CCEE), permanecendo válidas todas as disposições legais e infralegais anteriormente atribuídas à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.”
Art. 10. A Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 1º-A. (VETADO).”
“Art. 4º-E. Os contratos de compra e venda de energia elétrica relativos aos agentes de distribuição alcançados pelo art. 4º-C e lastreados, direta ou indiretamente, por usinas termelétricas cujas despesas com a infraestrutura de transporte dutoviário de gás natural sejam reembolsáveis pela CCC terão seu termo final equivalente ao prazo de 12 (doze) meses após a previsão do poder concedente para entrada em operação de solução de suprimento que possa prescindir da necessidade de despacho termelétrico local por razão de confiabilidade.
Parágrafo único. O preço dos contratos deverá ser reduzido em razão de eventual alteração de tarifa de transporte dutoviário, de que trata o inciso VI do art. 8º e o § 1º do art. 58 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997.”
Art. 11. A Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 1º-A. A partir da entrada em vigor deste artigo, o poder concedente poderá prorrogar ou licitar os empreendimentos de geração de energia elétrica de usinas hidrelétricas com capacidade instalada superior a 50.000 kW (cinquenta mil quilowatts), outorgados antes de 11 de dezembro de 2003.”
“Art. 1º-B. O poder concedente, caso opte pela prorrogação das outorgas dos empreendimentos de que trata o art. 1º-A, observará o disposto nesse artigo.
§ 1º São condições obrigatórias para a prorrogação das outorgas:
I – o pagamento à Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, de que trata a Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, correspondente a 50% (cinquenta por cento) do valor estimado da concessão;
II – o pagamento pela outorga correspondente a 50% (cinquenta por cento) do valor estimado da concessão;
III – a adoção da produção independente como regime de exploração, nos termos da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, inclusive, quanto às condições de extinção das outorgas e de encampação das instalações e da indenização porventura devida;
IV – a assunção do risco hidrológico pelo concessionário, vedada, após a prorrogação de que trata o caput, a repactuação prevista pela Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015;
V – recálculo da garantia física, com validade a partir da data de início da prorrogação da outorga, sem qualquer limite de variação em relação à garantia física anteriormente vigente, bem como sujeição a revisões periódicas de garantia física; e
VI – prazo de até 30 (trinta) anos.
§ 2º A venda de energia elétrica para os ambientes de contratação regulada e de contratação livre, na forma da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, é garantida ao titular da outorga prorrogada nos termos deste artigo.
§ 3º O Poder Executivo poderá exigir percentual mínimo de energia elétrica a ser destinada ao ambiente de contratação regulada para as concessões prorrogadas na forma deste artigo.
§ 4º O valor da concessão de que trata o § 1º deverá:
I – ser calculado a partir de metodologia definida em ato do Poder Executivo; e
II – considerar o valor dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados.
§ 5º O cálculo do valor dos investimentos de que trata o inciso II do § 4º utilizará como base a metodologia de valor novo de reposição, conforme critérios estabelecidos em regulamento do poder concedente.
§ 6º O disposto no art. 7º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, não se aplica às outorgas de concessão prorrogadas na forma deste artigo.
§ 7º O disposto neste artigo também se aplica às concessões de geração de energia hidrelétrica destinadas à produção independente ou à autoprodução, observado o previsto no art. 2º.
§ 8º O valor referido no inciso II do § 1º será destinado à Conta de Desenvolvimento Energético – CDE no caso de prorrogação ou licitação de outorgas com vencimento até 31 de dezembro de 2032.”
“Art. 2º A outorga de concessão e autorização para aproveitamento de potencial hidráulico maior que 5.000 kW (cinco mil quilowatts) e inferior ou igual a 50.000 kW (cinquenta mil quilowatts), desde que ainda não tenha sido prorrogada nos termos deste artigo e esteja em vigor quando da publicação desta Lei, poderá ser prorrogada a título oneroso, em conformidade com o previsto no § 1º-A.
………………………………………..” (NR)
“Art. 8º As outorgas de geração e as concessões de transmissão e de distribuição de energia elétrica que não forem prorrogadas, nos termos desta Lei, serão licitadas, na modalidade leilão ou concorrência, por até 30 (trinta) anos.
………………………………………..
§ 3º Aplica-se o disposto nos §§ 1º a 6º e 8º do art. 1º-B às outorgas decorrentes de licitações de empreendimentos de geração de que trata o caput, o disposto no parágrafo único do art. 6º, às concessões de transmissão, e o disposto no art. 7º, às concessões de distribuição.
………………………………………..
§ 6º A licitação de que trata o caput poderá utilizar os critérios estabelecidos nos incisos I e II do caput do art. 15 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, ou a combinação dos dois critérios, observado o disposto no § 3º deste artigo.
………………………………………..
§ 11. O disposto nos §§ 7º, 8º e 9º se aplica apenas aos empreendimentos de geração licitados até a data de entrada em vigor deste parágrafo.” (NR)
“Art. 13. Na antecipação dos efeitos da prorrogação de que trata o art. 12, o poder concedente definirá, conforme regulamento:
I – a tarifa ou receita inicial para os concessionários de transmissão e distribuição;
II – os pagamentos de quota anual à CDE e pela outorga para os empreendimentos de geração.” (NR)
Art. 12. A Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 1º …………………………….
………………………………………..
§ 14. É vedada a repactuação do risco hidrológico de que trata este artigo após 12 (doze) meses, contados da data de entrada em vigor deste parágrafo.” (NR)
“Art. 2º-F. Os montantes financeiros não pagos na liquidação financeira do mercado de curto prazo operada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE decorrentes de ações judiciais em curso que requeiram isenção ou mitigação dos efeitos de riscos hidrológicos relacionados ao MRE serão passíveis de negociação por meio de mecanismo concorrencial centralizado operacionalizado pela CCEE.
§ 1º A liquidação financeira do mercado de curto prazo a que se refere o caput é aquela realizada em data imediatamente anterior à data de operacionalização, pela CCEE, do mecanismo concorrencial centralizado, o qual observará as seguintes diretrizes:
I – o objeto do mecanismo concorrencial será a negociação de títulos, cujo valor de face individual será tal que a soma dos títulos resulte no total de valores não pagos na liquidação do mercado de curto prazo;
II – o valor de face dos títulos adquiridos permitirá ao comprador desses títulos e titular da outorga a compensação mediante a extensão do prazo de outorga do empreendimento participante do MRE, limitada a 7 (sete) anos, calculada com base nos valores dos parâmetros aplicados pela Aneel para as extensões decorrentes do art. 1º, § 2º, inciso II, dispondo o gerador livremente da energia;
III – serão elegíveis à participação como compradores do mecanismo concorrencial os agentes de geração hidrelétrica participantes do MRE;
IV – os vencedores do mecanismo concorrencial deverão efetuar o pagamento dos respectivos lances na liquidação financeira do mercado de curto prazo imediatamente subsequente à realização do mecanismo concorrencial;
V – os pagamentos de que trata o inciso IV serão destinados a liquidar proporcionalmente os valores do mercado de curto prazo não pagos a que se refere o caput; e
VI – na eventualidade de a soma dos pagamentos superar o total de valores devidos na liquidação do mercado de curto prazo, o valor excedente será destinado às concessionárias de distribuição, para contenção de impacto tarifário de consumidores regulados da região Norte do Brasil, conforme diretrizes do Ministério de Minas e Energia – MME.
§ 2º O mecanismo concorrencial centralizado poderá, caso necessário, ser realizado mais de uma vez.
§ 3º Para fins de tornar o respectivo montante financeiro de que trata o caput elegível à negociação no mecanismo concorrencial, o agente de geração hidrelétrica titular desse montante financeiro deverá apresentar pedido à CCEE, previamente à realização do referido mecanismo concorrencial, com a comprovação da desistência da ação judicial e a renúncia a qualquer alegação de direito sobre o qual se funda a ação, com eficácia condicionada à completa liquidação dos valores não pagos relacionados à respectiva ação judicial, por meio do mecanismo concorrencial.
§ 4º Na hipótese em que o titular do montante financeiro de que trata o caput não seja litigante, a aplicação do disposto no § 3º fica condicionada à assinatura de termo de compromisso, com declaração de renúncia a qualquer pretensão judicial de isenção ou de limitação percentual de riscos hidrológicos relacionados ao MRE.
§ 5º A desistência e a renúncia de que trata o § 3º serão comprovadas por meio do envio da cópia do protocolo do requerimento de extinção do processo com a resolução de mérito, nos termos do disposto no art. 487, caput, inciso III, alínea “c”, da Lei nº 13.105, de 16 de março de 2015 – Código de Processo Civil.”
“Art. 2º-G. Os valores excedentes do mecanismo concorrencial centralizado de que trata o art. 7º da Medida Provisória nº 1.300, de 21 de maio de 2025, destinados à Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, serão utilizados, no ano de 2025, para fins da modicidade tarifária dos consumidores do ambiente regulado das concessionárias de distribuição de energia elétrica da Região Norte que ainda não tiveram os resultados dos processos tarifários homologados pela Aneel na data de publicação deste artigo, na proporção do mercado regulado das respectivas distribuidoras.
Parágrafo único. Os valores de que trata o caput serão considerados na distribuição dos recursos de que trata o art. 4º da Lei nº 15.235, de 8 de outubro de 2025, reduzindo o repasse para as distribuidoras de que trata o caput.”
Art. 13. A Lei nº 14.182, de 12 de julho de 2021, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 1º ……………………………….
§ 1º A desestatização da Eletrobras será executada na modalidade de aumento do capital social, por meio de subscrição pública de ações ordinárias com renúncia do direito de subscrição pela União, e será realizada a outorga de novas concessões de geração de energia elétrica pelo prazo de 30 (trinta) anos, contado da data de assinatura dos novos contratos referidos no caput, e poderá ser realizada a prorrogação dos contratos de Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCH, centrais a biomassa e centrais eólicas do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – Proinfa, nos termos estabelecidos no art. 23, e a contratação pelo poder concedente, na modalidade de leilão de reserva de capacidade, referida nos arts. 3º e 3º-A da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, de centrais hidrelétricas até 50 MW (cinquenta megawatts) no montante de 4.900 MW (quatro mil e novecentos megawatts), com período de suprimento de 25 (vinte e cinco) anos, ao preço máximo equivalente ao teto estabelecido no Leilão A-6 de 2019 para empreendimentos sem outorga, com atualização desse valor até a data de publicação do edital específico pelo Índice Nacional de Custo da Construção Civil (INCC), sendo corrigido após a realização do leilão pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA).
…………………………………………..
§ 14. A contratação de centrais hidrelétricas de até 50 MW (cinquenta megawatts) de que trata o § 1º deverá observar a seguinte divisão regional:
I – no que se refere ao total de 3.000 MW (três mil megawatts) de que trata o § 19:
a) 1.837 MW (mil oitocentos e trinta e sete megawatts) contratados de empreendimentos localizados na Região Centro-Oeste;
b) 918 MW (novecentos e dezoito megawatts) contratados de empreendimentos localizados nas Regiões Sul e Sudeste;
c) 245 MW (duzentos e quarenta e cinco megawatts) contratados de empreendimentos localizados nas Regiões Norte e Nordeste;
II – no que se refere ao montante adicional potencial de 1.900 MW (mil e novecentos megawatts):
a) 1.163 MW (mil cento e sessenta e três megawatts) contratados de empreendimentos localizados na Região Centro-Oeste;
b) 581 MW (quinhentos e oitenta e um megawatts) contratados de empreendimentos localizados nas Regiões Sul e Sudeste; e
c) 156 MW (cento e cinquenta e seis megawatts) contratados de empreendimentos localizados nas Regiões Norte e Nordeste.
…………………………………………..
§ 15-A. Adicionalmente às disposições previstas no § 1º deste artigo, também deverão ser contratados 3.000 MW (três mil megawatts) de usinas termelétricas a biomassa, na modalidade de leilão de reserva de capacidade, de que trata este artigo.
…………………………………………..
§ 19. Até o primeiro trimestre de 2026, será realizada a contratação de até 3.000 MW (três mil megawatts) de centrais hidrelétricas até 50 MW (cinquenta megawatts), na modalidade de leilão de reserva de capacidade, de que trata este artigo, com os seguintes limites para cada etapa:
I – 1.000 MW (mil megawatts), para início de suprimento a partir do segundo semestre de 2032;
II – 1.000 MW (mil megawatts), para início de suprimento a partir do segundo semestre de 2033; e
III – 1.000 MW (mil megawatts), para início de suprimento a partir do segundo semestre de 2034.
§ 20. A geração de centrais hidrelétricas até 50 MW (cinquenta megawatts), de que trata este artigo, será contratada na modalidade de leilão de reserva de capacidade, conforme diretrizes estabelecidas pelo poder concedente.” (NR)
“Art. 1º-A. As contratações de energia elétrica proveniente de qualquer fonte de que trata esta Lei serão limitadas à necessidade identificada pelo planejamento setorial, a partir de critérios técnicos e econômicos estabelecidos pelo Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, nos termos do disposto no art. 3º da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, não se aplicando esta limitação à contratação de que trata o § 19 do art. 1º.”
Art. 14. A Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 11. (VETADO).
…………………………………………..” (NR)
“Art. 25. A CDE, de acordo com o disposto no art. 13, caput, incisos VI e VII, da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, custeará temporariamente as componentes tarifárias não associadas ao custo da energia e não remuneradas pelo consumidor-gerador, incidentes sobre a energia elétrica compensada pelas unidades consumidoras participantes do SCEE, na forma prevista no art. 27 desta Lei.
…………………………………………..” (NR)
CAPÍTULO III
DO SETOR DE GÁS NATURAL
Art. 15. A Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 1º ……………………………….
…………………………………………..
XXI – ……………………………………;
XXII – promover e assegurar, em bases sustentáveis, a manutenção, modernização e expansão do aproveitamento racional do potencial hidroelétrico nacional, reconhecendo seu papel estruturante para a segurança energética, a modicidade tarifária e a integração entre as regiões do País;
XXIII – maximizar o aproveitamento da produção nacional de gás natural.” (NR)
“Art. 2º ……………………………….
…………………………………………..
IV – estabelecer diretrizes e metas, quando aplicáveis, para programas específicos, como os de uso do gás natural, do carvão, da energia termonuclear, dos biocombustíveis, da energia solar, da energia eólica, do biogás, do biometano, da energia hidráulica e da energia proveniente de outras fontes alternativas;
…………………………………………..
XIX – estabelecer diretrizes para maximizar o aproveitamento da produção nacional de gás natural e definir limites de reinjeção de gás natural para os blocos a serem objeto de concessão ou partilha de produção.
…………………………………………..” (NR)
“Art. 47. ………………………………
…………………………………………..
§ 2º (VETADO).
§ 2º-A. (VETADO).
…………………………………………..” (NR)
Art. 16. A Lei nº 12.304, de 2 de agosto de 2010, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 4º ……………………………….
…………………………………………..
II – ………………………………………
…………………………………………..
d) celebrar contratos, representando a União, para escoamento, transporte, processamento, tratamento, refino e beneficiamento de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos da União;
…………………………………………..” (NR)
Art. 17. A Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 42-A. …………………………..
§ 1º (VETADO).
…………………………………………..” (NR)
“Art. 45-B. Quando houver a contratação do agente comercializador pela PPSA, a posse ou a propriedade do gás natural não processado, do gás natural processado, do GLP e dos demais derivados produzidos no processamento, conforme o caso, poderão ser transferidos a título oneroso ao agente comercializador, de acordo com o contrato firmado.
§ 1º Fica a PPSA autorizada, quando da contratação da Petrobras como agente comercializador, nos termos do disposto no art. 45, parágrafo único, a transferir a propriedade ou a posse do gás natural da União para a Petrobras antes da entrada do Sistema Integrado de Escoamento, e readquirir a propriedade ou a posse dos produtos processados após a saída do Sistema Integrado de Processamento.
§ 2º O gás natural da União poderá ser transferido diretamente pela Petrobras ao destinatário final da comercialização, mediante acordo entre a PPSA e o agente comercializador.”
“Art. 47. ………………………………
…………………………………………..
§ 4º …………………………………….
…………………………………………..
II – ………………………………………
III – (VETADO).
………………………………………….. (NR)
“Art. 47-B. (VETADO).”
CAPÍTULO IV
DISPOSIÇÕES FINAIS
Art. 18. (VETADO).
Art. 19. A Lei nº 14.990, de 27 de setembro de 2024, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 4º ……………………………….
§ 1º Entre 2030 e 2034, os créditos fiscais mencionados neste artigo serão limitados aos seguintes valores globais para cada ano-calendário:
I – 2030: R$ 1.700.000.000,00 (um bilhão e setecentos milhões de reais);
II – 2031: R$ 2.900.000.000,00 (dois bilhões e novecentos milhões de reais);
III – 2032: R$ 4.200.000.000,00 (quatro bilhões e duzentos milhões de reais);
IV – 2033: R$ 4.500.000.000,00 (quatro bilhões e quinhentos milhões de reais);
V – 2034: R$ 5.000.000.000,00 (cinco bilhões de reais).
…………………………………………..” (NR)
“Art. 6º O crédito fiscal de que trata o art. 3º desta Lei somente poderá ser concedido para as operações de comercialização de hidrogênio de baixa emissão de carbono e seus derivados produzidos no território nacional ocorridas no período de 1º de janeiro de 2030 a 31 de dezembro de 2034.” (NR)
Art. 20. A Lei nº 15.190, de 8 de agosto de 2025, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 24. ………………………………
§ 1º …………………………………….
§ 2º O licenciamento ambiental especial deverá ser aplicado às usinas hidrelétricas, inclusive reversíveis, e seus reservatórios, em razão de seu caráter estratégico para a segurança hídrica e energética e estabilidade do Sistema Interligado Nacional (SIN) e para a matriz energética nacional.
§ 3º (VETADO).” (NR)
Art. 21. A Lei nº 15.235, de 8 de outubro de 2025, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 4º ……………………………….
…………………………………………..
§ 9º A Aneel publicará os descontos nas tarifas previstos no § 8º, detalhados por unidade da federação, a serem concedidos aos consumidores do ambiente regulado situados nas regiões abrangidas pela Sudam e pela Sudene, após a conclusão do procedimento previsto no § 6º.” (NR)
Art. 22. A Lei nº 11.488, de 15 de junho de 2007, passa a vigorar com as seguintes alterações:
“Art. 2º-A. O benefício de que trata o art. 1º compreende projetos de investimento em sistemas de armazenamento de energia com o objetivo de promover a transição energética, a modernização e a estabilidade do setor elétrico.
§ 1º (VETADO).
§ 2º A renúncia fiscal decorrente do disposto no caput:
I – terá como órgão gestor responsável pelo acompanhamento e pela avaliação do benefício o Ministério de Minas e Energia;
II – estará limitada a R$ 1.000.000.000,00 (um bilhão de reais) a cada exercício, sujeito à previsão na respectiva lei orçamentária anual, e terá vigência de 1º de janeiro de 2026 a 31 de dezembro de 2030.
§ 3º Os sistemas de geração de energia solar, inclusive micro e minigeração distribuída, habilitados no benefício de que trata o art. 1º, deverão prever sistemas de armazenamento químico de energia, na forma do regulamento.
§ 4º O Poder Executivo poderá reduzir a zero as alíquotas do Imposto sobre a Importação relativo aos BESS e seus componentes.”
Art. 23. Ficam revogados:
I – os arts. 20 e 21 da Lei nº 14.182, de 12 de julho de 2021;
II – o art. 26 da Lei nº 11.488, de 15 de junho de 2007;
III – o inciso III do art. 2º-A da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997;
IV – o art. 11 da Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015;
V – o parágrafo único do art. 22 da Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022; e
VI – o § 3º-F do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002.
Art. 24. Esta Lei entra em vigor na data de sua publicação e produz efeitos:
I – em 1º de janeiro de 2026, quanto ao:
a) art. 14;
b) ao inciso V do art. 23;
II – em 90 (noventa) dias da data de sua publicação, quanto ao art. 9º, na parte que inclui o art. 3º-D na Lei nº 10.848, de 15 de março de 2024;
III – em 1º de janeiro de 2027, quanto ao art. 6º, apenas na parte que acrescenta o art. 1º-A e nas que alteram os arts. 4º e 5º da Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000; e
IV – na data de sua publicação, quanto aos demais dispositivos.
Brasília, 24 de novembro de 2025; 204º da Independência e 137º da República.
GERALDO JOSÉ RODRIGUES ALCKMIN FILHO
Fernando Haddad
Márcio Fernando Elias Rosa
Maria Osmarina
Marina da Silva Vaz de Lima
Alexandre Silveira de Oliveira
Gustavo José de Guimarães e Souza

MENSAGEM Nº 1.755
DOU 25/11/2025
Senhor Presidente do Senado Federal,
Comunico a Vossa Excelência que, nos termos previstos no § 1º do art. 66 da Constituição, decidi vetar parcialmente, por contrariedade ao interesse público, o Projeto de Lei de Conversão nº 10, de 2025 (Medida Provisória nº 1.304, de 11 de julho de 2025), que “Moderniza o marco regulatório do setor elétrico para promover a modicidade tarifária e a segurança energética, estabelece as diretrizes para a regulamentação da atividade de armazenamento de energia elétrica, prevê medidas para facilitar a comercialização do gás natural da União, cria incentivo para sistemas de armazenamento de energia em baterias, altera a Lei nº 8.429, de 2 de junho de 1992, a Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, a Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, a Lei nº 9.433, de 8 de janeiro de 1997, a Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, a Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, a Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000, a Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, a Lei nº 10.847, de 15 de março de 2004, a Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, a Lei nº 11.488, de 15 de junho de 2007, a Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009, a Lei nº 12.304, de 2 de agosto de 2010, a Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010, a Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, a Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015, a Lei nº 14.182, de 12 de julho de 2021, a Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022, a Lei nº 14.990, de 27 de setembro de 2024, a Lei nº 15.190, de 8 de agosto de 2025, e a Lei nº 15.235, de 8 de outubro de 2025, e dá outras providências.”.
Ouvidos, o Ministério da Fazenda e o Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços manifestaram-se pelo veto ao seguinte dispositivo do Projeto de Lei de Conversão:
Art. 2º do Projeto de Lei de Conversão, na parte em que inclui o § 8º no art. 16-B da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995
“§ 8º Novos arranjos de autoprodução, inclusive por equiparação, somente poderão ser realizados com empreendimentos de geração cuja operação comercial seja iniciada após a data da publicação deste dispositivo, exceto para usinas que já façam parte de estruturas de autoprodução, inclusive por equiparação.”
Razões do veto
“O dispositivo estabelece restrição para fazer jus ao regime de autoprodução, por equiparação, ao prever a necessidade de que a energia provenha de empreendimentos de geração novos. Se mantida, a medida poderia gerar ineficiência no sistema elétrico nacional, impedindo o uso de capacidade já instalada, com preços mais baixos, para viabilizar projetos intensivos no consumo de energia. Desta forma, tenderia a gerar aumento de custos para a cadeia produtiva nacional, elevando preços dos produtos à população.”
Ouvido, o Ministério de Minas e Energia manifestou-se pelo veto aos seguintes dispositivos do Projeto de Lei de Conversão:
Art. 5º do Projeto de Lei de Conversão, na parte em que inclui os § 3º e § 4º no art. 9º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998
“§ 3º O acesso e uso dos sistemas transmissão e de distribuição de energia elétrica de que trata o § 1º pode ser definido a partir da utilização de procedimentos concorrenciais, conforme regulamento da Aneel.”
“§ 4º Os critérios para a definição dos procedimentos concorrenciais de que trata o § 3º deverão observar como princípios a modicidade tarifária e a eficiência econômica, visando, primordialmente, à redução das tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição (TUST e TUSD) ou à redução do custeio de encargos e subsídios suportados pelas tarifas de energia elétrica.”
Razões do veto
“Os dispositivos contrariam o interesse público ao atribuir à ANEEL a definição de procedimentos concorrenciais para o acesso e uso dos sistemas de transmissão e distribuição, sem assegurar a necessária observância às políticas e às diretrizes do Governo federal que orientam o planejamento setorial, cuja competência é do Poder Concedente.”
Art. 6º do Projeto de Lei de Conversão, na parte em que inclui o art. 1º-A na Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000
“Art. 1º-A. Os agentes de comercialização de energia elétrica ficam obrigados a aplicar, anualmente, o montante de, no mínimo, 0,50% (cinquenta centésimos por cento) de sua receita operacional líquida relativa à comercialização de energia com consumidor final em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e, no mínimo, 0,50% (cinquenta centésimos por cento) em programas de eficiência energética no uso final.”
Art. 6º do Projeto de Lei de Conversão, na parte em que altera o caput do art. 4º da Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000
“Art. 4º Os recursos para pesquisa e desenvolvimento, previstos nos arts. 1º, 1º-A, 2º e 3º, exceto aquele previsto no parágrafo único do art. 1º, deverão ser distribuídos da seguinte forma:”
Art. 6º do Projeto de Lei de Conversão, na parte em que altera o § 1º do art. 5º da Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000
“§ 1º Os investimentos em eficiência energética de que tratam os arts. 1º e 1º-A desta Lei deverão priorizar iniciativas, serviços e produtos de empresas nacionais, bem como a inovação e a pesquisa produzidas no País, de acordo com regulamentos estabelecidos pela Aneel.”
Razões do veto
“O dispositivo contraria o interesse público ao impor às comercializadoras a obrigatoriedade de aplicar percentuais mínimos de sua receita operacional líquida em pesquisa, desenvolvimento e eficiência energética, sem considerar o modelo de negócio dessas empresas. Por arrastamento, ficam vetados os dispositivos que alteram o caput do art. 4º e o § 1º do art. 5º da Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000.”
Art. 7º do Projeto de Lei de Conversão, na parte em inclui o inciso XIX no art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002
“XIX – prover recursos para compensar os benefícios tarifários associados ao sistema de compensação de energia da microgeração e minigeração distribuída de que trata a Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022.”
Razões do veto
“O dispositivo contraria o interesse público ao incluir, entre os objetivos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, a compensação de benefícios tarifários associados à microgeração e minigeração distribuída, majorando risco de ampliação dos encargos setoriais e, portanto, de impacto tarifário.”
Ouvidos, o Ministério de Minas e Energia, o Ministério da Fazenda e o Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços manifestaram-se pelo veto ao seguinte dispositivo do Projeto de Lei de Conversão:
Art. 7º do Projeto de Lei de Conversão, na parte em que inclui o art. 13-B na Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002
“Art. 13-B. Fica o Poder Executivo autorizado a empregar o Programa Nacional de Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica – Luz para Todos em apoio e benefício da política pública de distribuição de equipamentos para recepção de sinal de televisão aberta e gratuita na faixa de frequência usada em comunicação via satélite denominada “banda Ku”, na forma de ato do Poder Executivo.
Parágrafo único. Para atendimento ao disposto no caput, o Luz para Todos poderá viabilizar a distribuição de equipamentos para recepção de sinal de televisão aberta e gratuita na “banda Ku”, simultaneamente ao fornecimento e atendimento de energia elétrica às famílias:
I – residentes no meio rural; e
II – residentes em regiões remotas da Amazônia Legal que não possuem acesso ao serviço público de distribuição de energia elétrica.”
Razões do veto
“O dispositivo contraria o interesse público ao autorizar a utilização de recursos do Programa Luz para Todos, financiado pela Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, para a distribuição de equipamentos de recepção de sinal de televisão aberta. A medida garante a aplicação de recursos setoriais para finalidades alheias ao setor de energia, onerando a CDE.”
Ouvidos, o Ministério de Minas e Energia e o Ministério da Fazenda manifestaram-se pelo veto ao seguinte dispositivo do Projeto de Lei de Conversão:
Art. 8º do Projeto de Lei de Conversão, na parte em que inclui o § 2º do art. 2º-A na Lei nº 10.847, de 15 de março de 2004
“§ 2º A licitação da linha de transmissão referida no caput deverá ocorrer em caráter prioritário, observado o planejamento setorial vigente e os estudos técnicos de que trata o § 1º.”
Razões do veto
“O dispositivo contraria o interesse público ao determinar que a licitação da linha de transmissão ocorra em caráter prioritário, o que pode interferir na ordem de execução definida pelo planejamento setorial. A imposição de prioridade legal específica pode comprometer a alocação eficiente de recursos, deslocar projetos estruturantes já programados e afetar a racionalidade do processo de expansão da transmissão, com potenciais reflexos sobre custos e tarifas.”
Ouvidos, o Ministério de Minas e Energia, o Ministério da Fazenda e o Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços manifestaram-se pelo veto aos seguintes dispositivos do Projeto de Lei de Conversão:
Art. 9º do Projeto de Lei de Conversão, na parte em que inclui o art. 1º-A na Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004
“Art. 1º-A. Relativamente às usinas eólicas e solares fotovoltaicas consideradas na programação da operação do SIN, são esquemas de corte de geração a que se refere o inciso IV do § 10 do art. 1º desta Lei todos os eventos de redução da produção de energia elétrica que tenham sido originados externamente às instalações dos respectivos empreendimentos de geração, independentemente do ambiente ou da modalidade de contratação, da causa, das classificações técnicas que se lhes atribuam e do seu tempo de duração, exceto aqueles associados exclusivamente à sobreoferta de energia elétrica renovável, nos termos estabelecidos pelo Ministério de Minas e Energia em até 30 (trinta) dias da entrada em vigor deste dispositivo.
§ 1º Serão os geradores ressarcidos por meio de encargos de serviço do sistema – ESS em razão dos esquemas de cortes de geração a que se refere o caput.
§ 2º Os montantes de cortes de geração devem ser somados à geração verificada para fins de cálculo e revisão de garantia física e no cálculo do consumo líquido para o autoprodutor.
§ 3º O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), em até 60 (sessenta) dias, contados da data de publicação deste dispositivo, deverá apurar os valores dos cortes de geração a partir de 1º de setembro de 2023 até a presente data, calculados nos termos do caput, e enviá-los à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que deverá calcular os ressarcimentos e processar as devidas compensações, em um prazo de 90 (noventa) dias, contado da data de publicação desta Lei, para os eventos que ainda não tenham sido objeto de compensação.
§ 4º Serão aplicadas as compensações de que trata o § 3º ao agente de geração que manifestar à CCEE, em um prazo de 60 (sessenta) dias, contado da data de publicação desta Lei, a renúncia ao direito de ação judicial cujo objeto seja questionar o ressarcimento dos cortes de geração anteriormente à presente data e apresentar, quando for o caso, cópia do protocolo do requerimento de extinção do processo com resolução de mérito de ação judicial de mesmo objeto, ficando as partes isentas do pagamento dos honorários advocatícios de sucumbência.
§ 5º Em um prazo de 60 (sessenta) dias, contado da data de publicação deste dispositivo, a Aneel deverá aprovar os procedimentos e as regras de comercialização, que reflitam os termos do caput.
§ 6º O ONS deverá publicar o conjunto de informações técnicas necessárias para a reprodutibilidade dos esquemas de cortes de geração de que trata o caput, em observância aos princípios da transparência e da motivação.”
Razões do veto
“O dispositivo contraria o interesse público ao abranger, para efeito de ressarcimento de corte de geração, todos os eventos de origem externa, independentemente da causa, o que ampliaria o escopo de compensações e transferiria aos consumidores os custos desses ressarcimentos. Adicionalmente, ao impor ressarcimentos retroativos a todos os eventos que deram causa aos cortes de geração, a medida elevaria, de forma significativa, as tarifas, afetando a modicidade tarifária. Ademais, o dispositivo estimularia a sobreoferta de energia, agravando o problema em tela, tanto pela ampliação dos cortes de energia como por seus consequentes ressarcimentos, gerando novas rodadas de impacto tarifário.” Ouvidos, o Ministério de Minas e Energia e o Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços manifestaram-se pelo veto aos seguintes dispositivos do Projeto de Lei de Conversão:
Art. 9º do Projeto de Lei de Conversão, na parte em que inclui o art. 2º-E na Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004
“Art. 2º-E. A Aneel deverá estabelecer mecanismos para compartilhamento dos riscos associados à produção energética decorrentes de restrições operativas impostas por necessidades sistêmicas a empreendimentos hidrelétricos, eólicos e solares fotovoltaicos outorgados.”
Razões do veto
“O dispositivo contraria o interesse público ao restringir o alcance de eventual solução regulatória para o compartilhamento de riscos decorrentes de restrições operativas impostas por necessidades sistêmicas apenas a empreendimentos outorgados.”
Ouvido, o Ministério de Minas e Energia manifestou pelo veto aos seguintes dispositivos do Projeto de Lei de Conversão:
Art. 9º do Projeto de Lei de Conversão, na parte em que altera o § 3º do art. 3º da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004
“§ 3º O poder concedente, com vistas a garantir a segurança energética e continuidade do fornecimento de energia elétrica, deverá:
I – apurar, anualmente, para o ano corrente e os 4 (quatro) anos seguintes, a necessidade de contratação de reserva de capacidade, conforme disposto no caput deste artigo, com a indicação da localização dos empreendimentos a serem contratados; e
II – realizar, anualmente, a contratação da reserva de capacidade cuja necessidade tenha sido indicada no planejamento.”
Razões do veto
“O dispositivo contraria o interesse público ao impor a apuração e a contratação anual de reserva de capacidade, com indicação de localização de empreendimentos.
Uma vez que a realização de leilões deve considerar a oferta disponível e a possibilidade de ganhos de eficiência decorrentes do agrupamento de demandas, estabelecer a periodicidade para apuração e indicar a localização pode conduzir a contratações ineficientes e gerar impactos tarifários.”
Art. 10. do Projeto de Lei de Conversão, na parte em que inclui o art. 1º-A na Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009
“Art. 1º-A. As concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviços e instalações de distribuição de energia elétrica nos denominados Sistemas Isolados deverão atender à totalidade dos seus mercados por meio de chamada pública que abrangerá todos os serviços de energia elétrica, desde a produção até a entrega final ao usuário.
§ 1º O início do suprimento nessa modalidade ocorrerá a partir do fim dos contratos de suprimento atualmente vigentes nessas localidades.
§ 2º O poder concedente definirá em regulamento as premissas para a realização das chamadas públicas contendo, dentre outros, incentivo a implementação de soluções sustentáveis.”
Razões do veto
“O dispositivo contraria o interesse público ao impor a contratação integral do suprimento dos Sistemas Isolados por meio de chamada pública pelas distribuidoras locais. As competências relativas ao planejamento e à definição das diretrizes de contratação nessas localidades são próprias do Poder Concedente, e o dispositivo, ao atribuir às concessionárias, permissionárias e autorizadas a prerrogativa de substituir o modelo atual de contratação, compromete a coerência do processo de planejamento e a adequada coordenação das políticas públicas aplicáveis aos Sistemas Isolados.”
Ouvidos, o Ministério de Minas e Energia, o Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços, o Ministério da Fazenda e o Ministério do Planejamento e Orçamento manifestaram-se pelo veto ao seguinte dispositivo do Projeto de Lei de Conversão:
Art. 14. do Projeto de Lei de Conversão, na parte em que altera o caput do art. 11 da Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022
“Art. 11. As centrais geradoras que se enquadrem nas características previstas no art. 1º e já tenham sido objeto de registro, de concessão, de permissão ou de autorização no Ambiente de Contratação Livre (ACL) ou no Ambiente de Contratação Regulada (ACR), ou tenham entrado em operação comercial para geração de energia elétrica no ACL ou no ACR ou tenham tido sua energia elétrica contabilizada no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) ou comprometida diretamente com concessionária ou permissionária de distribuição de energia elétrica, no ACR, poderão solicitar, a qualquer tempo, enquadramento como microgeração ou minigeração distribuída, desde que se conectem ao sistema de distribuição de energia elétrica, as instalações elétricas privativas das centrais de geração permaneçam sob propriedade de seus titulares, sem sua incorporação pelas concessionárias ou permissionárias de distribuição de energia elétrica, e se submetam à regra disposta no § 1º do art. 17 no ato de enquadramento como microgeração ou minigeração distribuída.”
Razões do veto
“O dispositivo contraria o interesse público ao permitir o enquadramento, sem contrapartidas, de centrais geradoras já existentes como microgeração ou minigeração distribuída. A medida altera o modelo regulatório e cria tratamento diferenciado a agentes que não foram concebidos para operar nesse regime, o que compromete a coerência normativa majorando o preço da energia.”
Ouvidos, o Ministério de Minas e Energia e o Ministério do Planejamento e Orçamento manifestaram-se pelo veto aos seguintes dispositivos do Projeto de Lei de Conversão:
Art. 15. do Projeto de Lei de Conversão, na parte em que altera o § 2º e inclui o § 2º-A no art. 47 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997
“§ 2º A apuração do montante dos royalties será feita considerando o valor de mercado do petróleo, gás natural ou condensado, definido como a média das cotações divulgadas por agências de informação de preços reconhecidas internacionalmente que reportem preços finais de transações entre partes independentes.”
“§ 2º-A. Inexistindo a informação de que trata o § 2º, adotar-se-á, nesta ordem, a metodologia estabelecida pela Lei nº 14.596, de 14 de junho de 2023, ou o preço de referência a ser regulamentado por decreto do Presidente da República, que observará os preços de mercado do petróleo, gás natural ou condensado, as especificações do produto e a localização do campo.”
Art. 17. do Projeto de Lei de Conversão, na parte em que altera o § 1º no art. 42-A na Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010
“§ 1º Os critérios para a apuração do valor dos royalties observarão o disposto no art. 47 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997.”
Razões do veto
“O dispositivo contraria o interesse público ao redefinir a base de cálculo do preço de referência do petróleo, do gás natural e do condensado, o que gera insegurança jurídica e risco de judicialização, bem como compromete investimentos de longo prazo em curso no setor de óleo e gás. Ao utilizar cotações de agências internacionais para a formação de índice para o pagamento de receitas petrolíferas, traz-se incerteza para a arrecadação governamental, visto que tais cotações não refletem os valores e as características físico-químicas das correntes de petróleo produzidas no País.
Além disso, o uso das cotações internacionais enseja questões de limitação na oferta da informação, criando risco de assimetria e garantia da sua adequação para os fins a que se destina. Adicionalmente, a aplicação, como alternativa ao preço de referência do petróleo, de metodologia de preço de transferência, formalmente utilizada para efeitos tributários, é inadequada, tendo em vista as diferentes naturezas dos conceitos e de sua aplicabilidade, especialmente em relação às suas finalidades, às diferenças temporais de apuração e à extensão das operações econômicas envolvidas.
Diante do exposto, reforça-se o risco de manutenção do dispositivo em razão das incertezas trazidas pela mudança da fórmula utilizada no cálculo do preço de referência do petróleo, sem a devida avaliação de seus efeitos econômicos e jurídicos, inclusive em relação à arrecadação.
Por fim, considerando o veto ao art. 15 do Projeto de Lei, na parte que altera o art. 47, da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997 e que os demais requisitos previstos no referido artigo já existem, veta-se por arrastamento o art. 17 do Projeto de Lei, na parte que altera o § 42-A na Lei 12.351, de 22 de dezembro de 2010.”
Ouvido, o Ministério da Fazenda manifestou-se pelo veto aos seguintes dispositivos do Projeto de Lei de Conversão:
Art. 17. do Projeto de Lei de Conversão, na parte em que inclui o inciso III do § 4º do art. 47 na Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010
“III – a disponibilização de linhas de financiamento reembolsável para investimentos em infraestrutura estratégica no setor de gás natural, nos termos do art. 47-B.”
Art. 17. do Projeto de Lei de Conversão, na parte em que inclui o art. 47-B na Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010
“Art. 47-B. Fica autorizada a utilização do superávit financeiro do Fundo Social como fonte de recursos para a disponibilização de linhas de financiamento reembolsável para investimentos em infraestrutura estratégica no setor de gás natural.
§ 1º As linhas de financiamento de que trata o caput serão fornecidas por instituições financeiras oficiais federais que assumirão os riscos das operações, incluído o risco de crédito, e as ofertarão a pessoas jurídicas de direito privado.
§ 2º O Conselho Nacional de Política Energética estabelecerá as diretrizes para a definição de projetos como infraestrutura estratégica de que trata o caput.
§ 3º As condições, os encargos financeiros, os prazos e as demais normas regulamentadoras das linhas de financiamento de que trata o caput serão estabelecidos pelo Conselho Monetário Nacional.
§ 4º Para o repasse dos recursos do Fundo Social de que trata este artigo às instituições financeiras oficiais federais, a União, por intermédio do Ministério da Fazenda, celebrará contrato, mediante dispensa de licitação, para fins de operacionalizar o repasse dos recursos.”
Razões do veto
“O dispositivo contraria o interesse público ao autorizar a utilização do superávit financeiro do Fundo Social para financiar, por meio de linhas de crédito reembolsável, investimentos em infraestrutura estratégica do setor de gás natural.
Ao alocar recursos em operações de crédito direcionadas a agentes privados, o dispositivo descaracteriza as finalidades originalmente atribuídas ao Fundo Social.
Considerando o veto ao art. 17 do Projeto de Lei de Conversão, na parte que inclui o art. 47-B na Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010, e que a previsão do inciso III do § 4º depende integralmente do referido artigo para produzir efeitos, veta-se por arrastamento o art. 17 do Projeto de Lei de Conversão, na parte que inclui o inciso III do § 4º do art. 47 na Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010.”
Ouvidos, o Ministério de Minas e Energia e o Ministério da Fazenda manifestaram-se pelo veto ao seguinte dispositivo do Projeto de Lei de Conversão:
Art. 18. do Projeto de Lei de Conversão
“Art. 18. O art. 11 da Lei nº 8.429, de 2 de junho de 1992, passa a vigorar acrescido do seguinte inciso XIII:
‘Art. 11. ………………………………
…………………………………………..
XII – …………………………………….
XIII – omitir-se, dolosamente e sem justa causa, na apuração ou na realização das contratações de empreendimentos ou serviços legalmente exigidos para garantir a segurança energética e a continuidade do fornecimento de energia elétrica.
…………………………………………..’ (NR)”
Razões do veto
“O dispositivo contraria o interesse público ao ampliar o rol taxativo da Lei nº 8.429, de 2 de junho de 1992 (Lei de Improbidade Administrativa) para incluir conduta setorial específica relacionada a contratações no âmbito da segurança energética. O dispositivo introduz insegurança jurídica na atuação dos agentes públicos, podendo comprometê-la.”
Ouvido, o Ministério do Meio Ambiente e Mudança do Clima manifestou-se pelo veto ao seguinte dispositivo do Projeto de Lei de Conversão:
Art. 20. do Projeto de Lei de Conversão, na parte em que inclui o § 3º no art. 24 da Lei nº 15.190, de 8 de agosto de 2025
“§ 3º A análise do licenciamento dos empreendimentos de que trata o § 2º deverá ser concluída em 90 (noventa) dias se:
I – tiverem sido cumpridas as seguintes etapas:
a) definição do conteúdo e elaboração do TR pela autoridade licenciadora, ouvidas as autoridades envolvidas, quando for o caso;
b) requerimento da LAE, acompanhado dos documentos, dos projetos, do cronograma e dos estudos ambientais exigidos, de responsabilidade do empreendedor, bem como de anuências, de licenças, de autorizações, de certidões, de outorgas e de outros documentos necessários ao licenciamento ambiental especial;
c) apresentação à autoridade licenciadora das manifestações das autoridades envolvidas, quando for o caso;
d) análise, pela autoridade licenciadora, dos documentos, dos projetos, do cronograma e dos estudos ambientais apresentados, realização de audiência pública e, se necessário, solicitação de informações adicionais e complementares, uma única vez;
II – tiverem sido apresentados o EIA e respectivo Rima, conforme TR definido pela autoridade licenciadora.”
Razões do veto
“O dispositivo contraria o interesse público ao impor prazo exíguo e rígido para a conclusão da análise do licenciamento ambiental especial de usinas hidrelétricas, cujos impactos socioambientais são expressivos e requerem avaliação técnica aprofundada. A fixação do prazo nos termos do dispositivo desconsidera a complexidade inerente ao processo de licenciamento e a efetividade da análise ambiental.”
Ouvido, o Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços manifestou-se pelo veto ao seguinte dispositivo do Projeto de Lei de Conversão:
Art. 22. do Projeto de Lei de Conversão, na parte em que inclui o § 1º no art. 2º-A da Lei nº 11.488, de 15 de junho de 2007
“§ 1º Ato do Poder Executivo federal poderá disciplinar o disposto no caput, inclusive em relação ao montante mínimo destinado aos projetos de investimento em sistemas de armazenamento de energia relativamente à renúncia fiscal no âmbito do Reidi, ficando vedada a exigência de conteúdo local.”
Razões do veto
“O dispositivo contraria o interesse público ao vedar a possibilidade de estabelecimento de requisitos de conteúdo local em projetos de armazenamento de energia no âmbito do Reidi. Ao impedir que o Poder Executivo avalie a conveniência de exigir conteúdo local em iniciativas estratégicas para a transição energética, o dispositivo limita a ação governamental e afasta a coerência com diretrizes voltadas ao fortalecimento da indústria e da geração de empregos.”
Essas, Senhor Presidente, são as razões que me conduziram a vetar os dispositivos mencionados do Projeto de Lei de Conversão em causa, as quais submeto à elevada apreciação dos Senhores Membros do Congresso Nacional.