Publicada em 25 de novembro, a Lei 15.269/25 busca modernizar o marco regulatório do setor elétrico para promover segurança energética e modicidade tarifária, além de ampliar o acesso ao mercado livre de energia, criar incentivos para o armazenamento de eletricidade, estabelecer limites para os gastos da conta de desenvolvimento energético (CDE), entre outras ações.

Nesta publicação, apresentamos os principais pontos da nova lei, que afeta diversos segmentos do mercado de energia elétrica, ao promover uma reforma estrutural no setor. Esperamos, assim, contribuir para que as partes interessadas tenham mais clareza sobre os possíveis impactos trazidos pela atualização da legislação.

1. A ABERTURA DO MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA E O PAPEL DO SUPRIDOR DE ÚLTIMA INSTÂNCIA

A Lei 15.269/25 consolida e conclui o processo de abertura gradual do ambiente de contratação livre de energia (ACL).

A nova norma estabelece a data de 25 de novembro de 2025 como marco final para a conclusão do processo de abertura do ACL aos consumidores atendidos em tensão inferior a 2,3kV.

Cronograma de abertura do ACL

• 
  Consumidores industriais e comerciais: em até 24 meses após a entrada em vigor do dispositivo.
• Demais consumidores (residenciais e rurais): em até 36 meses após a entrada em vigor do dispositivo.

Condições para uma transição ordenada e segura para o mercado livre de energia

• 
  Atendimento integral da carga do consumidor por meio da contratação de energia no mercado livre com um ou mais fornecedores.
• Desenvolvimento e execução de um plano de comunicação voltado à conscientização dos consumidores cativos sobre a opção de migrar para o ACL.
• Definição das tarifas aplicáveis aos consumidores no ACL e no ambiente de contratação regulada (ACR), com separação clara dos custos das distribuidoras.
• Regulamentação do supridor de última instância (SUI) para garantir segurança de suprimento aos consumidores livres.
• Elaboração de um produto padrão e de um preço de referência para facilitar a comparação entre ofertas e promover transparência e simplicidade – especialmente para os consumidores de baixa tensão.
• Regulamentação do encargo de sobrecontratação ou exposição involuntária das concessionárias e permissionárias de distribuição.

2. AUTOPRODUÇÃO POR EQUIPARAÇÃO

Autoprodutor por equiparação é aquele que tem demanda contratada agregada igual ou superior a 30.000 kW, dividida por unidades de consumo com demanda individual igual ou superior a 3.000 kW. O autoprodutor precisa atender aos seguintes critérios:

• participar, direta ou indiretamente, do capital social da sociedade empresarial titular da outorga; ou
• estar sob controle societário comum, ser controlador, controlado ou coligado à sociedade empresarial titular da outorga.

Em ambos os casos, a sociedade empresarial titular da outorga de geração deverá ter:

• iniciado a operação comercial a partir de 15 de junho de 2007; ou
• requerido formalmente e sido enquadrada no regime de autoprodução durante a vigência da Lei 11.488/07 – mesmo que já estivesse operando comercialmente antes da vigência dessa lei.

Será exigida a participação societária de pelo menos 30%, considerando o total de ações com direito a voto do acionista equiparado ou do seu grupo econômico, conforme o caso. A regra se aplica às estruturas societárias em que existam ações sem direito a voto, que atribuam a seus titulares direitos econômicos superiores às ações com direito a voto.

Regras de transição do novo regime de autoprodução por equiparação

Ficam assegurados os direitos adquiridos e os efeitos dos atos jurídicos celebrados durante a vigência das normas anteriores.

Os limites mínimos de demanda contratada e participação societária para enquadramento no regime de autoprodução não se aplicam aos consumidores que:

• tenham sido equiparados à autoprodução com contratos submetidos à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) até a data de publicação da Lei 15.269/25; ou
• integrem grupo econômico que detenha 100% das ações da empresa titular da outorga ou registro para produção de energia; ou
• submetam à CCEE, em até três meses contados da data de publicação da Lei 15.269/25, contratos de compra e venda ou opção de compra e venda, direta ou indireta, de ações ou quotas da sociedade titular da outorga de geração. A efetiva transferência de ações ou quotas deverá ser concluída no prazo de 36 meses contados da data de celebração dos contratos da operação e comprovada na CCEE.

3. GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

Armazenamento de energia para projetos de GD habilitados no Reidi

Projetos de MMGD que utilizem sistemas de geração solar e estejam habilitados no Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (Reidi) deverão prever sistemas de armazenamento químico de energia, de acordo com o regulamento a ser editado pelo Poder Executivo.

4. REGIME DA ENERGIA INCENTIVADA (DESCONTOS NA TUSD/TUST)

Direito adquirido dos projetos com outorgas emitidas até a data de publicação da Lei 15.269/25

Projetos com outorga emitida até a data de publicação da Lei 15.269/25, inclusive aquelas já emitidas com base na Medida Provisória 998/20, mantêm o direito à redução nas tarifas de uso do sistema de distribuição e de uso do sistema de transmissão (Tusd/Tust).

Já os consumidores que, a partir da entrada em vigor da lei, migrarem para o ACL ou solicitarem a ampliação do montante de uso nos sistemas de transmissão/distribuição – caso já tenham exercido a opção de migração – não terão direito ao desconto na Tusd/Tust.

A possibilidade de aplicar os descontos sobre os montantes contratados até a entrada em vigor da lei, porém, será mantida.

Opção de solicitar revogação de outorgas de geração sem penalidades

As outorgas de geração de energia elétrica que receberam prazo adicional de 36 meses para cumprimento das condicionantes para se enquadrar às regras de desconto na Tusd/Tust poderão ser revogadas pela Aneel, mediante solicitação do titular da outorga, sem a aplicação de penalidades ou sanções.

Para isso, o empreendedor deve fazer a solicitação até 30 dias após a publicação da Lei 15.269/25. Além disso, o contrato de uso de sistema de transmissão/distribuição (Cust/d) não pode ter sido assinado.

Opção de postergar o início da execução do Cust

Empreendimentos de geração poderão requerer a postergação do início da execução do Cust, desde que:

• não tenham comercializado energia no mercado regulado e respeitado o prazo para iniciar a operação comercial estipulado em sua outorga; e
• apresentem garantia prévia para celebração do Cust (GPC) – caso ainda não tenham apresentado.

5. CURTAILMENT

Ressarcimento por esquemas de corte de geração

De acordo com o inciso IV do parágrafo 10 do artigo 1º da Lei 10.848/04 – introduzido pela Lei 15.269/25 –, quaisquer eventos motivados por indisponibilidades em instalações de transmissão externas às respectivas usinas serão ressarcidos por meio do encargo do serviço do sistema (ESS).

O mesmo vale para empreendimentos que forneçam reserva de potência operativa – incluindo empreendimentos hidrelétricos – para atender aos requisitos de inércia do sistema, regulação da frequência e capacidade de partida autônoma.

Ressarcimento por esquemas de corte de geração de usinas eólicas e solares fotovoltaicas conectadas ao SIN (com efeitos a partir de 1º de setembro de 2023 até a entrada em vigor da Lei 15.269)

O ressarcimento dos custos relativos à indisponibilidade externa e ao atendimento dos requisitos de confiabilidade elétrica da operação requer assinatura de termo de compromisso com renúncia ao direito sobre o qual se baseia a ação. Além disso, é preciso desistir de eventual ação judicial em curso.

Caberá ao ONS apurar, em prazo não definido, os montantes dos cortes de geração. Já o cálculo dos ressarcimentos será feito pela CCEE.

Ressarcimentos devidos e ainda não liquidados por agentes de geração eólica e solar fotovoltaica em contrato de reserva (CER) e contrato de comercialização de energia no ambiente regulado (CCEAR), na modalidade disponibilidade, serão destinados à compensação prevista acima.

6. SISTEMAS DE ARMAZENAMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA

A nova norma prevê o reconhecimento legal do armazenamento de energia elétrica como atividade integrante do setor elétrico brasileiro.

Regulamentação

A regulamentação dos sistemas de armazenamento de energia elétrica deverá permitir os seus múltiplos usos, desde a operação dos sistemas de armazenamento de energia elétrica de forma autônoma ou integrada às outorgas de geração, comercialização, transmissão e distribuição de energia elétrica.

A regulamentação deverá considerar os diferentes atributos dos sistemas de armazenamento de energia para o sistema elétrico, incluindo:

• flexibilidade;
• potência;
• serviços ancilares; e
• comercialização de energia elétrica.

O papel da Aneel

Caberá à Aneel regular, fiscalizar e definir as regras de remuneração e de acesso aplicáveis à implantação e operação de sistemas de armazenamento de energia elétrica conectados ao SIN e aos sistemas isolados.

Forma de concessão

A concessão desses sistemas de armazenamento será feita por meio de licitação, nas modalidades de concorrência ou leilão.

Essa regra, entretanto, não se aplica às usinas hidrelétricas reversíveis (UHR), desde que os estudos de planejamento do setor demonstrem a necessidade de sua localização na rede básica.

Reidi para projetos de investimentos em projetos de armazenamento de energia

Projetos de investimento em sistemas de armazenamento de energia são elegíveis ao benefício do Reidi, desde que tenham o objetivo de promover a transição energética, a modernização e estabilidade do setor elétrico, de acordo com a regulamentação do Poder Executivo.

O benefício estará limitado a R$1 bilhão, a cada exercício, e vai vigorar de 1º de janeiro de 2026 a 31 de janeiro de 2030.

O Poder Executivo poderá reduzir a zero as alíquotas do Imposto sobre a Importação relativo aos sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS, na sigla em inglês) e seus componentes.

7. REGRAS DE ACESSO AOS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO E DISTRIBUIÇÃO

A Lei 15.269/25 introduz um conjunto de disposições voltadas ao acesso, ao uso e à expansão dos sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica. O objetivo é reforçar a competência regulatória da Aneel e promover maior integração entre planejamento da geração, transmissão e armazenamento no SIN.

As alterações abrangeram as Leis 9.074/1995, 9.648/1998, 9.433/1997 e 10.847/2004 e estabelecem as bases para um modelo mais estruturado de planejamento e alocação de capacidade de rede, orientado pela modicidade tarifária, eficiência econômica e segurança energética.

Condições gerais de acesso e competência regulatória

O artigo 5º da Lei 15.269/25 altera o artigo 9º da Lei 9.648/98, consolidando a competência da Aneel para regular as tarifas e definir as condições gerais de contratação do acesso e uso dos sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica.

A nova redação autoriza a agência a estabelecer requisitos técnicos e operacionais, incluindo controle, capacidade, flexibilidade e armazenamento de energia.

A medida visa adequar o acesso à rede às exigências de estabilidade e confiabilidade do sistema elétrico.

Novas solicitações de acesso à rede

A Lei 15.269/25 insere o artigo 8º-A na Lei 9.074/95, criando uma condição financeira para novos empreendimentos de geração que solicitarem acesso aos sistemas de transmissão ou distribuição.

Principais impactos da medida:

• Os agentes deverão custear a contratação de reserva de capacidade proporcional à energia gerada, enquanto não atenderem aos requisitos técnicos definidos pela Aneel – conforme parágrafo 2º do artigo 9º da Lei 9.648/98, que trata de controle, capacidade, flexibilidade e armazenamento.
• O pagamento permanece devido até que o empreendimento comprove, para a Aneel, atender de forma integral aos requisitos técnicos de acesso e operação e garantir que a conexão não gera custos adicionais ao sistema nem compromete sua confiabilidade.

O modelo busca assegurar que os agentes que demandam capacidade adicional contribuam para o seu financiamento, enquanto os encargos são distribuídos de forma proporcional entre os usuários do sistema, de acordo com o benefício e o impacto de cada perfil de consumo ou geração.

8. SEGURANÇA ENERGÉTICA E OPERAÇÃO DO SIN

A Lei 15.269/25 estabelece diretrizes normativas específicas voltadas à modernização do marco regulatório do setor elétrico. Há um foco explícito na garantia da segurança energética, combinando mecanismos de expansão de oferta, reforço operacional, instrumentos de backup para o sistema e medidas de planejamento integradas.

Recursos hídricos

A nova norma promove ajustes estruturais na Lei 9.433/97, os quais reforçam que a gestão integrada dos recursos hídricos também atende ao objetivo de garantir segurança hídrica e energética, por meio de incentivo à implantação de obras de acumulação de água.

Isso vincula o planejamento energético à Política Nacional de Recursos Hídricos (PNRH) e permite conectar expansão e operação do sistema elétrico à disponibilidade hídrica.

Na operação do SIN, serão consideradas:

• as restrições de defluência e armazenamento dos reservatórios;
• as restrições de rampa de subida e descida das usinas hidrelétricas e termelétricas; e
• a reserva de potência operativa.

Distribuição de energia elétrica

Concessionárias ou permissionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica deverão participar do planejamento do setor elétrico e da elaboração dos planos e estudos de expansão do SIN. Caberá a esses agentes cumprir, em sua área de concessão e permissão, as determinações técnicas ou administrativas decorrentes do planejamento.

Encargo de reserva de capacidade

USUÁRIOS FINAIS DO SIN

Todos os custos referentes à contratação de reserva de capacidade, incluindo administrativos, financeiros e encargos tributários, devem ser suportados pelos usuários finais de energia elétrica do SIN, incluindo os:

• consumidores livres e especiais;
• autoprodutores de energia, na parcela de energia elétrica decorrente da sua interligação ao SIN; e
• geradores de energia, nos casos previstos na legislação.

Os critérios para rateio deverão ser proporcionais ao consumo ou à geração, conforme o caso, e à contribuição do perfil de carga.

MECANISMO COMPETITIVO DE RESPOSTA À DEMANDA

A Aneel estabelecerá mecanismo competitivo para incentivar a geração de energia e a resposta do consumo nos horários de maior demanda do sistema elétrico. O mecanismo será custeado pelo encargo de reserva de capacidade, de acordo com a regulamentação.

Leilões de reserva de capacidade

A Lei 15.269/25 inclui diretrizes específicas para o leilão de reserva de capacidade, determinando que:

• a quantidade de potência será homologada pelo poder concedente;
• o processo deve atender às necessidades do mercado nacional;
• a contratação considera empreendimentos existentes e novos, para reforço imediato ou futuro.

Está prevista a contratação de reserva de capacidade, com término em 31 de dezembro de 2040, para empreendimentos de geração termelétrica a carvão mineral nacional que estejam:

• abrangidos pelo inciso V do artigo 13 da Lei 10.438/2002, em quantidade correspondente ao consumo do montante mínimo de compra de carvão mineral nacional estipulado nos contratos de fornecimento em vigor em 31 de dezembro de 2022; e
• com CCEAR em vigor em 31 de dezembro de 2022 e previsão de término não superior a 31 de dezembro de 2028.

O Poder Executivo poderá:

• estabelecer requisitos de controle, capacidade, flexibilidade e armazenamento de energia e;

• exigir que as usinas tenham capacidade de armazenar, no máximo, 5% da inflexibilidade diária média da usina.

Sistemas de armazenamento hidráulico

REGULAÇÃO DE RESTRIÇÕES OPERATIVAS E SERVIÇOS SISTÊMICOS

Há dispositivos que regulam o acionamento da reserva de potência para atender à inércia e à capacidade de partida autônoma no planejamento e no despacho – requisitos diretamente relacionados à segurança operativa do SIN.

Essa previsão consolida parâmetros operacionais essenciais para a estabilidade e retomada do sistema.

9. PRORROGAÇÕES DAS CONCESSÕES DAS HIDRELÉTRICAS

• Usinas hidrelétricas com capacidade superior a 50 MW

Foram incluídos na Lei 12.783/13 os artigos 1º-A e 1º-B. Ambos regulam a possibilidade de prorrogação ou licitação de outorgas de usinas hidrelétricas com capacidade instalada superior a 50 MW, concedidas antes de 11 de dezembro de 2003. O poder concedente poderá prorrogar ou licitar os empreendimentos enquadrados nesse critério.

A prorrogação das outorgas fica sujeita ao cumprimento de condições específicas, que incluem:

• pagamento à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) correspondente a 50% do valor estimado da concessão;
• pagamento pela outorga correspondente a 50% do valor estimado da concessão (esse valor será destinado à CDE nas hipóteses de prorrogação ou licitação de outorgas com vencimento até 31 de dezembro de 2032);
• adoção do regime de produção independente de energia, inclusive em relação às condições de extinção das outorgas, de encampação das instalações e de eventual indenização devida;
• assunção do risco hidrológico pelo concessionário, sendo proibida, após a prorrogação, a repactuação prevista pela Lei 13.203/15;
• recálculo da garantia física, com validade a partir do início da prorrogação e sujeição a revisões periódicas, sem limite de variação em relação ao valor antes em vigor;
• prazo de até 30 anos para a nova outorga; e
• possibilidade de o Poder Executivo exigir percentual mínimo de energia destinado ao ACR nas concessões prorrogadas.

Regime de cotas

O novo regramento não prevê novas prorrogações de concessões hidrelétricas sob o regime de cotas. As prorrogações futuras deverão ocorrer exclusivamente no regime de produção independente de energia elétrica.

As concessões atualmente em vigor sob o regime de cotas permanecem válidas até o término de suas outorgas, observadas as condições originalmente pactuadas.

A Lei 15.269/25 não institui regime de transição, nem altera automaticamente a natureza jurídica das concessões vigentes antes do vencimento contratual.

• Pequenas e médias centrais hidrelétricas (entre 5 MW e 50 MW)

O novo artigo 2º da Lei 12.783/13 – alterado pela Lei 15.269/25 – autoriza, de forma expressa, a prorrogação a título oneroso das outorgas de aproveitamento hidráulico superior a 5 MW e igual ou inferior a 50 MW. Para isso, a outorga não pode ter sido prorrogada antes e deve estar em vigor na data de publicação da Lei 15.269/25.

A mudança alinha o tratamento das pequenas e médias centrais hidrelétricas (PCHs e CGHs) ao regime de prorrogação aplicável às grandes usinas, preservando, porém, a natureza onerosa e condicionada da renovação.

A Lei 15.269/25 também remete ao parágrafo 1º-A do artigo 1º da Lei 12.783/13, garantindo uniformidade em relação aos critérios de cálculo e às obrigações associadas à prorrogação.

Licitação das outorgas não prorrogadas

O novo artigo 8º da Lei 12.783/13, alterado pela Lei 15.269/25 – estabelece que as outorgas de geração e as concessões de transmissão e distribuição que não forem prorrogadas deverão ser licitadas, nas modalidades leilão ou concorrência, por prazo de até 30 anos.

As licitações poderão adotar os critérios previstos nos incisos I e II do artigo 15 da Lei 8.987/95 (menor tarifa, maior oferta ou combinação de ambos) e observar os parâmetros definidos nos parágrafos 1º a 6º e 8º do novo artigo 1º-B da Lei 12.783/13.

Ainda na Lei 12.783/13, o parágrafo 11 do novo artigo 8º delimita a aplicação das regras de transição apenas às usinas licitadas até a data de entrada em vigor da nova norma, preservando a segurança jurídica dos processos anteriores.

Antecipação dos efeitos da prorrogação

O novo artigo 13 da Lei 12.783/13, alterado pela Lei 15.269/25, determina que, na hipótese de antecipação dos efeitos da prorrogação, o poder concedente deverá definir:

• a tarifa ou receita inicial aplicável às concessões de transmissão e distribuição; e
• os pagamentos referentes à quota anual à CDE e à outorga para os empreendimentos de geração.

Esse dispositivo estabelece a base normativa para a aplicação imediata dos efeitos econômicos das prorrogações autorizadas, inclusive em relação aos fluxos de pagamento vinculados à CDE e aos valores de outorga.

10. REPACTUAÇÃO DO RISCO HIDROLÓGICO

A Lei 15.269/25 regula de forma específica a repactuação do risco hidrológico associada ao Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), estabelecendo limites temporais e condições para sua aplicação futura.

As disposições previstas na lei consolidam a fase final da política pública de tratamento do risco hidrológico no MRE, ao:

• impor prazo final para novas repactuações (12 meses);
• criar mecanismo estruturado de compensação para litígios judiciais pendentes, com eventual extensão de outorga;
• estabelecer que prorrogações de concessões pressupõem que o concessionário assuma de forma integral o risco hidrológico;
• reforçar limites para revisões de garantia física, dando estabilidade ao MRE.

Com isso, busca-se encerrar o ciclo de medidas excepcionais adotadas desde 2015, promovendo segurança jurídica, previsibilidade regulatória e estabilidade no mercado de energia elétrica.

Prazo para repactuação

O artigo 12 da Lei 15.269/25 altera a Lei 13.203/15 e veda a repactuação do risco hidrológico após 12 meses da entrada em vigor do dispositivo.

Essa previsão busca acabar definitivamente com o período de repactuações extraordinárias, trazendo previsibilidade regulatória e segurança jurídica ao setor, ao limitar temporalmente a possibilidade de adesão a mecanismos extraordinários de compensação.

Negociação de passivos judiciais relacionados ao risco hidrológico

A Lei 15.269/25 também cria mecanismo econômico-financeiro para solucionar pendências judiciais relacionadas ao risco hidrológico.

Valores não pagos decorrentes de decisões judiciais sobre risco hidrológico no MRE poderão ser negociados em mecanismo centralizado operacionalizado pela CCEE.

De acordo com o parágrafo 1º do novo artigo 2º-F da Lei 13.203/15, alterado pela Lei 15.269/25, esse processo seguirá diretrizes específicas e poderá envolver a extensão de outorgas por até sete anos, como forma de compensação.

O mecanismo visa solucionar litígios e desbloquear valores pendentes no mercado de curto prazo, mitigando impactos na liquidação financeira e promovendo a normalização das operações no mercado elétrico.

Assunção de risco hidrológico em prorrogações de concessão

Para as outorgas hidrelétricas, a Lei 15.269/25 introduz uma regra que impõe a assunção do risco hidrológico como condição para prorrogação de concessões e proíbe a repactuação prevista na Lei 13.203/15.

Assim, nas concessões prorrogadas, o concessionário tem que assumir responsabilidade integral do risco e fica impedido de fazer novas repactuações. 

Compatibilização com revisões de garantia física

Os parâmetros sobre revisões de garantia física das usinas participantes do MRE também foram atualizados pela Lei 15.269/25, garantindo que ajustes decorrentes da operação e da hidrologia sejam limitados e previsíveis.

Revisões ordinárias de garantia física terão limite de 5% por revisão e 10% ao longo da outorga.

A mudança reforça a transparência e previsibilidade na gestão das cotas de geração e na alocação de energia.

11. FORMAÇÃO DE PREÇOS

Nos processos de definição de preços e contabilização e liquidação das operações do mercado de curto prazo (MCP), serão considerados intervalos de tempo previamente estabelecidos. Os preços deverão refletir as variações do valor econômico da energia elétrica e considerar: 

• os elementos para operação e planejamento do SIN;
• o MRE;
• os serviços ancilares de energia; e
• limites de preços mínimo e máximo.

12. LICENCIAMENTO AMBIENTAL ESPECIAL PARA USINAS HIDRELÉTRICAS, INCLUINDO USINAS REVERSÍVEIS

O licenciamento ambiental especial tratado na Lei 15.190/25 passa a contemplar usinas hidrelétricas e seus reservatórios, incluindo usinas reversíveis.

13. NOVA ESTRUTURA ORGANIZACIONAL DA ANEEL E CCEE

A reforma promovida pela Lei 15.269/25 também moderniza a estrutura institucional do setor elétrico. Foram feitos ajustes importantes nas competências e na organização de duas das principais entidades regulatórias:

• A principal mudança estrutural é a autorização para que a agência instale unidades administrativas regionais. Essa inovação permitirá à Aneel descentralizar sua atuação, ampliar a capacidade fiscalizatória e se aproximar das realidades locais, promovendo uma regulação mais ágil e eficiente. Além disso, a Aneel passa a ter competência ampliada para regular o armazenamento de energia elétrica.
• Passa a ser denominada Câmara de Comercialização de Energia, com atribuições ampliadas. A entidade poderá atuar em outros mercados de energia e oferecer novos produtos e serviços, desde que mantida a separação administrativa, contábil e financeira. O texto também reforça a responsabilização de seus administradores e contratados em caso de dolo ou culpa grave, aprimorando a governança e transparência institucional. Entre as atribuições estão:
• o monitoramento prudencial, que abrange associados e operações do mercado de energia elétricas realizadas no âmbito da CCEE, de acordo com procedimentos a serem aprovados pela Aneel, podendo a CCEE contratar terceiro para o exercício da atividade de gestão ou supervisão;
• gestão de garantias de PPAs no mercado livre, gestão de registros e certificação de energia; e
• apuração de responsabilidade civil e administrativa dos administradores dos agentes do setor de energia por atos realizados com dolo ou culpa grave ou ainda por violação às normas legais e regulamentação aplicáveis.

14. DESCOMISSIONAMENTO DAS USINAS TERMELÉTRICAS A CARVÃO

A Lei 15.269/25 inclui na Lei 9.074/95 dispositivos que regulam o descomissionamento antecipado de usinas termelétricas a carvão, nacional ou importado.

A norma faz parte do processo de transição energética e busca permitir que os empreendimentos a carvão possam encerrar suas operações de forma voluntária, regulada e sem ônus, garantindo previsibilidade e segurança jurídica aos agentes envolvidos.

Os parágrafos 2º e 3º incluídos no artigo 7º da Lei 9.074/95 estabelecem que:

• as usinas termelétricas a carvão poderão antecipar seu descomissionamento, sem ônus, mediante solicitação à Aneel;
• o pedido deverá ser apresentado com antecedência mínima de seis meses da data pretendida para o desligamento ou para o início das obras de conversão da usina; e
• caso a usina tenha contratos regulados em vigor, firmados com base na Lei 10.848/04, a Aneel deverá viabilizar o distrato desses contratos, reconhecendo, quando aplicável, a exposição involuntária das distribuidoras.

Os dispositivos oferecem uma base jurídica para as usinas termelétricas a carvão encerrarem suas operações de forma planejada. Caberá à Aneel a responsabilidade de operacionalizar e supervisionar o processo de descomissionamento.

Além do encerramento antecipado, o dispositivo também admite a realização de obras de conversão tecnológica das usinas, hipótese em que o agente poderá adaptar a planta existente a outro arranjo técnico, conforme regulamento da Aneel.

15. ATENDIMENTO AOS SISTEMAS ISOLADOS

A Lei 15.269/25 altera a Lei 12.111/09 para modernizar o modelo de suprimento de energia nos sistemas isolados, que contemplam regiões ainda não conectadas ao SIN.

A nova norma estabelece a transição dos contratos térmicos lastreados em usinas a gás natural com reembolso de transporte pela CCC. Esses contratos terão prazo de até 12 meses após a entrada em operação de solução alternativa, que dispense o despacho térmico local e ofereça preço ajustável conforme variação da tarifa de transporte dutoviário (artigo 4º-E da Lei 12.111/09).

16. ENCARGOS SETORIAIS

• CDE

A partir de 1º de janeiro de 2026, haverá ajuste no custo do encargo tarifário por MWh das quotas anuais da CDE da seguinte forma:

A partir do orçamento anual da CDE para o ano fiscal de 2027, o total dos recursos arrecadados será limitado à soma do valor necessário para suportar, anualmente, o total das despesas destinadas a:

• promover a universalização do serviço de energia em todo território nacional, com garantia de recursos capaz de manter a modicidade tarifária;
• custear a CCC;
• custear a administração e movimentação da CDE, CCC e da Reserva Global de Reversão (RGR), inclusive os custos administrativos, financeiros e os encargos tributários associados;
• custear o impacto tarifário da densidade reduzida de carga do mercado de cooperativas de eletrificação rural, concessionárias ou permissionárias;
• custear os descontos especiais nas tarifas de energia aplicáveis às unidades consumidoras classificadas na classe rural; e
• custear o 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).

A lei também cria o encargo de complemento de recursos para a CDE. Esse encargo será destinado a cobrir a diferença entre o valor orçado e o valor atualizado das demais despesas consideradas no orçamento anual da CDE de 2025. O pagamento será feito por meio da redução de cada um dos benefícios custeados pela CDE.

• Encargos de sobrecontratação

A forma de rateio dos encargos de sobrecontratação e exposição involuntária de distribuidoras decorrentes da abertura do mercado livre de energia foi alterada. O rateio será feito entre todos os consumidores do ambiente de contratação regulada e livre, por meio de cobrança de tarifa proporcional ao consumo de energia.

• P&D e Eficiência Energética (Lei 9.991/00)

• 
  Empreendimentos de geração de energia elétrica baseada em fontes eólica e solar fotovoltaica que solicitarem outorga a partir de 1º de janeiro de 2026 deverão investir, no mínimo, 1% de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico – na regra anterior não havia esse encargo.

17. PENALIDADES ADMINISTRATIVAS

Foi alterado o limite das multas aplicáveis a projetos de autoprodução e a outros concessionários, permissionários e autorizados de instalações e serviços de energia elétrica.

Os percentuais das multas a serem impostas pela Aneel – no âmbito da Resolução Normativa 846/19 – ficam limitadas a 3% do faturamento ou do valor estimado da energia produzida e consumida – o valor anterior era de 2%.

O cálculo é feito com base nos 12 meses anteriores à lavratura do auto de infração ou no estimado para esses 12 meses, caso o infrator ainda não esteja em operação comercial, ou esteja operando por um período inferior a 12 meses.

18. INCENTIVOS FISCAIS PARA O HIDROGÊNIO

Os créditos fiscais estabelecidos na Lei 14.990/24 passam a vigorar da seguinte forma:

• 2030: R$ 1,7 bilhão;
• 2031: R$ 2,9 bilhões;
• 2032: R$ 4,2 bilhões;
• 2033: R$ 4,5 bilhões;
• 2034: R$ 5 bilhões.

Esses créditos aplicam-se apenas a 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.

19. GÁS NATURAL

Aproveitamento máximo do gás natural

As alterações promovidas na Lei 9.478/97 reforçam o papel do gás natural como vetor estratégico da política energética nacional, ao incluir, entre os objetivos de política pública, a maximização do aproveitamento da produção nacional de gás.

Esse direcionamento é operacionalizado pelo fortalecimento das competências do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que passa a estabelecer diretrizes e metas para programas específicos de uso do gás natural, além de definir limites de reinjeção aplicáveis a blocos sob concessão ou partilha.

Ampliação da competência da PPSA

No que se refere à Lei 12.304/10, a competência da Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) é ampliada, para permitir que a empresa, representando a União, celebre contratos de escoamento, transporte, processamento, tratamento, refino e beneficiamento de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos.

• Integração do midstream. A medida busca integrar o processamento, transporte e armazenamentodo gás sob coordenação pública, no que se refere aos volumes pertencentes à União. Isso ajuda a viabilizar rotas de escoamento e processamento e mitigar gargalos operacionais. O objetivo é aumentar a capacidade de vender o gás produzido sob gestão da PPSA, reduzindo custos de transação e prazos de implementação de soluções logísticas.
• Comercialização. Em relação à comercialização, a lei introduz mecanismos de transferência de posse ou propriedade do gás natural — bruto ou processado —, do GLP e de outros derivados a um agente comercializador contratado pela PPSA, a título oneroso, de acordo com o
  
  Em cenário específico no qual a Petrobras atue como agente comercializador, a norma autoriza a transferência da propriedade ou posse do gás da União à companhia antes da entrada no Sistema Integrado de Escoamento, com reaquisição dos produtos processados após a saída do Sistema Integrado de Processamento. Também admite a transferência direta do gás ao destinatário final pela Petrobras, mediante acordo entre a PPSA e o agente comercializador.