Conversão da Medida Provisória 1.304 e Publicação da Lei nº 15.269/2025

No dia 30 de outubro de 2025, o Congresso Nacional aprovou a Medida Provisória nº 1.304/2025 (“MP 1.304”), cujo texto promoveu uma ampla reestruturação do arcabouço jurídico e regulatório do setor elétrico brasileiro, incluindo regras sobre abertura total do mercado livre, revisão do regime de autoprodução, integração de sistemas de armazenamento, novas diretrizes para reserva de capacidade, disciplina tarifária e adequações no regime de incentivos e encargos setoriais.

Após sanção pelo atual vice-presidente da República, a MP 1.304 foi convertida na Lei 15.269/2025 (“Lei 15.269”), tendo sido publicada no Diário Oficial da União na última terça feira, dia 25/11. A sanção veio acompanhada de 20 vetos ao texto aprovado pelo Congresso Nacional, suprimindo, dentre outros pontos, instrumentos de ampliação do ressarcimento por cortes de geração (curtailment) e compartilhamento de riscos, novos arranjos e regras para a autoprodução e obrigações de aporte de investimentos para agentes de comercialização, além de outras medidas originalmente aprovadas pelo Legislativo.

Não obstante os vetos, a conversão da Medida Provisória nº 1.304 na atual Lei nº 15.269 teve como objetivo central modernizar o setor elétrico, especialmente no que se refere ao seu arcabouço jurídico e regulatório, reforçando a segurança energética e buscando promover:

• • Redução dos impactos tarifários para os consumidores de energia elétrica, substituindo a contratação de térmicas inflexíveis por hidrelétricas menores.
  • Estabilização dos custos da Conta de Desenvolvimento Energético, limitando o repasse às tarifas e criando encargos específicos para beneficiários não relacionados a políticas sociais prioritárias.
  • Melhoria na comercialização do gás natural da União, permitindo preços mais competitivos e beneficiando setores industriais como o químico e de fertilizantes.
  • Promoção da reindustrialização nacional, gerando emprego e renda sem impactar o Orçamento Público.

No entanto, a implementação de diversos dispositivos ainda dependerá de regulamentação pela Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”), pelo Operador Nacional do Sistema (“ONS“), pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (“CCEE”) e pelo Poder Executivo.

Dentre as novas propostas e previsões trazidas pela Lei 15.269, destacam-se os seguintes temas:

1. Autoprodução (novos requisitos e transição regulatória)

Outro ponto relevante abrangido pela Lei nº 15.269 é o regime de Autoprodução. O texto sugerido normativo reformula o regime jurídico de autoprodução, substituindo o modelo de anterior por critérios objetivos para equiparação, com foco na vinculação econômica real entre o consumidor e o ativo de geração. A nova redação, portanto, estabelece requisitos mínimos de demanda e participação societária com direito a voto, bem como limita e introduz barreiras a arranjos empresariais dissociados de controle efetivo.

Com a nova redação, passa a ser equiparado como autoprodutor o consumidor que possua demanda contratada agregada mínima de 30.000 kW (trinta mil quilowatts), composta por unidades de consumo com demanda individual igual ou superior a 3.000 kW (três mil quilowatts), exigindo-se participação societária com direito a voto no titular da outorga, proporcional ao consumo, ou de controle comum/coligação com a geradora (sempre com participação votante).

ATENÇÃO!

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.

Conforme supramencionado, o racional da proposta é tentar coibir estruturas artificiais, preservar o sinal econômico da autoprodução e assegurar isonomia concorrencial, com salvaguardas para arranjos legítimos constituídos sob a vigência anterior. A continuidade de benefícios tarifários passa, portanto, a depender do atendimento aos requisitos estruturais e do cronograma de migração societária.

A seguir, destacamos abaixo as principais alterações do regime de autoprodução por equiparação:

 

TABELA

2. Consolidação da arquitetura do mercado (ACR/ACL) e Curtailment

Outro ponto de destaque da Lei nº 15.269 são os ajustes estruturais na Lei nº 10.848/2004, de modo adequar o setor elétrico à abertura universal do mercado. O texto preserva o modelo dual de comercialização no ACR e no ACL, mas redesenha a alocação de custos sistêmicos e os mecanismos de compensação por restrições operativas. Nos termos da nova redação, as regras de comercialização passam a impor maior responsabilização aos agentes de geração quando as restrições/cortes de geração decorrerem de condições previamente conhecidas (curtailment) ou de descumprimento de requisitos técnicos mínimos para conexão, vedando-se, nesses casos, o repasse dos custos ao Encargo de Serviços do Sistema (ESS).

Assim, no novo modelo proposto, a socialização dos custos sistêmicos deve ser excepcional e condicionada a eventos que não sejam atribuíveis à previsibilidade técnica ou operacional do agente, evitando-se distorções concorrenciais e incentivos indevidos. Em outras palavras, passa a se considerar como corte toda e qualquer redução de geração originada fora das instalações do gerador, independentemente do ambiente contratual, da causa ou da duração, excetuadas apenas as situações de sobreoferta renovável, cuja caracterização caberá ao Ministério de Minas e Energia (“MME”).

Dessa forma, a Lei nº 15.269 procura criar um regime normativo abrangente para o ressarcimento de perdas, operacionalizado via ESS, ao mesmo tempo em que se determina que tais cortes sejam computados como geração para fins de cálculo e revisão de garantia física e de consumo líquido em estruturas de autoprodução.

Não obstante, o instrumento também estabelece um mecanismo de compensação retroativa para cortes e restrições ocorridos desde 1º de setembro de 2023, condicionando o recebimento à renúncia a processos judiciais. Para a manutenção desse mecanismo, o ONS deverá apurar os montantes, a CCEE calcular os valores e processar compensações, e a ANEEL, por sua vez, regulamentar os procedimentos, reforçando transparência, previsibilidade e eficiência.

No tocante ao lastro, a Lei nº 15.269 impõe limites às revisões de garantia física para usinas despachadas centralizadamente, estabelecendo teto de 5% por revisão e 10% acumulado ao longo da outorga, exceto nos casos de licitação ou prorrogação.

Por fim, neste tema, a redação também reformula a lógica de contratação do ACR ao permitir que o Poder Executivo flexibilize a obrigatoriedade de contratação integral pelas distribuidoras, mediante limites a serem definidos em ato infralegal.

3. Armazenamento de energia – marco regulatório inicial

A partir dos novos dispositivos introduzidos pela Lei nº 15.269, fica reconhecido formalmente o armazenamento de energia, por baterias, como infraestrutura estratégica do SIN, permitindo sua operação de forma autônoma ou integrada à geração, transmissão, distribuição ou comercialização. Para instalações cuja necessidade seja identificada pelo planejamento setorial e que demandem alocação na rede básica, a contratação seguirá rito de concessão similar ao da transmissão, mediante licitação.

A Lei nº 15.269 insere o armazenamento no núcleo da infraestrutura sistêmica, quando houver necessidade sistêmica, e abre espaço regulatório para modelos operacionais autônomos ou integrados a outros agentes do setor, com prestação de múltiplos serviços, desde que respeitados os limites societários e operacionais aplicáveis a cada agente.

Essa arquitetura híbrida, introduzida pelo normativo, busca combinar planejamento centralizado para ativos essenciais à confiabilidade com liberdade empresarial para arranjos privados, exigindo da ANEEL posterior definição de fronteiras operacionais, regras de alocação de custos e receitas, padrões de desempenho e métricas de valoração de serviços para que o armazenamento contribua à confiabilidade do SIN de forma a preservar neutralidade concorrencial e modicidade tarifária – temas estes que serão regulamentados posteriormente em normativo próprio da Agência Reguladora.

4. Abertura integral do mercado livre e suprimento universal

A Lei nº 15.269 altera diversos regulamentos e normativos já existentes do setor elétrico, adaptando-os para o contexto e cenário atual do setor. Um dos principais pontos de destaque da Lei nº 15.269 é a abertura total do Ambiente de Contratação Livre (“ACL”) a todos os consumidores, de forma a estruturar uma migração escalonada e condicionada a salvaguardas regulatórias.

Neste ponto, o foco do normativo é em promover a redução dos limites de tensão para a elegibilidade dos consumidores à migração para o ACL, desde que: (i) seja instituído o Supridor de Última Instância (“SUI”), autorizado e fiscalizado pela ANEEL, com regras de atendimento, prazos, condições econômicas e tarifação específica; (ii) haja segregação tarifária entre o Ambiente de Contratação Regulado (“ACR”) e o ACL, com metodologias que reflitam os custos de cada ambiente; (iii) seja definido produto padrão e preço de referência para comparação de ofertas em baixa tensão, garantindo transparência ao consumidor; e (iv) se estabeleça encargo de rateio dos efeitos de sobrecontratação/exposição involuntária das distribuidoras entre consumidores de ambos os ambientes, preservando neutralidade competitiva e assegurando transição ordenada.

Em paralelo, o novo § 17 do Artigo 15 da Lei nº 9.074/1995 passa a introduzir, de forma expressa, o cronograma e as condições para a abertura do mercado livre também aos consumidores atendidos em tensão inferior a 2,3 kV, abrangendo unidades residenciais e pequenos estabelecimentos comerciais.

A migração ocorrerá em duas fases:

Consumidores industriais e comerciais: até 24 meses da vigência do dispositivo

Consumidores residenciais: até 36 meses da vigência.

ATENÇÃO!

A migração é condicionada ao cumprimento prévio de requisitos de transparência, segurança sistêmica e neutralidade econômico-tarifária, sob regulação da ANEEL.

A Lei nº 15.269 também formaliza o regime jurídico do SUI, essencial para a abertura em baixa tensão, o qual, segundo definição proposta, consiste em serviço autorizado e supervisionado pela ANEEL, destinado a assumir temporariamente o atendimento dos consumidores em caso de saída ou insolvência do agente varejista, com remuneração por tarifas reguladas, cobertura de custos e observância da modicidade tarifária.

ATENÇÃO!

Os efeitos financeiros da sobrecontratação e/ou da exposição involuntária das distribuidoras serão rateados entre todos os consumidores dos ambientes regulado e livre, reforçando o princípio da neutralidade entre mercados durante a transição.

Por fim, cumpre destacar que o presente instrumento normativo ainda estabelece que o consumidor que exercer a opção de migração para o ACL deverá assegurar o atendimento à totalidade de sua carga, por meio da contratação com um ou mais fornecedores, ficando sujeito à aplicação de penalidades regulatórias em caso de descontratação (as quais poderão ser fixadas pela ANEEL até o limite de 3% do faturamento, conforme dispõe o artigo 3º, inciso X, da Lei nº 9.427/1996), facultada ao poder concedente, por regulamento, a flexibilização do critério de contratação integral da carga.

5. Reserva de Capacidade

Em consonância com o tópico anterior, a Lei nº 15.269 também altera outros dispositivos da Lei nº 10.848/2004 para consolidar e expandir o regime jurídico da reserva de capacidade no setor elétrico, reforçando a contratação de potência e flexibilidade como instrumentos complementares ao mercado de energia.

A principal novidade aqui, é que o Poder Concedente se torna responsável por homologar as quantidades de energia e de reserva de capacidade (potência e flexibilidade) necessárias ao atendimento das necessidades do mercado, bem como a relação de empreendimentos elegíveis à contratação mediante processo licitatório, reforçando o planejamento como instrumento central.

Quanto à alocação de custos, fica determinado o rateio entre todos os usuários finais do SIN, abrangendo consumidores potencialmente livres, o regime de Micro e Minigeração Distribuída (“GD”) e autoprodutores (estes, limitados à parcela correspondente à energia intercambiada com o SIN). Para sistemas de armazenamento por baterias, o custo da reserva será rateado exclusivamente entre geradores.

O texto também preserva, ainda que em bases reformuladas, o atendimento às usinas termelétricas a carvão nacionais com contratos vigentes em 31/12/2022, determinando sua contratação compulsória como reserva de capacidade até 31/12/2040. O dispositivo assegura o consumo mínimo de carvão previsto nos contratos então vigentes, estabelece regras para receita fixa e variável com indexação referenciada no Leilão A-6/2019 e vincula a continuidade da operação à manutenção de consumo mínimo e requisitos operativos, além de impor exigências futuras de controle, flexibilidade e, eventualmente, armazenamento. Empreendimentos que não atendam às exigências técnicas dessa contratação especial custearão, na proporção da energia gerada, a reserva de capacidade.

Por fim, a Lei nº 15.269 inova ao incumbir a ANEEL de instituir mecanismo competitivo para incentivar a geração e a resposta da demanda em horários de maior carga, a ser remunerado pelo encargo de reserva de capacidade.

6. Redução de TUST/TUSD e transição dos incentivos

 

Com a alteração da Lei nº 9.427/1996, que institui a ANEEL e disciplina o regime das concessões de serviços públicos de energia elétrica, o novo texto busca reduzir o regime dos descontos tarifários aplicáveis às fontes incentivadas (solar, eólica, biomassa, PCHs, cogeração qualificada), também conhecidos como Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão/Distribuição (“TUST/TUSD”). Assim, o presente instrumento estabelece novas regras de transição, prazos, hipóteses de renúncia sem penalidade e, principalmente, limita a continuidade dos descontos para consumidores que venham a migrar ao ACL ou ampliem seu uso da rede.

O objetivo central da Lei 15.259 é reduzir subsídios de forma ordenada e preservar direitos adquiridos de projetos estruturados sob o marco vigente. Dessa forma, o regime atual permanece como referência, porém fica condicionado a novos parâmetros e hipóteses de perda do benefício:

Possibilidade de aplicação dos descontos desde a emissão da outorga, incluindo aquelas emitidas após a MP 998/2020;

• Possibilidade de aplicação dos descontos desde a emissão da outorga, incluindo aquelas emitidas após a MP 998/2020;
• Possibilidade de perda automática do benefício se o empreendimento não iniciar operação em teste em até 48 meses da outorga;
• Possibilidade de renúncia à outorga para projetos com prorrogação de prazo, sem penalidade, desde que a solicitação ocorra em até 30 dias e o CUST ainda não tenha sido firmado (renúncia após assinatura do CUST implica execução da garantia de fiel cumprimento);
• Para empreendimentos com Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (“CUST”) firmado e sem energia comercializada no ACR, há a possibilidade de ajuste do início de execução do CUST sem ônus. Nos casos sem Garantia Prévia (GPC), no entanto, a postergação exigirá apresentação de garantia.

Além disso, o normativo veda a aplicação do desconto sobre a parcela consumo das unidades que: (i) optarem pela migração ao ACL/atendimento por produtor independente ou ao modelo de comercialização direta; e (ii) já migradas, solicitarem ampliação do montante de uso da rede, hipótese em que o desconto permanece apenas sobre o montante originalmente contratado.

7. Conta de Desenvolvimento Energético – CDE e Geração Distribuída

Como ponto final de destaque, a Lei nº 15.269 promove alterações pontuais no regime de Geração Distribuída, por meio de ajustes à Lei nº 14.300/2022. A principal inovação diz respeito à forma de custeio da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), que passará a suportar, em caráter temporário, as parcelas tarifárias não associadas à energia e não remuneradas pelo consumidor-gerador sobre a energia compensada, conforme as regras vigentes da Lei nº 14.300.

De forma resumida, a Lei 15.269 consolida diretrizes para estabilização dos custos da CDE, estabelecendo limite anual para crescimento dos dispêndios e prevendo a criação de Encargo Complementar quando o teto for excedido, com rateio entre beneficiários de políticas setoriais que não estejam vinculadas a programas sociais.

8. Usinas a Carvão – Autorização e Acesso ao Sistema

Dentre as alterações, a Lei nº 15.269 promove inclusões relevantes na Lei nº 9.074/1995, que disciplina a outorga e prorrogação de concessões e permissões de serviços públicos, dentre outras providências. Em síntese, o texto aprovado nos introduz dois movimentos centrais:

• cria um regime excepcional para o descomissionamento antecipado de usinas termelétricas a carvão; e
• impõe obrigação financeira a novos empreendimentos de geração quanto ao custeio de reserva de capacidade, vinculando acesso às redes à contribuição para a segurança energética.

No primeiro ponto, a nova redação do art. 7º, §2º e 3º, autoriza que usinas termelétricas a carvão – independentemente da origem do combustível – solicitem à ANEEL, com antecedência mínima de 6 meses, o descomissionamento antecipado, sem ônus. O pedido deverá ser acompanhado do correspondente distrato contratual, cabendo à ANEEL estruturar a transição e reconhecer exposição involuntária das distribuidoras, quando necessária para assegurar a continuidade e regularidade do fornecimento.

Já o segundo marco, estabelece que empreendimentos de geração que solicitarem acesso ao sistema após a publicação da Lei nº 15.269 deverão assumir o custeio proporcional da reserva de capacidade contratada nos termos dos Artigos 3º e 3º-A da Lei nº 10.848/2004, que dispõe sobre a comercialização de energia elétrica, até que cumpram os requisitos previstos no §2º do art. 9º da Lei nº 9.648/1998, relativos a garantias sistêmicas e aportes estruturais ao Sistema Interligado Nacional (“SIN”).

A efetiva implementação, no entanto, dependerá de regulamentação da ANEEL, sobretudo quanto aos mecanismos de rateio, tratamento da exposição involuntária, preservação da modicidade tarifária e integração com o planejamento energético centralizado.

9. Caracterização como Produtor Independente

Outro marco introduzido pela Lei nº 15.269 trata da caracterização de agentes como Produtores Independente de Energia (“PIE”) e, sobretudo, do regime do consumidor livre e sua relação com os PIEs, reforçando obrigações e introduzindo flexibilidade regulatória quanto à contratação de suprimento.

A regra original, mantida como referência, já permitia que consumidores com demanda contratada ≥ 10.000 kW e tensão ≥ 69 kV optassem por contratar energia com produtor independente, rompendo a exclusividade de fornecimento da concessionária distribuidora. A Lei nº 15.269 não altera essa base histórica, mas ajusta o mecanismo operacional da migração/contratação.

O novo texto reafirma que o consumidor livre deve assegurar a cobertura integral de sua carga, mediante contratação com um ou mais fornecedores, com penalidades em caso de descumprimento. A inovação está na possibilidade de o poder concedente flexibilizar, por regulamento, o critério de contratação para atendimento da totalidade da carga, calibrando a transição à abertura integral do mercado. A efetividade dependerá de regulamentação da ANEEL que harmonize: (i) liberdade contratual; (ii) modicidade tarifária; e (iii) estabilidade operativa do SIN, inclusive quanto a métricas de exposição, verificação de lastro e tratamento de eventuais assimetrias entre ambientes de contratação.

10. Concessões de Hidrelétricas

Em relação às concessões hidrelétricas, a norma estabelece novo regime para prorrogação de empreendimentos com capacidade instalada superior a 50 MW outorgados antes de 11 de dezembro de 2003, condicionando a renovação ao atendimento de um conjunto de requisitos econômico-regulatórios específicos. A prorrogação passa a depender, entre outros pontos, (i) do pagamento de valor correspondente a 100% do valor estimado da concessão, sendo 50% destinado diretamente à CDE e 50% devido à União a título de outorga; (ii) da migração obrigatória desses empreendimentos para o regime de produção independente, com aplicação das regras de extinção, encampação e indenização previstas na Lei nº 9.074/1995; (iii) da assunção integral, pelo concessionário, do risco hidrológico, vedada qualquer nova repactuação nos moldes da Lei nº 13.203/2015; e (iv) do recálculo da garantia física, sem limite de variação em relação ao montante anteriormente vigente e com sujeição a revisões periódicas, com efeitos a partir do início da prorrogação.

As outorgas prorrogadas terão prazo de até 30 anos, mantendo-se ao titular o direito de comercializar energia tanto no ACR quanto no ACL, podendo o Poder Executivo, ainda, exigir percentual mínimo de destinação ao ACR.

Importante ressaltar, nos termos da Lei 15.269, que o valor econômico da concessão a ser considerado nesse processo deverá observar metodologia definida em ato do Poder Executivo, contemplando, obrigatoriamente, os investimentos vinculados a bens reversíveis ainda não amortizados ou depreciados, calculados com base em critério de “valor novo de reposição”. Neste ponto, o novo regime também se estende a concessões destinadas à produção independente ou à autoprodução e permite a prorrogação, em caráter oneroso, de aproveitamentos hidrelétricos entre 5 MW e 50 MW que ainda não tenham sido prorrogados, reforçando a lógica de uniformização das condições de renovação.

Caso a outorga não seja prorrogada nos termos acima, a lei determina que o empreendimento seja obrigatoriamente licitado, por leilão ou concorrência, por prazo de até 30 anos, com adoção de critérios competitivos de seleção do concessionário (incluindo, conforme o caso, combinações entre menor tarifa/receita e maior oferta de outorga). Essa sistemática busca garantir previsibilidade jurídica, transparência na alocação desses ativos e adequada repartição dos ganhos econômicos entre concessionários, consumidores e poder concedente, inclusive por meio da definição, em regulamento, das receitas iniciais, das quotas anuais de CDE e dos pagamentos de outorga associados às concessões de geração, transmissão e distribuição abrangidas pelo novo marco.

11. Principais vetos no texto final da MP 1.304

Conforme mencionado inicialmente, o processo de conversão da MP nº 1.304 na Lei nº 15.269 resultou em vetos relevantes a dispositivos que ampliavam benefícios setoriais ou criavam novas obrigações para determinados agentes.

Em matéria de autoprodução, foi vetada a limitação que condicionava o regime – inclusive por equiparação – ao uso exclusivo de energia proveniente de novos empreendimentos, sob o argumento de que essa restrição geraria ineficiências econômicas e aumento desnecessário de custos ao impedir o aproveitamento de capacidade instalada já existente. Um dos vetos mais sensíveis recaiu sobre a ampliação das hipóteses de ressarcimento por curtailment, que pretendia permitir compensação universal via Encargo de Serviços do Sistema (ESS) para todos os eventos externos de corte de geração, por entender-se que tal mecanismo elevaria as tarifas e criaria incentivos à sobreoferta. Segundo o governo, tal mecanismo poderia gerar impacto de até R$ 6 bilhões nas tarifas, estimular sobreoferta e transferir integralmente aos consumidores o custo da energia não escoada por limitações de rede.

Na mesma linha de contenção de encargos, foram afastadas propostas que ampliavam o escopo de utilização da CDE, principalmente na inclusão da micro e minigeração distribuída entre os objetivos financiáveis pelo encargo e a criação de novos mecanismos de gasto sem fonte orçamentária definida. Em síntese, a justificativa para o veto foi evitar o alargamento de subsídios em um contexto de forte pressão tarifária, sobretudo considerando que a própria lei passa a estabelecer teto e metodologia para o financiamento da CDE a partir de 2027.

No contexto de investimentos setoriais, também foi vetada a obrigação de as comercializadoras destinarem percentuais mínimos de sua receita a programas de P&D e eficiência energética, sob o fundamento de que a medida não refletia o modelo de negócios desses agentes e acabaria, em última instância, sendo repassada aos consumidores livres.

Há ainda um conjunto de vetos, segundo informações da Agência do Senado, voltados à preservação de segurança jurídica, estabilidade regulatória e proteção ambiental. O Executivo, neste âmbito, rejeitou alterações no cálculo do preço de referência do petróleo e do gás natural que vinculavam o parâmetro a cotações divulgadas por agências internacionais, sob o receio de insegurança jurídica, judicialização e descolamento em relação às características do petróleo produzido no Brasil, com potenciais efeitos sobre investimentos de longo prazo. Foram igualmente vetadas a prorrogação adicional de contratos de usinas termelétricas a carvão no Sul do país, vista como medida pontual e pouco alinhada à transição energética, e a tentativa de impor prazos exíguos (90 dias) para a análise de licenciamento ambiental de usinas hidrelétricas reversíveis, por não refletirem a complexidade socioambiental desses empreendimentos.

Por fim, também foi vetada a exigência de contratação anual de reserva de capacidade com indicação prévia de localização, para evitar contratações ineficientes e impactos adicionais nas tarifas, e afastada a vedação à imposição de conteúdo local para sistemas de armazenamento beneficiados pelo REIDI, preservando a competência do Poder Executivo para definir, em regulamento, a política industrial aplicável aos projetos de armazenamento de energia.

12. Disposições Complementares e Considerações Finais

Cumpre ressaltar, que a Lei nº 15.269 também disciplina outros temas de igual relevância setorial, com destaque para a revisão de benefícios concedidos a fontes renováveis e para a definição de critérios de prorrogação de outorgas hidrelétricas.

No que se refere especificamente à revisão dos benefícios às fontes renováveis, a Lei estabelece que os empreendimentos eólicos e solares deixarão de contar com a isenção de aporte em P&D e eficiência energética para outorgas solicitadas a partir de 1º de janeiro de 2026, reforçando a transição para um regime de contribuição ampliado e coerente com a maturidade tecnológica dessas fontes.

A expectativa do setor é de que medida contribua para maior previsibilidade regulatória, competitividade e sinal econômico adequado para investimentos, ao mesmo tempo em que debates permanecem ativos quanto aos efeitos tarifários, ao ritmo da transição para o ACL em baixa tensão, à implementação operacional de novos encargos e critérios de rateio, assim como os impactos e prejuízos relacionados aos cortes de geração frente às regras vigentes.

Com a publicação da Lei nº 15.269, o setor passa a aguardar ajustes pontuais por parte da ANEEL e demais autoridades competentes, os quais serão determinantes para a adequada definição das obrigações a serem observadas pelos agentes setoriais.

O Time de Energia e Recursos Naturais seguirá acompanhando os desdobramentos da Lei 15.269, bem como os processos de regulamentação subsequente, permanecendo à disposição para prestar esclarecimentos e análises específicas sobre os impactos das novas diretrizes para os agentes do setor elétrico.