Avanços legislativos em 2025, teste regulatório em 2026

O setor elétrico brasileiro encerrou 2025 com avanços legislativos relevantes, consolidados na conversão das Medidas Provisórias nº 1.300/2025 e nº 1.304/2024 nas Leis nº 15.235/2025 e nº 15.269/2025. Justiça tarifária, abertura de mercado, subsídios e armazenamento de energia passaram a contar com diretrizes legais mais claras. 

O centro de gravidade do debate, porém, desloca-se agora para 2026: será na regulamentação infralegal que se definirá se essas mudanças se traduzirão em redução efetiva de custos, maior eficiência e segurança do sistema — ou se resultarão em novas distorções e encargos.

O sucesso desse novo marco não será definido pelo texto legal em si, mas pela capacidade técnica do Ministério de Minas e Energia (MME) e da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) de transformar princípios legais em regras operacionais coerentes, previsíveis e economicamente eficientes.

É nessa transição — da lei para a regulação — que reside o principal risco e, ao mesmo tempo, a maior oportunidade para o setor.

A Lei nº 15.235/2025 concentrou-se na política pública de justiça tarifária, ao ampliar o alcance da tarifa social e redistribuir custos estruturais do setor.

 A inclusão das usinas de Angra 1 e 2 no rateio entre todos os consumidores do Sistema Interligado Nacional — livres e cativos — reforça a lógica de compartilhamento do custeio de ativos que contribuem para a segurança sistêmica. O desafio regulatório será garantir transparência, previsibilidade e estabilidade nesse rateio, evitando a criação de novas distorções tarifárias.

Já a Lei nº 15.269/2025 redesenhou pilares centrais do setor, com impactos mais amplos e complexos, especialmente sob a ótica da regulamentação infralegal.

O primeiro vetor é a abertura do mercado com sustentabilidade. O cronograma para a liberalização total — consumidores comerciais em 2027 e residenciais em 2028 — cria um importante estímulo competitivo, mas exige um redesenho cuidadoso do modelo de custeio setorial. 

A lei avança ao impor limites ao crescimento dos subsídios da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), restringir descontos no uso da rede pelo lado do consumo, financiar o remanescente dos subsídios da geração distribuída, instituir o Supridor de Última Instância (SUI) e focalizar a autoprodução como política voltada a grandes cargas. 

No plano infralegal, permanecem questões críticas: a definição do direito ao desconto no fio para migrações já em curso, a preservação da segurança jurídica dos contratos existentes e, sobretudo, a preparação adequada do sistema de medição, informação e proteção ao consumidor para absorver, de forma sustentada, a primeira onda de consumidores de baixa tensão no mercado livre.

O segundo vetor é o aprimoramento dos sinais de mercado diante da nova realidade operativa do sistema, com destaque para o armazenamento de energia e a gestão dos cortes de geração (curtailment). 

As baterias representam uma oportunidade concreta de alinhar o Brasil às melhores práticas internacionais em sistemas com elevada penetração de fontes renováveis, aumentando a confiabilidade da rede e reduzindo custos sistêmicos por meio de ativos de resposta rápida.

Para isso, a regulamentação dos leilões, das tarifas de uso da rede e dos modelos de remuneração deve induzir a instalação dessas tecnologias nos pontos de maior valor sistêmico, favorecendo a redução de gargalos elétricos e o aproveitamento da infraestrutura existente, inclusive por meio do carregamento colocalizado com geração renovável.

No caso do curtailment, a legislação avança ao reconhecer que parte relevante dos cortes decorre de limitações operativas da rede, e não de uma condição estrutural de sobreoferta energética. 

O desafio regulatório é técnico e conceitual: distinguir corretamente os cortes impostos às usinas renováveis centralizadas para atendimento de rampas, manutenção de reserva girante, despacho térmico e hidráulico acima dos mínimos de inflexibilidade e pela impossibilidade operacional de efetuar cortes na geração distribuída. 

A manutenção desses eventos sob a classificação genérica de “energéticos” distorce os sinais econômicos e transfere para a geração renovável centralizada o ônus de decisões necessárias à garantia da confiabilidade operativa do sistema.

O terceiro vetor, porém, permanece como um ponto de tensão. A lei manteve a lógica de expansão compulsória dissociada dos sinais de preço e da realidade operativa, por meio das contratações obrigatórias de pequenas centrais hidrelétricas (3 GW firmes e 1,9 GW condicionados), biomassa (3 GW condicionados) e da recontratação de usinas térmicas a carvão até 2040. 

Ainda que tenha havido ajustes para fontes menos inflexíveis, essas obrigações pressionam encargos, ampliam a sobreoferta estrutural e limitam a capacidade da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) de atuar na otimização do portfólio nacional. 

No plano infralegal, o desafio será assegurar que as avaliações técnicas a serem conduzidas no âmbito do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) reconheçam, de forma transparente, os impactos dessas decisões sobre tarifas, confiabilidade e eficiência econômica.

Por fim, 2026 poderá ser marcado pela consolidação da iniciativa da MP nº 1.318/2025, que institui incentivos tributários para atrair grandes cargas globais de processamento de dados. Trata-se de uma agenda estratégica para a competitividade do país, com potencial de contribuir para a solução estrutural de desafios como o curtailment e a subutilização da rede.

A experiência internacional — especialmente dos Estados Unidos — indica que o sucesso dessa política depende da criação de sinais regulatórios que incentivem a colocalização eficiente entre carga e geração, evitando a criação ou amplificação de riscos e custos sistêmicos.

O desafio institucional é expressivo. A própria Aneel já mapeou mais de 90 temas estratégicos em sua Agenda Regulatória para 2026-2027, muitos deles diretamente associados à implementação das novas leis aprovadas em 2025. 

Regulamentar esse volume de matérias, com a profundidade técnica exigida, consistência econômica e dentro de prazos compatíveis, exigirá coordenação institucional, priorização clara e elevada capacidade técnica.

Se essa engrenagem falhar, o Brasil corre o risco de transformar os avanços legislativos de 2025 em uma nova rodada de encargos, ineficiências e insegurança jurídica. 

Se acertar, 2026 poderá marcar não apenas a consolidação do novo marco legal, mas um ponto de inflexão para um setor elétrico mais competitivo, eficiente e alinhado aos seus diferenciais estruturais — condição indispensável para sustentar a transição energética e o crescimento econômico do país.