Nos dias 14, 15 e 16 de outubro de 2025, a Comissão Mista da MP 1304/2025 (CMMPV 1304/25) realizou três audiências públicas que deram visibilidade a temas fundamentais para a regulação do setor elétrico: da contenção de encargos à modernização da rede, passando pela abertura do mercado livre e o armazenamento de energia.
A medida provisória, que altera leis estruturais do setor elétrico e regula o mercado de gás natural, avança com pressa, pois perde vigência em 7 de novembro de 2025.
Neste resumo, vamos dividir por dia e destacar os principais debates, conclusões e implicações para o mercado.
Dia 1 (14/10) – Custo da CDE, mercado livre e gás natural
A primeira audiência centrou-se em três grandes blocos: o crescimento dos gastos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), os impactos da expansão do mercado livre (ML) e o aproveitamento do gás natural da União.
Principais pontos
- O diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), Sandoval Feitosa, chamou atenção para o crescimento “espantoso” dos encargos do setor: entre 2018 e 2024, os encargos aumentaram cerca de 160% (passando de R$ 18,8 bi para R$ 48,9 bi). A média de subsídios embutidos na tarifa residencial está em 13,79%.
- Ele ressaltou que “subsídio bom é aquele que faz política social, não aquele que traz crise fiscal”. Segundo ele, as rubricas mais representativas de subsídio são a CCC (Compensação de Conta de Consumo), a geração distribuída (GD) e fontes incentivadas.
- Sobre a CDE, Sandoval e a ANEEL defenderam que algumas despesas (como CCC, tarifa social e universalização) continuem com orçamento anual, mas que os demais subsídios tenham um teto já definido em 2025 – e não um teto projetado para 2026 (como traz texto da MP), já que esse valor ainda é incerto.
- O setor industrial, por meio do Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais e de Consumidores Livres (ABRACE), representado por Paulo Pedrosa, criticou o impacto da CDE como “política anti-industrial” e alertou que, para indústrias de alta tensão, o encargo da CDE já aproxima 12% da conta de luz. Ele ressaltou que o aumento de CDE “incentiva a fuga de custos do sistema”. Ele propôs ampliar a base de pagadores do subsídio e transferir parte dos custos para a União, de forma gradual.
- Sobre o gás natural, a audiência trouxe o argumento de que o Brasil está “perdendo oportunidade” de valorizar este combustível como vetor de transição energética.
- A abertura do Mercado Livre para consumidores de baixa tensão também foi debatida: por exemplo, o Associação Brasileira de Comercializadores de Energia (ABRACEEL) ressaltou que 6,4 milhões de consumidores comerciais/industriais ainda não têm acesso ao ML, o que gera distorção.
- O relator da MP, senador Eduardo Braga, apontou que “o setor elétrico brasileiro não aguenta mais remendo” e destaca que sem modernização, as tarifas continuarão altas apesar de geração renovável abundante.
Implicações
- Fixar um teto para os subsídios setoriais é imperativo para evitar repasses ainda maiores ao consumidor.
- Expandir o ML exige sinal de preço correto, caso contrário, o benefício a alguns será custo para muitos.
- O gás natural pode ser ferramenta estratégica – a regulação da MP deverá dar sinais claros para a sua utilização.
- A urgência regulatória está clara: com prazo curto, o setor demanda encaminhamentos rápidos.
Dia 2 (15/10) – Curtailment, geração distribuída e flexibilidade
Na segunda audiência, o foco mudou para os desafios operacionais do sistema: cortes de geração (curtailment), a participação da GD e a necessidade de mecanismos de flexibilidade.
Principais pontos
- O presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica), Elbia Gannoum, trouxe dados contundentes: no período outubro/2021 a setembro/2025, cerca de 36 TWh foram cortados (o equivalente ao consumo total de estados como Bahia + RN) e os geradores acumulavam prejuízos de R$ 7,1 bi.
- Já o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), representado por Christiano Vieira da Silva, explicou que o tipo de corte mais recorrente hoje é por excesso de oferta no horário diurno, especialmente de solar e eólica, justamente porque o sistema não foi desenhado para absorver em escala essa nova configuração.
- O mecanismo de GD também foi questionado. O argumento é que “quem injeta energia na rede impacta a operação do sistema e, portanto, precisa participar proporcionalmente dos custos dos cortes”.
- Também se levantou que a tarifa, no momento de excedente de geração, deveria ser menor para incentivar consumo ou armazenamento – sinal horário apontado como imprescindível por Paulo Sehn (ABIAPE).
- O relator Eduardo Braga reforçou que “energia renovável só será barata se for firme” – e isso implica investimento em armazenamento, flexibilidade, rede.
Implicações
- O curtailment é um problema não apenas financeiro, mas regulatório – os custos devem ser compartilhados, não concentrados nos consumidores.
- A GD exige adequação regulatória e de rede: não é mais possível tratar geração centralizada e distribuída como mundos separados.
- Sinal de preço por horário e remuneração de flexibilidade e potência firme passarão a ganhar protagonismo.
- Investidores básicos (solar, eólica) precisam de clareza regulatória ou o risco eleva-se, impacto para financiamento de novos projetos.
Dia 3 (16/10) – Armazenamento, nova regulação e segurança energética
O terceiro dia tratou do armazenamento de energia elétrica como peça central da transição energética, tema que vinha permeando os debates dos dias anteriores. A audiência pública teve como pauta “armazenamento de energia elétrica e novos modelos para a modernização e transição energética do Brasil”.
Principais pontos
- O relator Eduardo Braga afirmou que os custos de empreendimentos de armazenamento “não devem ser repassados ao consumidor” em modelo de subsídio puro. “Não dá para fazer leilão de baterias e colocar a conta para o consumidor… Este leilão não pode ser no modelo de subsídio para o consumidor.”
- A ANEEL (Sandoval Feitosa) e o Ministério de Minas e Energia (MME) indicaram que será elaborado pelo MME um plano para armazenamento até 2035, e que a regulação precisa acelerar.
- Foram enfatizados modelos de negócio para baterias, híbridos, usinas com reservatório, além da necessidade de definir “quem paga o quê” – gerador, transmissora, consumidor, Estado.
- Braga defendeu também a construção de novas usinas hidrelétricas com reservatório – “estruturas de segurança nacional” – lembrando que a matriz elétrica brasileira possui forte componente hidráulico que, se bem aproveitado, funciona como “bateria natural”.
Implicações
- O armazenamento aparece não mais como opção, mas como requisito para eficiência, firmeza e sustentabilidade da matriz elétrica.
- A regulação da MP 1.304/2025 precisará contemplar mecanismos para baterias e armazenamento, bem como políticas de remuneração de serviços de flexibilidade e potência.
- Se a conta for exclusivamente do consumidor, perde-se o objetivo de modicidade tarifária, por isso o debate sobre repartição de custos entre agentes do sistema.
- Para investidores e agentes do setor: clareza regulatória para armazenamento é fundamental para viabilizar projetos, financiamento e remuneração adequada.
As três audiências delinearam um panorama: não se trata apenas de conter custos ou de abrir o mercado livre, é preciso revisitar o modelo setorial, desde os encargos, passando pela rede, geração, até a remuneração de serviços e armazenamento.
O que se convergiu:
- O crescimento dos encargos e subsídios embutidos na tarifa precisa ser contido, com mecanismos de teto e maior transparência.
- A abertura do mercado livre (inclusive para baixa tensão) é desejável, mas só se vier com sinal de preço adequado, rede preparada, regras claras.
- Armazenamento, flexibilidade, potência firme e modernização da rede (inclusive para GD) passaram a figurar no centro da agenda regulatória.
- O prazo é imediato: a MP 1.304/2025 exige um relatório rápido e aprovação em 2025.
Os principais alertas!
- A geração distribuída e as renováveis não podem continuar operando à margem do sistema – sem corresponsabilidade, os desequilíbrios crescerão.
- A falta de regulação para armazenamento representa risco para investimentos e para a confiabilidade do sistema.
- O equilíbrio entre geração, transmissão, distribuição e consumo se torna mais complexo (e crítico) com a expansão das renováveis.
Por que esse tema importa para sua empresa?
Para empresas atuando no mercado de energia (geradoras, comercializadoras, distribuidores, consumidores livres) o que se decide na CMMPV 1304/25 terá impacto direto em:
- tarifação e estrutura de custos (CDE, subsídios)
- oportunidades de mercado livre (acesso, migração, competição)
- investimento em novas tecnologias (usinas reversíveis, baterias, smart grid)
- modelos de negócio e contratos futuros (remuneração de serviços, potência firme)
- avaliação de risco regulatório – que está elevada dado o prazo curto e a magnitude das mudanças.