São Paulo, 29 de outubro de 2025 – Ontem (28), o senador Eduardo Braga (MDB-AM), relator da Medida Provisória 1.304/2025, disponibilizou o relatório da medida, que busca evitar o aumento da conta de luz decorrente da contratação obrigatória de usinas termelétricas e promove uma ampla modernização do marco regulatório do setor elétrico. A medida está sendo analisada por uma comissão mista do Congresso nesta quarta-feira.
Em relação ao relatório apresentado na véspera, o Itaú BBA disse que, embora enfatize que esta versão do texto ainda precisa ser debatida e votada pelos membros da comissão e, posteriormente, pelo Congresso, algumas das mudanças introduzidas podem apresentar desafios para as empresas de sua cobertura. Destaca também que este documento revisita tópicos que vêm sendo discutidos há tempos, o que aumenta a inflexibilidade da rede elétrica brasileira, sem, contudo, apresentar uma solução definitiva para o problema do curtailment e das assimetrias de subsídios para a geração distribuída de energia. Portanto, é crucial que os investidores acompanhem de perto os próximos passos desta medida legal e mantenham a cautela em relação aos potenciais resultados, recomenda o banco.
À primeira vista,o Itaú BBA acredita que as mudanças introduzidas têm impactos mistos: i) podem afetar negativamente as distribuidoras expostas às regiões Norte e Nordeste do Brasil (Equatorial, Energisa e Neoenergia), caso se concretizem; ii) aumentam a inflexibilidade da rede, impactando negativamente os preços da energia e criando condições menos favoráveis para empresas como Eletrobras e Copel, além de reduzir o volume disponível para o próximo leilão de capacidade de reserva, o que poderia diminuir as oportunidades de novos projetos para a Eneva; iii) não abordam o principal efeito do curtailment (razões energéticas) com uma diretriz clara para integrar a geração distribuída de energia em uma solução sistêmica, apresentando, assim, desafios para empresas como Auren e Engie.
Por outro lado, o banco aponta que algumas partes do texto também beneficiam certas empresas: i) o limite para a redução de energia firme diminui a probabilidade de revisões para baixo nos ativos hidrelétricos, beneficiando empresas como a Eletrobras; ii) a antecipação da renovação das concessões de usinas hidrelétricas pode representar uma oportunidade positiva para empresas como Cemig, Engie e Auren, que possuem grandes ativos com concessões que expiram na próxima década iii) Finalmente, incorpora uma melhor compreensão das restrições operacionais nos modelos de precificação de energia, adicionando uma tendência de alta a esse importante fator, beneficiando empresas como a Eletrobras e a Copel.
Como mencionamos anteriormente, dadas as inúmeras mudanças introduzidas e seus impactos significativos nas teses de investimento, reiteramos a importância de acompanhar de perto os próximos passos desta discussão. A comissão que debaterá este relatório deverá se reunir hoje”, comenta o Itaú BBA, no relatório divulgado na manhã desta quarta-feira.
A XP também analisou o relatório e disse que, de forma geral, o relatório adiciona riscos ao setor de duas maneiras: a primeira e mais óbvia é prejudicando a economia das distribuidoras em um tema que já havia sido discutido e superado anteriormente (há impacto negativo no VPL para Equatorial, Neoenergia e Engie); e ii) vários itens do relatório ainda são vagos e trazem mais perguntas do que respostas, tornando mais difícil prever os impactos econômicos dessas medidas para empresas listadas (especialmente as geradoras).
No entanto, a XP entende que isso faz parte de um processo político com muitas etapas e que não esperamos que o texto permaneça como está após a conclusão das etapas de discussão. De forma geral, espera reações negativas para distribuidoras listadas com exposição a Sudam/Sudene, desempenho marginalmente negativo para Auren (já que o movimento de preços no pregão de 28/10 refletiu parte da frustração) e desempenhos mistos para o restante da cobertura, com aumento evidente do prêmio de risco (ERP) para o setor como um todo à medida que as incertezas aumentam.
IBP avalia que MP 1304/2025 prejudica o setor de óleo e gás e coloca investimentos em risco no país
O Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) manifesta profunda preocupação com o artigo 15, incluído no parecer do Senador Eduardo Braga referente à MP 1304/2025.
Segundo o instituto, o artigo 15 altera as regras do cálculo do preço do petróleo para o pagamento de royalties e participações especiais, bem como estabelece novas competências e diretrizes para o CNPE no que tange à maximização do aproveitamento da produção de gás natural e à definição de limites para a reinjeção de gás nos campos de produção de petróleo.
O IBP também destaca que recentemente a Agência Nacional de Petróleo (ANP) publicou a Resolução 986/2025, que revisou e atualizou a fórmula de cálculo do preço de referência para fins de pagamento de royalties e participações especiais. “A novíssima regulamentação da ANP sobre o preço de referência do petróleo representou um avanço importante para a previsibilidade e estabilidade regulatória do setor. O modelo, amplamente debatido com os agentes da indústria, guarda estreita relação com os preços de mercado, alinha-se às melhores práticas internacionais, garante transparência e segurança jurídica e preserva a neutralidade fiscal, assegurando um ambiente favorável à continuidade dos investimentos, especialmente em campos maduros e marginais”, disse o IBP.
“O argumento segundo o qual o dispositivo proposto (Art.15) beneficiaria refinarias privatizadas não se sustenta. Ocorre que o preço do petróleo ofertado às refinarias não será alterado, já que que o cálculo do preço de petróleo para fins de recolhimento das participações governamentais não influencia a oferta da commodity no mercado interno. Vincular o cálculo das participações governamentais às regras de preço de transferência, cuja finalidade é a apuração do imposto de renda, apenas cria insegurança e desvirtua a lógica técnico-econômica que sustenta a política de participações governamentais. Tal vinculação comprometeria a estabilidade alcançada, introduzindo critérios tributários em um instrumento regulatório concebido para refletir condições de mercado específicas da produção nacional de petróleo. Na realidade, é a atual carga tributária do ICMS incidente na operação de compra e venda que impacta as condições de oferta do petróleo no mercado interno, fator alheio ao produtor e que cessará quando da implementação definitiva da reforma tributária”, afirmou o instituto, em posicionamento.
“Essa mudança, nos termos propostos no parecer apresentado hoje pelo Sen. Eduardo Braga à MP 1304/2025, tende a gerar distorções relevantes no cálculo das receitas governamentais, desestimulando investimentos em campos de menor produtividade e reduzindo a atratividade do ambiente exploratório brasileiro. Por isso, é fundamental preservar o modelo atual, que equilibra arrecadação e competitividade, assegurando que o preço de referência continue sendo definido por critérios técnicos, sob a regulação especializada da ANP, e não por parâmetros tributários alheios à dinâmica da indústria.”
Além disso, o IBP cita que a limitação da reinjeção de gás natural no processo de produção de petróleo pode refletir de forma negativa nos novos investimentos em Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural. “É fundamental enfatizar que a reinjeção de gás natural nos campos produtores de petróleo é uma decisão técnica que leva em consideração múltiplos fatores geológicos e econômicos, variando de campo a campo, estando prevista no plano de desenvolvimento de cada campo, o qual é aprovado pela ANP após escrutínio aprofundado das condições específicas de cada campo. Desse modo, privilegiar o aproveitamento do Gás Natural em detrimento da reinjeção, pode reduzir a produção de petróleo, afetando não apenas a rentabilidade do campo e a atratividade de novos investimentos, mas também reduzindo arrecadação de royalties e participações especial pela União, Estados e Municípios”.
Votação da MP é adiada
Foi adiada para esta quarta-feira (29), às 11 horas, a votação do relatório do senador Eduardo Braga (MDB-AM) à MP 1.304/2025. A medida provisória, em análise na comissão mista, busca evitar o aumento da conta de luz decorrente da contratação obrigatória de usinas termelétricas.
O adiamento se deu para que os parlamentares pudessem analisar o relatório apresentado nesta terça-feira (28), que recomenda a aprovação na forma de projeto de lei de conversão, com muitas mudanças em relação ao texto original. A reunião foi suspensa e será reaberta na quarta-feira para a votação.
Apresentada em julho, a medida já teve o prazo prorrogado e precisa ter a votação no Congresso concluída até o dia 7 de novembro para não perder a validade. Após ser votado na comissão mista, o texto ainda precisa passar pelos Plenários da Câmara e do Senado.
A obrigação da contratação de termelétricas vigora desde 17 de junho, quando o Congresso Nacional derrubou vetos presidenciais àLei das Offshores, de 2025, para devolver ao texto a prorrogação de subsídios do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa).
No total, o relator acolheu 130 das 435 emendas apresentadas ao texto. De acordo com ele, as mudanças propostas vêm da necessidade de avançar para modernizar o marco regulatório do setor elétrico e promover maior segurança energética e menor preço das tarifas.
“É o que procuramos fazer com a proposta de PLV [projeto de lei de conversão] apresentada neste relatório e que está fundamentada nos seguintes eixos: modicidade tarifária; segurança energética, com destaque para o papel do armazenamento; ampliação responsável do mercado livre e valorização do gás natural como vetor de desenvolvimento industrial”, explicou Eduardo Braga.
CDE
A urgência da medida, de acordo com o relator, se justifica em razão do orçamento da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), fundo setorial que subsidia políticas públicas no setor elétrico, como a Tarifa Social de Energia Elétrica e o programa Luz para Todos. Com os subsídios para o setor, a CDE se aproxima de R$ 50 bilhões em 2025, impactando a tarifa final.
“Para o ano de 2025, o orçamento da CDE aprovado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) foi de R$ 49,2 bilhões, um aumento de 32,45% em relação a 2024. A CDE é custeada principalmente pelas quotas anuais pagas pelos consumidores, o que faz com que qualquer nova despesa se transforme em majoração de tarifas”, lembrou Braga.
O objetivo da MP era limitar o valor total dos recursos arrecadados para a CDE por meio de quotas (pagas pelos usuários) ao valor nominal total das despesas definido no orçamento da CDE para o ano de 2026. A medida também instituiu o Encargo de Complemento de Recursos (ECR), para cobrir a possível insuficiência de recursos para custeio das despesas da CDE em razão do limite de arrecadação.
O texto proposto por Eduardo Braga estabelece um limite para o valor total da CDE, com atualização pela inflação a partir de 2027. O teto será a soma de despesas sociais e administrativas mais o valor das demais despesas do orçamento Anual da CDE de 2025, atualizado pelo Indice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA). O ECR permanece no texto.
O projeto proposto pelo senador estabelece ainda outras mudanças, entre elas:
- Diferenciação das tarifas com base no nível de tensão a partir de 1º de janeiro de 2026;
- Mudanças nas contratações obrigatórias de termelétricas a gás natural nas Regiões Norte, Nordeste, Centro-Oeste e Sudeste. É revogada a obrigação inicial de 8.000 Megawatts (MW) da MP. Em seu lugar, o texto estabelece a contratação de 4.250 MW de termelétricas a gás natural e até 4.900 mW de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), com requisitos de flexibilidade;
- Regulamentação e incentivos fiscais para os Sistemas de Armazenamento de Energia em Bateria (BESS). Para viabilizar o BESS, o projeto garante a isenção de tributos como IPI, PIS/Cofins e autoriza a redução a zero do Imposto de Importação, com um limite de renúncia fiscal de R$ 1 bilhão para 2026;
- Cobrança de R$ 20 para cada 100 kWh de energia elétrica ativa compensada na micro e minigeração distribuída (MMGD) para subsidiar a modicidade tarifária;
- Emprego do Programa Luz para Todos em apoio e benefício da política pública de distribuição de equipamentos para recepção de sinal de televisão aberta e gratuita em áreas rurais e remotas da Amazônia Legal;
- Adição de contratação de até 3.000 MW de usinas termelétricas a biomassa, na modalidade de leilão de reserva de capacidade;
- Mecanismo para compensação aos titulares de usinas eólicas ou solares fotovoltaicas conectadas por custos relativos à indisponibilidade externa e requisitos de confiabilidade da operação ocorridos entre 1º de setembro de 2023 e a entrada em vigor do texto;
- Expansão do mercado livre para consumidores de baixa tensão, estabelecendo salvaguardas para o consumidor, como a definição de tarifas segregadas para que a migração ocorra com segurança;
- Autorização para que a Pré-Sal Petróleo S.A (PPSA) comercialize gás natural para contribuir com a modicidade tarifária e o desenvolvimento industrial;
- Custeio da contratação de reserva de capacidade na proporção da energia gerada pelos estabelecimentos de geração que solicitarem acesso aos sistemas de transmissão e distribuição, caso não cumpram os requisitos de flexibilidade, controle e armazenamento.
Com informações da Agência Senado.
Cynara Escobar – cynara.escobar@cma.com.br (Safras News)
Copyright 2025 – Grupo CMA
