Art. 13 da Lei nº 15.269/2025

Art. 8º A Lei nº 10.847, de 15 de março de 2004, passa a vigorar com as seguintes alterações:

“Art. 2º-A. A EPE, no exercício de suas competências definidas no art. 2º, deverá incluir, em caráter prioritário, no planejamento da expansão do Sistema Interligado Nacional, o empreendimento de transmissão que interligue os sistemas elétricos das cidades de Manaus, no Estado do Amazonas, e Porto Velho, no Estado de Rondônia.

§ 1º A interligação referida no caput deverá ser considerada prioritária para fins de elaboração dos estudos de viabilidade técnico-econômica e ambiental, bem como para definição dos projetos que subsidiarão a licitação para concessão do empreendimento.

§ 2º (VETADO).”

“Art. 4º ......................................................................................................................................

.............................................................................................................................................................

XIX - ........................................................................................................................................ ;

XX - realizar, direta ou indiretamente, estudos, levantamentos, projetos e demais atividades para a concepção de sistemas de armazenamento hidráulico.

§ 1º ...........................................................................................................................................

§ 2º A EPE poderá, a critério do Poder Executivo, realizar os estudos e promover os atos necessários à obtenção, junto aos órgãos competentes, da licença prévia ambiental, da declaração de disponibilidade hídrica e demais atos administrativos necessários às licitações dos sistemas de armazenamento hidráulico de que trata o inciso XX do caput deste artigo.” (NR)

Art. 9º A Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, passa a vigorar com as seguintes alterações:

“Art. 1º ......................................................................................................................................

.............................................................................................................................................................

§ 4º ...........................................................................................................................................

.............................................................................................................................................................

VI - .......................................................................................................................................... ;

VII - restrições de defluência e armazenamento dos reservatórios;

VIII - restrições de rampas de subida e descida das usinas hidrelétricas e termelétricas; e

IX - a reserva de potência operativa.

§ 5º Nos processos de definição de preços e de contabilização e liquidação das operações realizadas no mercado de curto prazo, serão considerados intervalos de tempo previamente estabelecidos e preços que deverão refletir as variações do valor econômico da energia elétrica, observados, inclusive, os seguintes fatores:

I - o disposto nos incisos I a IX do § 4º deste artigo;

II - o mecanismo de realocação de energia para mitigação do risco hidrológico;

III - o tratamento para os serviços ancilares de energia elétrica; e

IV - .......................................................................................................................................... ;

V - os limites de preços mínimo e máximo.

.............................................................................................................................................................

§ 10. .........................................................................................................................................

.............................................................................................................................................................

II - a reserva de potência operativa disponibilizada por instalações de energia elétrica, inclusive de geração hidroelétrica, para atendimento dos requisitos de inércia do sistema, regulação da frequência e capacidade de partida autônoma;

.............................................................................................................................................................

V - ........................................................................................................................................... ;

VI - indisponibilidade externa, referente a eventos motivados por indisponibilidades em instalações de transmissão externas às respectivas usinas ou conjuntos de usinas.

§ 11. É vedada a inclusão no encargo de que trata o § 10 para a cobertura dos custos decorrentes de restrições operativas impostas aos geradores de energia elétrica por necessidades sistêmicas associados:

I - ao atendimento a requisitos de confiabilidade elétrica da operação:

a) quando os documentos de acesso dos geradores ao sistema indicarem a possibilidade de restrições; e

b) quando os geradores estiverem operando em desconformidade com os requisitos técnicos mínimos para conexão ao sistema de transmissão; e

II - à sobreoferta de energia elétrica, referente a eventos motivados pela impossibilidade de alocação de geração de energia elétrica na carga.

§ 12. As revisões ordinárias de garantia física das usinas despachadas centralizadamente participantes do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE observarão, tanto para o acréscimo quanto para a redução de garantia física, o limite, por revisão, de 5% (cinco por cento) do valor estabelecido na última revisão realizada, e o limite total, considerado o conjunto das revisões durante a vigência da outorga, de 10% (dez por cento) do valor de base constante do respectivo ato de outorga, conforme regulamento.

§ 13. Os limites de que trata o § 12 não se aplicam nos casos de revisão de garantia física para fins de prorrogação de outorga ou licitação.” (NR)

“Art. 1º-A. (VETADO).

“Art. 1º-B. O titular de usina com outorga de geração de energia eólica ou solar fotovoltaica conectada ao SIN fará jus, mediante termo de compromisso firmado com o poder concedente, a compensação destinada à cobertura dos custos relativos à indisponibilidade externa e ao atendimento a requisitos de confiabilidade elétrica da operação, desde 1º de setembro de 2023 até a entrada em vigor deste dispositivo.

§ 1º A assinatura do termo de compromisso implica renúncia ao direito sobre o qual se funda a ação e desistência de eventual ação judicial em curso.

§ 2º Na forma do § 5º do art. 1º da Lei nº 9.469, de 10 de julho de 1997, a desistência e a renúncia previstas no § 1º deste artigo eximem as partes do pagamento de honorários advocatícios de sucumbência.

§ 3º O ONS deverá apurar, nos termos deste artigo, os montantes dos cortes de geração a serem compensados e enviá-los à CCEE.

§ 4º A CCEE deverá calcular os ressarcimentos, com atualização dos valores pela variação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), apurado e divulgado pela Fundação Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), ou do índice que vier a substituí-lo, desde a data do evento de corte de geração até a data de seu efetivo pagamento.

§ 5º Os valores correspondentes aos ressarcimentos devidos e ainda não liquidados, inclusive, se necessário, de períodos futuros, por agentes de geração eólica e solar fotovoltaica em Contratos de Energia de Reserva (CER) e em Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR), na modalidade disponibilidade, serão destinados, nos termos de regulamentação do poder concedente, ao pagamento da compensação de que trata este artigo.”

“Art. 2º ......................................................................................................................................

.............................................................................................................................................................

§ 2º ...........................................................................................................................................

.............................................................................................................................................................

III - para a energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração, a entrega será iniciada a partir do terceiro e até o sétimo ano subsequente ao da licitação, com prazo de suprimento de, no máximo, 35 (trinta e cinco) anos;

.............................................................................................................................................................

§ 8º-B. A obrigatoriedade de contratação regulada para o atendimento à totalidade do mercado, nos termos do disposto no caput, poderá ser flexibilizada pelo poder concedente, conforme disposições e limites a serem fixados em ato do Poder Executivo.

.............................................................................................................................................................

§ 22. A concessionária ou permissionária do serviço público de distribuição de energia elétrica deverá subsidiar e participar do planejamento do setor elétrico e da elaboração dos planos e estudos de expansão do Sistema Interligado Nacional, implementando as obras de sua responsabilidade e fazendo cumprir, em sua área de concessão ou permissão, as determinações técnicas e administrativas deles decorrentes.” (NR)

“Art. 2º-E. (VETADO).”

“Art. 3º O poder concedente homologará a quantidade de energia elétrica ou de reserva de capacidade, na forma de potência ou de flexibilidade, a ser contratada para o atendimento de todas as necessidades do mercado nacional e a relação dos empreendimentos, novos e existentes, que integrarão o processo licitatório, a título de referência.

.............................................................................................................................................................

§ 3º (VETADO).” (NR)

“Art. 3º-A. Os custos decorrentes da contratação de reserva de capacidade de que trata o art. 3º desta Lei, inclusive a energia de reserva, abrangidos, entre outros, os custos administrativos e financeiros e os encargos tributários, serão rateados entre todos os usuários finais de energia elétrica do SIN, incluídos os consumidores referidos nos arts. 15 e 16 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, e no § 5º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e os autoprodutores, estes apenas na parcela da energia elétrica decorrente da interligação ao SIN, conforme ato do Poder Executivo, e entre os geradores de energia nos casos previstos na legislação.

.............................................................................................................................................................

§ 3º O encargo de que trata o caput deste artigo será cobrado com base na proporção do consumo de energia elétrica, bem como da geração nos casos previstos na legislação.

.............................................................................................................................................................

§ 5º O poder concedente definirá, em regulamento, critério de rateio dos custos que considere, além da proporção do consumo de que trata § 3º, a contribuição do perfil de carga dos usuários de que trata o caput para a necessidade de contratação da reserva de capacidade.

§ 6º No caso de sistemas de armazenamento de energia, na forma de baterias, os custos da contratação de que tratam o art. 3º e este artigo serão rateados apenas entre os geradores de energia, na forma da regulamentação da Aneel.” (NR)

 “Art. 3º-D. A contratação de reserva de capacidade de que trata o art. 3º deverá contemplar:     (Produção de efeitos)

I - as termelétricas alcançadas pelo inciso V do caput do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, em quantidade correspondente ao consumo do montante mínimo de compra de carvão mineral nacional estipulado nos contratos de fornecimento vigentes em 31 de dezembro de 2022;

II - as termelétricas a carvão mineral nacional que possuem Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) vigente em 31 de dezembro de 2022 e com previsão de término de CCEAR não superior a 31 de dezembro de 2028.

§ 1º A contratação de que tratam os incisos I e II do caput deste artigo:

I - terá seu termo final em 31 de dezembro de 2040;

II - terá início a partir da assinatura do termo contratual;

III - terá inflexibilidade contratual anualizada, em valor que possibilite a quantidade correspondente ao consumo do montante mínimo de compra de carvão mineral nacional vigente nos contratos de fornecimento vigentes em 31 de dezembro 2022, de modo a:

a) manter o consumo do montante mínimo anual de compra de carvão mineral nacional estipulado para as usinas termelétricas de que trata o inciso I do caput deste artigo; e

b) manter o consumo de carvão mineral dos atuais contratos de que trata o inciso II do caput deste artigo;

IV - terá a receita ou o preço de venda compostos dos seguintes itens:

a) receita fixa vinculada ao custo de combustível com a inflexibilidade contratual, que terá o valor unitário, em real por megawatt-hora (R$/MWh), equivalente ao custo variável unitário (CVU) teto para geração a carvão mineral do Leilão de Energia Nova A-6/2019, com atualização desse valor até a data de contratação pelo mesmo critério de correção do referido leilão, aplicada a mesma regra de reajuste durante o período de contratação;

b) receita fixa vinculada aos demais itens, que seja contratualmente a diferença entre a receita fixa total contratual e a receita fixa vinculada ao custo de combustível, e que terá valor igual à:

1. receita fixa vinculada aos demais itens dos contratos vigentes em 31 de dezembro de 2022, mantidas as regras de reajuste contratuais, para as termelétricas alcançadas pelo inciso II do caput deste artigo; e

2. média das receitas fixas vinculadas aos demais itens, devidamente recontratadas, nos termos do inciso II do caput, e a ponderação da respectiva garantia física comprometida na recontratação, para as termelétricas alcançadas pelo inciso I do caput deste artigo; e

c) receita variável, que terá o valor unitário, em R$/MWh, equivalente ao CVU teto para geração a carvão mineral do Leilão A-6/2019, com atualização desse valor até a data de contratação pelo mesmo critério de correção do referido leilão, aplicada a mesma regra de reajuste durante o período de contratação.

§ 2º As usinas contratadas na forma do inciso I do caput deste artigo deixarão de fazer jus ao reembolso de que trata o inciso V do caput do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002.

§ 3º O Poder Executivo poderá:

I - estabelecer requisitos de controle, capacidade, flexibilidade e armazenamento de energia como condição à contratação de que trata este artigo;

II - exigir que as usinas possuam a capacidade de armazenar, no máximo, 5% (cinco por cento) da inflexibilidade diária média da usina.

§ 4º Os empreendimentos de geração alcançados por este artigo que não observarem os requisitos de que trata o § 3º deverão custear a contratação de reserva de capacidade de que tratam os arts. 3º e 3º-A desta Lei, na proporção da energia elétrica gerada, conforme regulamento da Aneel.

§ 5º A União prorrogará por 25 (vinte e cinco) anos as outorgas das concessionárias de geração e das empresas autorizadas à produção independente de energia elétrica dos empreendimentos de que trata o caput deste artigo.”

“Art. 3º-E. A Aneel estabelecerá mecanismo competitivo para incentivar a geração de energia e a resposta do consumo nos horários de maior demanda do sistema elétrico, a ser custeado pelo encargo de reserva de capacidade de que trata o art. 3º-A desta Lei.

Parágrafo único. A regulamentação do mecanismo de que trata o caput tratará, dentre outros aspectos:

I - das usinas de geração e dos consumidores de energia elegíveis a participação no mecanismo;

II - da forma, dos prazos, das penalidades e das condições para participação no mecanismo;

III - da remuneração, pelo encargo de que trata o caput, dos valores que excederem o Preço de Liquidação das Diferenças; e

IV - do adicional à remuneração de que trata o inciso III, para usinas hidrelétricas reversíveis.”

“Art. 4º ......................................................................................................................................

.............................................................................................................................................................

§ 15. Competem à CCEE o monitoramento dos respectivos associados e das operações do mercado de energia elétrica nela realizadas e as providências decorrentes, de acordo com os procedimentos aprovados pela Aneel.

§ 16. A pessoa natural ou jurídica, contratada pela CCEE para o exercício da gestão ou da supervisão da atividade de monitoramento de que trata o § 15 é diretamente responsável, civil e administrativamente, pelos prejuízos resultantes de atos realizados com dolo ou culpa grave que infringirem normas legais, regulamentares ou estatutárias, sem prejuízo de eventual responsabilidade penal e de eventual responsabilidade subsidiária da CCEE.

§ 17. Os administradores dos agentes setoriais são diretamente responsáveis, civil e administrativamente, pelos prejuízos resultantes de atos realizados com dolo ou culpa grave e pelos que infringirem normas legais, regulamentares ou estatutárias, sem prejuízo de eventual responsabilidade penal e da responsabilidade subsidiária da pessoa jurídica por eles representada.

§ 18. A CCEE poderá participar em outros mercados de energia ou prestar outros serviços, incluídas a gestão de garantias de contratos de compra e venda no ambiente de contratação livre, a gestão de registros e a certificação de energia, nos termos do disposto nas legislações e regulações pertinentes.

§ 19. Na hipótese prevista no § 18, deverá ser garantida a separação administrativa, financeira e contábil entre as atividades relativas à comercialização de energia elétrica e aquelas decorrentes da participação em outros mercados de energia.” (NR)

“Art. 4º-D. A partir da entrada em vigor deste artigo, a CCEE passará a ser denominada Câmara de Comercialização de Energia (CCEE), permanecendo válidas todas as disposições legais e infralegais anteriormente atribuídas à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.”

Art. 10. A Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009, passa a vigorar com as seguintes alterações:

“Art. 1º-A. (VETADO).”

“Art. 4º-E. Os contratos de compra e venda de energia elétrica relativos aos agentes de distribuição alcançados pelo art. 4º-C e lastreados, direta ou indiretamente, por usinas termelétricas cujas despesas com a infraestrutura de transporte dutoviário de gás natural sejam reembolsáveis pela CCC terão seu termo final equivalente ao prazo de 12 (doze) meses após a previsão do poder concedente para entrada em operação de solução de suprimento que possa prescindir da necessidade de despacho termelétrico local por razão de confiabilidade.

Parágrafo único. O preço dos contratos deverá ser reduzido em razão de eventual alteração de tarifa de transporte dutoviário, de que trata o inciso VI do art. 8º e o § 1º do art. 58 da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997.”

Art. 11. A Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, passa a vigorar com as seguintes alterações:

“Art. 1º-A. A partir da entrada em vigor deste artigo, o poder concedente poderá prorrogar ou licitar os empreendimentos de geração de energia elétrica de usinas hidrelétricas com capacidade instalada superior a 50.000 kW (cinquenta mil quilowatts), outorgados antes de 11 de dezembro de 2003.”

“Art. 1º-B. O poder concedente, caso opte pela prorrogação das outorgas dos empreendimentos de que trata o art. 1º-A, observará o disposto nesse artigo.

§ 1º São condições obrigatórias para a prorrogação das outorgas:

I - o pagamento à Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, de que trata a Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, correspondente a 50% (cinquenta por cento) do valor estimado da concessão;

II - o pagamento pela outorga correspondente a 50% (cinquenta por cento) do valor estimado da concessão;

III - a adoção da produção independente como regime de exploração, nos termos da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, inclusive, quanto às condições de extinção das outorgas e de encampação das instalações e da indenização porventura devida;

IV - a assunção do risco hidrológico pelo concessionário, vedada, após a prorrogação de que trata o caput, a repactuação prevista pela Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015;

V - recálculo da garantia física, com validade a partir da data de início da prorrogação da outorga, sem qualquer limite de variação em relação à garantia física anteriormente vigente, bem como sujeição a revisões periódicas de garantia física; e

VI - prazo de até 30 (trinta) anos.

§ 2º A venda de energia elétrica para os ambientes de contratação regulada e de contratação livre, na forma da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, é garantida ao titular da outorga prorrogada nos termos deste artigo.

§ 3º O Poder Executivo poderá exigir percentual mínimo de energia elétrica a ser destinada ao ambiente de contratação regulada para as concessões prorrogadas na forma deste artigo.

§ 4º O valor da concessão de que trata o § 1º deverá:

I - ser calculado a partir de metodologia definida em ato do Poder Executivo; e

II - considerar o valor dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados.

§ 5º O cálculo do valor dos investimentos de que trata o inciso II do § 4º utilizará como base a metodologia de valor novo de reposição, conforme critérios estabelecidos em regulamento do poder concedente.

§ 6º O disposto no art. 7º da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, não se aplica às outorgas de concessão prorrogadas na forma deste artigo.

§ 7º O disposto neste artigo também se aplica às concessões de geração de energia hidrelétrica destinadas à produção independente ou à autoprodução, observado o previsto no art. 2º.

§ 8º O valor referido no inciso II do § 1º será destinado à Conta de Desenvolvimento Energético - CDE no caso de prorrogação ou licitação de outorgas com vencimento até 31 de dezembro de 2032.”

“Art. 2º A outorga de concessão e autorização para aproveitamento de potencial hidráulico maior que 5.000 kW (cinco mil quilowatts) e inferior ou igual a 50.000 kW (cinquenta mil quilowatts), desde que ainda não tenha sido prorrogada nos termos deste artigo e esteja em vigor quando da publicação desta Lei, poderá ser prorrogada a título oneroso, em conformidade com o previsto no § 1º-A.

..................................................................................................................................................... ” (NR)

“Art. 8º As outorgas de geração e as concessões de transmissão e de distribuição de energia elétrica que não forem prorrogadas, nos termos desta Lei, serão licitadas, na modalidade leilão ou concorrência, por até 30 (trinta) anos.

.............................................................................................................................................................

§ 3º Aplica-se o disposto nos §§ 1º a 6º e 8º do art. 1º-B às outorgas decorrentes de licitações de empreendimentos de geração de que trata o caput, o disposto no parágrafo único do art. 6º, às concessões de transmissão, e o disposto no art. 7º, às concessões de distribuição.

.............................................................................................................................................................

§ 6º A licitação de que trata o caput poderá utilizar os critérios estabelecidos nos incisos I e II do caput do art. 15 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, ou a combinação dos dois critérios, observado o disposto no § 3º deste artigo.

.............................................................................................................................................................

§ 11. O disposto nos §§ 7º, 8º e 9º se aplica apenas aos empreendimentos de geração licitados até a data de entrada em vigor deste parágrafo.” (NR)

“Art. 13. Na antecipação dos efeitos da prorrogação de que trata o art. 12, o poder concedente definirá, conforme regulamento:

I - a tarifa ou receita inicial para os concessionários de transmissão e distribuição;

II - os pagamentos de quota anual à CDE e pela outorga para os empreendimentos de geração.” (NR)

Art. 12. A Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015, passa a vigorar com as seguintes alterações:

“Art. 1º ......................................................................................................................................

.............................................................................................................................................................

§ 14. É vedada a repactuação do risco hidrológico de que trata este artigo após 12 (doze) meses, contados da data de entrada em vigor deste parágrafo.” (NR)

“Art. 2º-F. Os montantes financeiros não pagos na liquidação financeira do mercado de curto prazo operada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica — CCEE decorrentes de ações judiciais em curso que requeiram isenção ou mitigação dos efeitos de riscos hidrológicos relacionados ao MRE serão passíveis de negociação por meio de mecanismo concorrencial centralizado operacionalizado pela CCEE.

§ 1º A liquidação financeira do mercado de curto prazo a que se refere o caput é aquela realizada em data imediatamente anterior à data de operacionalização, pela CCEE, do mecanismo concorrencial centralizado, o qual observará as seguintes diretrizes:

I - o objeto do mecanismo concorrencial será a negociação de títulos, cujo valor de face individual será tal que a soma dos títulos resulte no total de valores não pagos na liquidação do mercado de curto prazo;

II - o valor de face dos títulos adquiridos permitirá ao comprador desses títulos e titular da outorga a compensação mediante a extensão do prazo de outorga do empreendimento participante do MRE, limitada a 7 (sete) anos, calculada com base nos valores dos parâmetros aplicados pela Aneel para as extensões decorrentes do art. 1º, § 2º, inciso II, dispondo o gerador livremente da energia;

III - serão elegíveis à participação como compradores do mecanismo concorrencial os agentes de geração hidrelétrica participantes do MRE;

IV - os vencedores do mecanismo concorrencial deverão efetuar o pagamento dos respectivos lances na liquidação financeira do mercado de curto prazo imediatamente subsequente à realização do mecanismo concorrencial;

V - os pagamentos de que trata o inciso IV serão destinados a liquidar proporcionalmente os valores do mercado de curto prazo não pagos a que se refere o caput; e

VI - na eventualidade de a soma dos pagamentos superar o total de valores devidos na liquidação do mercado de curto prazo, o valor excedente será destinado às concessionárias de distribuição, para contenção de impacto tarifário de consumidores regulados da região Norte do Brasil, conforme diretrizes do Ministério de Minas e Energia - MME.

§ 2º O mecanismo concorrencial centralizado poderá, caso necessário, ser realizado mais de uma vez.

§ 3º Para fins de tornar o respectivo montante financeiro de que trata o caput elegível à negociação no mecanismo concorrencial, o agente de geração hidrelétrica titular desse montante financeiro deverá apresentar pedido à CCEE, previamente à realização do referido mecanismo concorrencial, com a comprovação da desistência da ação judicial e a renúncia a qualquer alegação de direito sobre o qual se funda a ação, com eficácia condicionada à completa liquidação dos valores não pagos relacionados à respectiva ação judicial, por meio do mecanismo concorrencial.

§ 4º Na hipótese em que o titular do montante financeiro de que trata o caput não seja litigante, a aplicação do disposto no § 3º fica condicionada à assinatura de termo de compromisso, com declaração de renúncia a qualquer pretensão judicial de isenção ou de limitação percentual de riscos hidrológicos relacionados ao MRE.

§ 5º A desistência e a renúncia de que trata o § 3º serão comprovadas por meio do envio da cópia do protocolo do requerimento de extinção do processo com a resolução de mérito, nos termos do disposto no art. 487, caput, inciso III, alínea “c”, da Lei nº 13.105, de 16 de março de 2015 - Código de Processo Civil.”

“Art. 2º-G. Os valores excedentes do mecanismo concorrencial centralizado de que trata o art. 7º da Medida Provisória nº 1.300, de 21 de maio de 2025, destinados à Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, serão utilizados, no ano de 2025, para fins da modicidade tarifária dos consumidores do ambiente regulado das concessionárias de distribuição de energia elétrica da Região Norte que ainda não tiveram os resultados dos processos tarifários homologados pela Aneel na data de publicação deste artigo, na proporção do mercado regulado das respectivas distribuidoras.

Parágrafo único. Os valores de que trata o caput serão considerados na distribuição dos recursos de que trata o art. 4º da Lei nº 15.235, de 8 de outubro de 2025, reduzindo o repasse para as distribuidoras de que trata o caput.”

Art. 13. A Lei nº 14.182, de 12 de julho de 2021, passa a vigorar com as seguintes alterações:

“Art. 1º ......................................................................................................................................

§ 1º A desestatização da Eletrobras será executada na modalidade de aumento do capital social, por meio de subscrição pública de ações ordinárias com renúncia do direito de subscrição pela União, e será realizada a outorga de novas concessões de geração de energia elétrica pelo prazo de 30 (trinta) anos, contado da data de assinatura dos novos contratos referidos no caput, e poderá ser realizada a prorrogação dos contratos de Pequenas Centrais Hidrelétricas - PCH, centrais a biomassa e centrais eólicas do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - Proinfa, nos termos estabelecidos no art. 23, e a contratação pelo poder concedente, na modalidade de leilão de reserva de capacidade, referida nos arts. 3º e 3º-A da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, de centrais hidrelétricas até 50 MW (cinquenta megawatts) no montante de 4.900 MW (quatro mil e novecentos megawatts), com período de suprimento de 25 (vinte e cinco) anos, ao preço máximo equivalente ao teto estabelecido no Leilão A-6 de 2019 para empreendimentos sem outorga, com atualização desse valor até a data de publicação do edital específico pelo Índice Nacional de Custo da Construção Civil (INCC), sendo corrigido após a realização do leilão pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA).

.............................................................................................................................................................

§ 14. A contratação de centrais hidrelétricas de até 50 MW (cinquenta megawatts) de que trata o § 1º deverá observar a seguinte divisão regional:

I - no que se refere ao total de 3.000 MW (três mil megawatts) de que trata o § 19:

a) 1.837 MW (mil oitocentos e trinta e sete megawatts) contratados de empreendimentos localizados na Região Centro-Oeste;

b) 918 MW (novecentos e dezoito megawatts) contratados de empreendimentos localizados nas Regiões Sul e Sudeste;

c) 245 MW (duzentos e quarenta e cinco megawatts) contratados de empreendimentos localizados nas Regiões Norte e Nordeste;

II - no que se refere ao montante adicional potencial de 1.900 MW (mil e novecentos megawatts):

a) 1.163 MW (mil cento e sessenta e três megawatts) contratados de empreendimentos localizados na Região Centro-Oeste;

b) 581 MW (quinhentos e oitenta e um megawatts) contratados de empreendimentos localizados nas Regiões Sul e Sudeste; e

c) 156 MW (cento e cinquenta e seis megawatts) contratados de empreendimentos localizados nas Regiões Norte e Nordeste.

.............................................................................................................................................................

§ 15-A. Adicionalmente às disposições previstas no § 1º deste artigo, também deverão ser contratados 3.000 MW (três mil megawatts) de usinas termelétricas a biomassa, na modalidade de leilão de reserva de capacidade, de que trata este artigo.

.............................................................................................................................................................

§ 19. Até o primeiro trimestre de 2026, será realizada a contratação de até 3.000 MW (três mil megawatts) de centrais hidrelétricas até 50 MW (cinquenta megawatts), na modalidade de leilão de reserva de capacidade, de que trata este artigo, com os seguintes limites para cada etapa:

I - 1.000 MW (mil megawatts), para início de suprimento a partir do segundo semestre de 2032;

II - 1.000 MW (mil megawatts), para início de suprimento a partir do segundo semestre de 2033; e

III - 1.000 MW (mil megawatts), para início de suprimento a partir do segundo semestre de 2034.

§ 20. A geração de centrais hidrelétricas até 50 MW (cinquenta megawatts), de que trata este artigo, será contratada na modalidade de leilão de reserva de capacidade, conforme diretrizes estabelecidas pelo poder concedente.” (NR)

“Art. 1º-A. As contratações de energia elétrica proveniente de qualquer fonte de que trata esta Lei serão limitadas à necessidade identificada pelo planejamento setorial, a partir de critérios técnicos e econômicos estabelecidos pelo Conselho Nacional de Política Energética - CNPE, nos termos do disposto no art. 3º da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, não se aplicando esta limitação à contratação de que trata o § 19 do art. 1º.”

Conteudo atualizado em 08/02/2026