A decisão da Aneel foi homologada na terça-feira (11). Para Roraima, a agência estabeleceu um valor preliminar de R$ 148,16 milhões em UBP, com R$ 123,46 milhões indicados para transferência à distribuidora.

A medida não representa, porém, um desconto direto de R$ 123 milhões nas contas de energia nem significa que cada consumidor terá uma redução proporcional desse valor. Os recursos entram em uma sistemática de compensação tarifária definida pela agência reguladora.

Outro ponto da decisão é a homologação de um Efeito Tarifário Limite Equilibrado Preliminar (ETLEP) de 6,53%. O índice serve como referência para distribuir de forma equilibrada os efeitos dos recursos entre as distribuidoras que atendem as áreas da Superintendência do Desenvolvimento da Amazônia (Sudam) e da Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste (Sudene).

O percentual também não corresponde a um reajuste ou desconto de 6,53% para os consumidores. O cálculo considera os resultados dos processos tarifários e busca evitar que a aplicação dos recursos provoque distorções entre as empresas.

A origem do dinheiro está na repactuação do UBP de 24 concessões de usinas hidrelétricas. Com a adesão ao programa, parcelas futuras que seriam pagas pelo uso do bem público foram substituídas por aportes na Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).

A operação está relacionada às regras estabelecidas pela Lei nº 15.235/2025, que permitiu a utilização dos recursos para garantir a redução dos efeitos tarifários para consumidores do ambiente regulado nas áreas abrangidas.

Para Roraima, o repasse previsto coloca a Roraima Energia entre as distribuidoras que receberão recursos dentro do mecanismo. Na Região Norte, a Amazonas Energia aparece com R$ 573,26 milhões, a Energisa Rondônia com R$ 424,77 milhões, a Equatorial CEA com R$ 155,09 milhões, a Energisa Acre com R$ 37,27 milhões e a Energisa Tocantins com R$ 26,63 milhões.

No Nordeste, a maior transferência preliminar é para a Neoenergia Coelba, com R$ 697,08 milhões. A Enel Ceará aparece com R$ 403,81 milhões, enquanto a Equatorial Alagoas tem R$ 231,18 milhões previstos.

A distribuição ainda não é definitiva para todas as empresas. Os valores destinados à Equatorial Pará, Equatorial Maranhão, Equatorial Piauí, Energisa Paraíba e ELFSM serão recalculados durante os respectivos processos tarifários.

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) deverá realizar as transferências em até 10 dias após a publicação da decisão da Aneel.

A decisão integra a política de modicidade tarifária do setor elétrico, área em que a Aneel acompanha e regulamenta os processos de definição das tarifas das distribuidoras.

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A medida mantém temporariamente a regra excepcional criada para o período em que Roraima operava como sistema isolado. A agência informou que a flexibilização tem caráter excepcional, transitório e sem possibilidade de nova prorrogação.

Durante esse período, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) não aplicará o limite previsto na Resolução Normativa nº 1.016/2022, que estabelece reembolso preliminar de 75% da média dos três meses anteriores.

A distribuidora alegou que a redução imediata provocaria um descasamento de caixa, pois ainda mantém compromissos financeiros relacionados aos contratos firmados nos leilões dos sistemas isolados.

O relator do processo, diretor Willamy Frota, considerou que a conexão do estado ao Sistema Interligado Nacional (SIN), realizada em 1º de janeiro de 2026, não eliminou todas as características contratuais e operacionais do antigo modelo.

Ele destacou que a geração ainda depende de contratos celebrados durante o período de isolamento energético e que a estrutura de pagamentos permanece inalterada.

A decisão também levou em consideração a mudança no controle acionário da Roraima Energia, recentemente assumida pela Âmbar, além de entendimento semelhante aplicado pela Aneel no caso da Amazonas Energia.

Encerrado o período de três meses, a distribuidora deverá retornar ao limite regulatório de 75% previsto na norma da agência.

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A decisão foi tomada durante a décima reunião pública ordinária da agência e integra um pacote de medidas voltado à redistribuição de recursos do setor elétrico em todo o país.

O modelo aprovado envolve R$ 5,53 bilhões obtidos por meio da repactuação de dívidas de geradoras hidrelétricas relacionadas ao uso de bem público (UBP), que serão repassados a 22 distribuidoras.

Segundo a Aneel, o objetivo é reduzir o impacto tarifário nas contas de luz e buscar o menor efeito equilibrado possível entre as distribuidoras beneficiadas.

Em Roraima, esse mecanismo será aplicado sobre um reajuste de 24,13% aprovado em janeiro deste ano. Com a compensação financeira, a expectativa da agência é de que o efeito médio da tarifa fique em torno de 4,51%, em caráter preliminar.

A agência reguladora informou que a previsão é de que os recursos sejam quitados até julho, quando os cálculos finais do mecanismo serão consolidados.

Em fevereiro, o diretor-geral da Aneel, Sandoval de Araújo Feitosa Neto, explicou que os reajustes estavam relacionados principalmente a encargos setoriais e à conexão de Roraima ao Sistema Interligado Nacional (SIN), por meio do Linhão de Tucuruí.

Após essa etapa, a Aneel ainda deverá definir os percentuais preliminares de aplicação por distribuidora, que podem variar conforme a arrecadação efetiva.

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As usinas incluídas na negociação são a UTE Distrito, com 21,69 megawatts (MW); a UTE Floresta, com 85,99 MW; a UTE Monte Cristo Sucuba, com 155,34 MW; além da UTE Monte Cristo.

A movimentação ocorre após o Cade também aprovar a compra da distribuidora Roraima Energia pelo Futura Ventures, empresa ligada ao grupo J&F. O aval referente à distribuidora foi publicado no Diário Oficial em 8 de maio.

Na negociação da Roraima Energia, o Futura Ventures adquiriu 99,99% das ações que pertenciam à Oliveira Energia. Nesse caso, a Aneel já havia autorizado previamente a transferência do controle da empresa.

Os valores envolvidos nas operações não foram divulgados. As tratativas surgiram durante o processo de negociação da Amazonas Energia, distribuidora que pertencia à Oliveira Energia e que também passou a ser alvo de aquisição pelo Futura Ventures.

O grupo J&F mantém atuação no setor energético por meio da Âmbar Energia, empresa responsável por usinas termelétricas em diferentes regiões do país. A holding também controla a JBS, companhia que possui ativos próprios de geração de energia.

Com informações de MegaWhat

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A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) informou que será cobrado um adicional de R$ 1,885 para cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumidos, valor que será incluído diretamente na fatura mensal dos consumidores.

A adoção da bandeira ocorre em um cenário de redução das chuvas, o que compromete a geração de energia pelas hidrelétricas. Com isso, há maior necessidade de utilização de usinas termelétricas, que têm custo mais alto.

Desde a conexão ao sistema nacional, cerca de 213 mil unidades consumidoras em Roraima já registraram aumento nas tarifas de energia elétrica.

O reajuste médio foi de 24,13% em relação ao ano de 2025, com impactos diferentes entre os tipos de consumidores.

Os usuários de alta tensão foram os mais afetados, com aumento de 28,93%, enquanto os consumidores de baixa tensão tiveram elevação de 22,90%.

A Aneel também aponta que o cenário pode se agravar ao longo do ano, principalmente devido à atuação do fenômeno El Niño, que pode reduzir o volume de chuvas na Região Norte no segundo semestre.

O sistema de bandeiras tarifárias funciona como um mecanismo que indica mensalmente as condições de geração de energia no país.

Quando os custos aumentam, especialmente pelo uso de fontes mais caras como as termelétricas, a diferença é repassada ao consumidor na conta de luz.

Com informações de ac24horas

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A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou a venda da Roraima Energia e de duas termelétricas localizadas no estado, em operação que ainda será analisada pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade).

O negócio envolve a transferência da distribuidora e das usinas Monte Cristo, com capacidade de 155,34 MW, e Monte Cristo Sucuba, com 42,25 MW, do grupo Oliveira Energia para a Âmbar Energia, pertencente ao grupo J&F.

Mesmo com a autorização da Aneel, o Cade instaurou procedimento para coletar informações detalhadas sobre a operação. A intenção é subsidiar a análise do tribunal do órgão antitruste antes da decisão definitiva.

O processo na Aneel foi aprovado com base no voto do diretor-relator Gentil Nogueira, que também autorizou a assinatura de termo aditivo ao contrato de concessão nº 04/2018.

O documento deverá formalizar a alteração do controle societário e ajustar o contrato às exigências da legislação atual, especialmente em relação a prazos e critérios de eficiência econômico-financeira.

As demais cláusulas contratuais permanecem inalteradas, conforme a decisão da agência reguladora.

A análise técnica da Aneel e da Procuradoria Federal junto à autarquia não identificou impedimentos legais, contratuais ou previstos em edital para a realização da operação.

No voto, Nogueira destacou que o novo controlador possui capacidade econômico-financeira e alinhamento estratégico com investimentos em infraestrutura na Região Norte.

A avaliação considera que a mudança pode contribuir para a continuidade dos ganhos já alcançados pela concessionária e para a ampliação da eficiência operacional.

A operação também é apontada como instrumento para fortalecer a governança da concessão e viabilizar investimentos voltados à interligação de Roraima ao Sistema Interligado Nacional (SIN).

Além disso, a medida está relacionada à melhoria da qualidade do fornecimento de energia, observando o interesse público, a modicidade tarifária e as obrigações contratuais.

Em janeiro, a Aneel aprovou reajuste tarifário médio de 24,13% para a Roraima Energia, que atende cerca de 190 mil consumidores no estado.

O aumento foi explicado pelo crescimento dos custos de aquisição de energia, despesas com transporte de combustível e inclusão de componentes financeiros acumulados.

Com informações de MegaWhat

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Segundo Sandoval, os encargos setoriais representam 9% do aumento e financiam programas sociais e de energia renovável. Além disso, a interligação de Roraima ao Sistema Interligado Nacional (SIN), pelo Linhão de Tucuruí, permite transferência de energia e evita apagões.

“Caso não houvesse interligação, o reajuste seria de aproximadamente 18%, devido ao custo mais elevado da operação isolada”, afirmou o diretor.

Senadores questionaram a possibilidade de diferimento tarifário, prática usada em outros estados para adiar aumentos. Sandoval explicou que isso só ocorre antes da homologação e por iniciativa da concessionária. O presidente da CTFC, senador Hiran Gonçalves (PP-RR), informou ter solicitado a recomposição da tarifa.

“Roraima foi duramente penalizado com esse aumento completamente desproporcional. Por isso já solicitei, oficialmente, uma recomposição baseada na modicidade tarifária”, declarou.

O senador Mecias de Jesus (Republicanos-RR) entrou com ação popular questionando a legalidade do reajuste. A Aneel prevê redução da tarifa em 2027, após o desligamento de parte das usinas termelétricas do estado.

Com informações da Rádio Senado

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O maior impacto será para consumidores atendidos em alta tensão, como indústrias e grandes empresas, que terão aumento médio de 28,93%. Para os consumidores de baixa tensão, sobretudo residenciais, o reajuste médio será de 22,90%.

Segundo a Aneel, os percentuais refletem o avanço dos encargos setoriais, além do aumento do custo de transporte de energia elétrica e dos custos financeiros da distribuidora.

A Roraima Energia atende cerca de 218 mil unidades consumidoras no estado, com faturamento anual estimado em R$ 844 milhões.

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De acordo com a distribuidora, o contrato passou a gerar fornecimento antes da entrada em operação comercial da linha de transmissão Boa Vista–Manaus, o que resultou na alocação integral da energia ao portfólio da empresa. Com isso, a sobrecontratação passou a ser liquidada no Mercado de Curto Prazo (MCP) ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), sem cobertura integral dos mecanismos existentes, como o Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD).

O primeiro pedido de medida cautelar foi apresentado em novembro de 2025 e negado pelo diretor da Aneel Willamy Frota, que indicou que os ajustes deveriam ser tratados por meio da Conta de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA), com reconhecimento no evento tarifário de 2026. A Roraima Energia sustenta que a metodologia da CVA não absorve integralmente os valores referentes aos últimos meses de 2025, razão pela qual pede o repasse excepcional e imediato.

A empresa foi adquirida em 2025 pela Âmbar Energia, controlada pelo grupo J&F, operação que ainda aguarda conclusão dos trâmites regulatórios. Segundo a distribuidora, o repasse solicitado é fundamental para garantir a gestão financeira do portfólio de contratos ao longo de 2026, especialmente diante do aumento de faturamento previsto no contrato a partir do segundo semestre.

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Apesar de a infraestrutura principal estar concluída — com a Linha de Transmissão Manaus–Boa Vista finalizada e integrando o último estado que permanecia isolado —, a Aneel apontou uma série de exigências que ainda precisam ser cumpridas pelos agentes do setor elétrico.

Entre as pendências estão a implantação completa dos Sistemas de Medição para Faturamento (SMF), ajustes e formalização de contratos de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, entrega de modelos matemáticos e relatórios técnicos, além de divergências em características autorizadas de algumas usinas, como a UTE Jaguatirica II. Todos esses itens devem ser regularizados até 30 de junho de 2026.

A Aneel também destacou que os agentes precisam concluir a adesão e o cadastramento na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). O não cumprimento das exigências pode resultar em penalidades, incluindo suspensão da operação comercial.

Enquanto isso, Roraima seguirá sob regulamentação própria dos sistemas isolados, conforme a Portaria MME nº 258/2013. A agência estabelecerá regras transitórias para tratar a energia transferida do SIN para Boa Vista.

A interligação deve permitir o desligamento gradual das usinas térmicas, o que representa redução de custos para o sistema elétrico brasileiro, segundo o Ministério de Minas e Energia (MME).

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