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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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 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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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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A Roraima Energia pertence atualmente ao grupo Oliveira Energia, que sinalizou interesse em desinvestir do setor. No documento, a J&F afirma que a aquisição é parte de uma estratégia de expansão no mercado elétrico, e defende que a operação não apresenta riscos concorrenciais.

“A operação proposta representa uma boa oportunidade para a expansão das atividades do Grupo J&F no setor elétrico, contribuindo para o seu desenvolvimento e para a sua maior eficiência como um todo no país. Para o Grupo Oliveira Energia, a operação está alinhada aos seus planos de desinvestimento”, afirma o texto enviado ao Cade.

Segundo a holding, a atividade da J&F no setor se concentra na geração e comercialização de energia, enquanto a Roraima Energia atua apenas na distribuição. Essa distinção de atuação, segundo a empresa, reduz qualquer possibilidade de impacto negativo na concorrência.

O grupo também destacou que, mesmo com a aquisição, sua participação no mercado nacional de distribuição não ultrapassará 3%. Já nos segmentos de geração e comercialização, o percentual atual da J&F está abaixo de 30%.

A J&F atua no setor energético por meio da Âmbar Energia, com capacidade instalada de 4,1 gigawatts. Em 2024, o grupo adquiriu 12 usinas termelétricas da Eletrobras e assumiu o controle da Amazonas Energia, distribuidora que atende o Amazonas.

Com informações do Valor Econômico

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Segundo Denarium, os testes iniciados em 13 de setembro foram bem-sucedidos, e a energia começou a ser transmitida de forma oficial nesta quinta-feira. “Hoje começa o primeiro dia oficial da energia do Linhão de Tucuruí para Boa Vista”, declarou o governador.

A obra estava prevista para ser concluída apenas em dezembro, segundo o cronograma do governo federal. A cerimônia simbólica de energização ocorreu em 10 de setembro, com presença do presidente Lula. Desde então, o sistema operava em testes.

O projeto do linhão teve início nos anos 1990, mas foi paralisado por anos. Em 2011, uma decisão judicial baseada em ação do Ministério Público Federal suspendeu a licitação.

“Fizemos um grande esforço para que o tema voltasse à pauta. Mostramos que a obra era necessária e segura, sem impacto ambiental significativo”, afirmou Denarium.

De acordo com o governador, a retomada só foi possível após articulação com comunidades indígenas e liberação da compensação ambiental.

“A principal preocupação era a passagem do linhão por área indígena. Com apoio do governo federal, garantimos uma compensação superior a R$ 100 milhões”, disse.

Denarium agradeceu aos ex-ministros Bento Albuquerque e Alexandre Silveira e mencionou o apoio tanto de Bolsonaro quanto de Lula na execução final da obra.

A entrada de Roraima no SIN representa o fim da dependência de termelétricas poluentes e da importação irregular de energia da Venezuela. Em 2018, o Estado sofreu 84 apagões. Em 2024, foram apenas quatro.

O governador destacou ainda que, com o novo cenário, 55% da energia vem do linhão, e 45% de fontes locais, como gás natural, biomassa e pequenas térmicas. Ele defendeu que a matriz atual é mais limpa e sustentável.

Mesmo com a nova conexão, Denarium disse que os preços da energia não devem cair de imediato.

“A tarifa é calculada com base nacional. No curto prazo, não esperamos queda significativa, mas a médio prazo, a tendência é de redução”, afirmou.

Para o governador, a mudança energética deve impactar positivamente a economia local.

“Temos estabilidade e energia segura. Estamos preparados para receber investimentos e gerar mais empregos”, disse.

Com informações de Guilherme Waltenberg/Poder360

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A empresa Roraima Energia informou que a interrupção no sistema resultou no desligamento das usinas termelétricas, responsáveis por abastecer o Estado. A reativação do fornecimento começou através do Operador Nacional do Sistema (ONS), que completou o processo de religamento por volta das 2h50 deste sábado (24).

A fata de energia causou outros transtornos. A conexão de internet foi afetada, com sinais de telefonia, como 4G e 5G, indisponíveis em algumas áreas da cidade, dificultando a comunicação.

Roraima, único estado que não faz parte do Sistema Interligado Nacional (SIN), aguarda a conclusão do projeto do Linhão Manaus-Boa Vista. Atualmente, as obras estão 80% concluídas e a previsão é que sejam entregues até o fim deste ano.

O projeto visa integrar o Estado ao SIN e reduzir a dependência da energia fornecida pela Venezuela, que já dura mais de 18 anos. O investimento total no linhão é de R$ 2,6 bilhões e a extensão das linhas será de 725 quilômetros, atravessando terras indígenas e conectando o Amazonas a Roraima.

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