A renovação de concessões hidrelétricas das usinas Guaporé e Itiquira avançou nesta terça-feira (8), depois de a diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica recomendar ao Ministério de Minas e Energia a prorrogação dos dois contratos por mais 30 anos.
Localizadas em Mato Grosso, as duas usinas somam 277,37 megawatts de capacidade instalada. A UHE Guaporé possui 120 MW, enquanto a UHE Itiquira responde por 157,37 MW.
A recomendação da Aneel considera a continuidade das concessões pelo regime de cotas, modelo no qual a energia deixa de ser comercializada livremente pelo gerador e passa a ser distribuída entre concessionárias e permissionárias de distribuição. A empresa responsável pela usina recebe uma tarifa regulada, calculada pela agência para cobrir operação, manutenção, encargos e investimentos reconhecidos.
A deliberação, porém, não encerra o processo. A competência para decidir se haverá prorrogação e quais condições econômicas serão aplicadas pertence ao MME, que representa o poder concedente.
O ponto mais relevante da decisão está justamente nessa etapa. Desde novembro de 2025, a legislação passou a oferecer uma alternativa ao regime de cotas para determinados empreendimentos. Por isso, a renovação de concessões hidrelétricas de Guaporé e Itiquira envolve agora não apenas a continuidade operacional, mas a escolha entre dois modelos com receitas, riscos e efeitos tarifários bastante diferentes.
Aneel recomenda renovação de concessões hidrelétricas por 30 anos
Os processos foram analisados pela diretoria colegiada durante reunião pública prevista no calendário oficial da Aneel. A recomendação aprovada será encaminhada ao MME, a quem caberá avaliar a conveniência, o interesse público e o enquadramento jurídico aplicável a cada empreendimento.
A UHE Guaporé está localizada em Pontes e Lacerda. Segundo as demonstrações financeiras da Tangará Energia, a usina possui três unidades geradoras de 40 MW e iniciou sua operação comercial em abril de 2003, alcançando a capacidade plena em junho daquele ano.
O empreendimento é explorado pelo Contrato de Concessão nº 15/2000. O prazo da outorga havia sido ajustado para 17 de julho de 2026 em razão da compensação relacionada aos riscos não hidrológicos do Mecanismo de Realocação de Energia.
Já a UHE Itiquira opera no município de mesmo nome e possui duas casas de força. A usina integra o portfólio da Elera Renováveis e está vinculada ao Contrato de Concessão nº 213/1998.
As informações financeiras publicadas pela Elera indicam capacidade instalada de 157,37 MW e prazo de outorga estendido até 19 de junho de 2026. A titularidade da concessão foi transferida da Itiquira Energética para a Elera Renováveis em 2022.
Os prazos indicados nos documentos empresariais mostram por que a renovação de concessões hidrelétricas exige uma decisão célere. Embora a continuidade da geração possa ser preservada por medidas regulatórias e contratuais durante a tramitação, o setor precisa saber qual será a estrutura econômica válida para os próximos 30 anos.
O que significa operar pelo regime de cotas
O regime de cotas foi consolidado pela Lei nº 12.783/2013, criada a partir da Medida Provisória nº 579. A legislação permitiu a prorrogação de concessões hidrelétricas por até 30 anos, desde que as concessionárias aceitassem condições específicas.
Nesse modelo, a remuneração da usina é definida pela Aneel. A garantia física de energia e potência é dividida em cotas destinadas às distribuidoras do Sistema Interligado Nacional, com o objetivo de atender principalmente os consumidores do mercado regulado.
Na prática, o gerador deixa de capturar diretamente a variação dos preços da energia. Em contrapartida, passa a contar com uma receita regulada, associada à disponibilidade do ativo, aos custos eficientes de operação e manutenção e aos investimentos autorizados.
A lógica é semelhante à de outros contratos regulados de infraestrutura: o operador não é remunerado apenas pela energia vendida, mas pela manutenção do ativo em condições adequadas para prestar o serviço.
A lei também determina que os riscos hidrológicos das usinas prorrogadas nesse regime sejam assumidos pelas distribuidoras, com possibilidade de repasse às tarifas dos consumidores. Essa transferência reduz a exposição do concessionário à falta de chuvas, mas não elimina o impacto econômico do risco. Apenas altera quem responde por ele.
Por isso, a renovação de concessões hidrelétricas pelo regime de cotas não significa automaticamente redução na conta de luz. O resultado dependerá da tarifa de geração fixada pela Aneel, da quantidade de energia distribuída a cada concessionária, dos investimentos reconhecidos e dos custos hidrológicos incorporados aos processos tarifários.
Nova lei abriu uma alternativa ao regime de cotas
A análise ganhou uma camada adicional depois da aprovação da Lei nº 15.269/2025, que modernizou diferentes pontos do marco regulatório do setor elétrico.
A nova legislação incluiu os artigos 1º-A e 1º-B na Lei nº 12.783. Esses dispositivos autorizam o poder concedente a prorrogar ou licitar usinas hidrelétricas com capacidade superior a 50 MW que tenham sido outorgadas antes de 11 de dezembro de 2003.
Quando o governo escolhe a prorrogação por essa nova modalidade, metade do valor estimado da concessão deve ser destinada à Conta de Desenvolvimento Energético. A outra metade é paga como outorga à União.
O empreendimento passa a operar como produtor independente de energia, podendo comercializar sua produção tanto no mercado regulado quanto no mercado livre. O concessionário assume o risco hidrológico, fica sujeito ao recálculo da garantia física e recebe uma outorga com prazo de até 30 anos.
É uma estrutura muito diferente do regime de cotas. Enquanto o modelo anterior privilegia receita regulada e energia direcionada às distribuidoras, a alternativa aprovada em 2025 combina pagamento pela concessão, exposição ao mercado e maior transferência de riscos ao operador.
Guaporé e Itiquira possuem mais de 50 MW e foram outorgadas antes da data de corte estabelecida pela nova legislação. Essas características indicam, em princípio, que os empreendimentos podem estar dentro do grupo alcançado pelos artigos 1º-A e 1º-B.
Esse enquadramento, contudo, não deve ser tratado como decisão definitiva. Caberá ao MME analisar a aplicação da nova lei aos processos em andamento, as regras de transição e as particularidades dos contratos. A recomendação da Aneel pelo regime de cotas não impede que o poder concedente examine o impacto da mudança legislativa antes de formalizar a prorrogação.
A escolha altera receita, risco e efeito tarifário
A diferença entre os modelos não é apenas jurídica. Ela interfere diretamente na avaliação econômica da renovação de concessões hidrelétricas.
No regime de cotas, o valor do ativo é traduzido em uma tarifa regulada de geração. O concessionário possui menor exposição ao preço da energia, mas também menor liberdade comercial. Investimentos adicionais precisam ser avaliados e reconhecidos pela Aneel para que sejam incorporados à remuneração.
No regime de produção independente criado em 2025, o operador passa a assumir o risco hidrológico e a exposição aos preços de mercado. Em troca, pode comercializar energia nos ambientes livre e regulado, observada a possibilidade de o governo estabelecer um percentual mínimo para atendimento das distribuidoras.
O modelo também exige o cálculo do valor econômico da concessão. A metodologia deverá considerar os investimentos em bens reversíveis que ainda não tenham sido amortizados ou depreciados.
Essa avaliação será importante porque Guaporé e Itiquira são ativos em operação, com estruturas já construídas e histórico conhecido de geração. Diferentemente de uma usina nova, o principal desafio não está em financiar a implantação completa do empreendimento, mas em valorar o direito de continuar explorando um recurso hidráulico da União e assegurar os investimentos necessários à vida útil futura.
A decisão do MME deverá comparar a receita potencial de outorga, a contribuição à CDE, o custo da energia para o consumidor, a capacidade de investimento dos atuais operadores e o valor que poderia ser obtido em uma eventual licitação.
Prorrogação não é um direito automático
A legislação permite a renovação, mas não obriga o governo a manter os atuais concessionários. O poder concedente pode concluir que a licitação dos ativos oferece maior benefício público ou que as condições propostas para a prorrogação não são vantajosas.
No regime estabelecido em 2013, a concessionária precisa aceitar expressamente a tarifa, a alocação de cotas e os padrões de qualidade definidos pela Aneel. Caso não aceite as condições, a concessão pode ser submetida a um novo processo competitivo.
A mesma lógica de avaliação do interesse público permanece relevante depois da mudança legal de 2025. A continuidade operacional é importante, mas não deve substituir a comparação entre renovação e licitação.
Uma decisão bem fundamentada precisará demonstrar quanto custará a energia em cada cenário, quais investimentos serão obrigatórios, como os riscos serão distribuídos e qual parcela do valor econômico das usinas retornará à sociedade.
Também será necessário estabelecer indicadores de disponibilidade, manutenção, segurança de barragens, eficiência das unidades geradoras e cumprimento das obrigações ambientais. Uma concessão com mais 30 anos de duração não pode ser avaliada apenas pela capacidade instalada existente.
Decisão pode orientar outros ativos hidrelétricos
O caso interessa além das duas usinas mato-grossenses. A renovação de concessões hidrelétricas será um tema recorrente à medida que outros contratos antigos se aproximarem do vencimento e o governo precisar decidir entre prorrogar, licitar ou adotar novos arranjos regulatórios.
A coexistência entre o regime de cotas e a alternativa criada em 2025 exige critérios claros. Sem uma orientação uniforme, ativos com características semelhantes poderão receber tratamentos econômicos muito distintos.
Para os investidores, a definição afeta o valor das empresas, as projeções de receita e o apetite por modernização das usinas. Para as distribuidoras, interfere no custo da energia destinada ao mercado regulado. Para os consumidores, altera a forma pela qual riscos hidrológicos, investimentos e pagamentos de outorga chegam às tarifas.
A discussão reforça um tema acompanhado pelo Hub PPP: contratos de infraestrutura não devem ser avaliados apenas pelo prazo ou pelo volume nominal de investimentos. O elemento central está na combinação entre remuneração, risco, qualidade do serviço e retorno econômico produzido para o poder público e para os usuários.
A recomendação da Aneel representa um avanço administrativo, mas não resolve essas escolhas. O próximo passo será do MME, que deverá decidir se confirma o regime de cotas, se aplica a nova modalidade de produção independente ou se considera mais vantajosa a realização de licitação.
É essa decisão que definirá o futuro de Guaporé e Itiquira e poderá formar um precedente para a próxima rodada de renovação de concessões hidrelétricas no país.
