Carga SIN73.908 MW▼ 10,58%PLD MédioR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD SE/COR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD SulR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD NER$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD NorteR$ 57,31/MWh▼ 61,93%EAR SIN58,9%▼ 0,34%EAR SE/CO55%▼ 0,36%EAR Sul80,7%▼ 0,25%EAR NE63,9%▼ 0,47%EAR Norte65,9%▼ 0,45%ENA SIN157% MLT▼ 0,63%ENA SE/CO143% MLT▲ 1,42%ENA Sul238% MLT▼ 1,24%ENA NE64% MLT▼ 1,54%ENA Norte42% MLT▼ 2,33%Carga SIN73.908 MW▼ 10,58%PLD MédioR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD SE/COR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD SulR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD NER$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD NorteR$ 57,31/MWh▼ 61,93%EAR SIN58,9%▼ 0,34%EAR SE/CO55%▼ 0,36%EAR Sul80,7%▼ 0,25%EAR NE63,9%▼ 0,47%EAR Norte65,9%▼ 0,45%ENA SIN157% MLT▼ 0,63%ENA SE/CO143% MLT▲ 1,42%ENA Sul238% MLT▼ 1,24%ENA NE64% MLT▼ 1,54%ENA Norte42% MLT▼ 2,33%
Hidráulica43.852 MW(59%)▼ 4,89%Térmica8.290 MW(11%)▼ 12,76%Eólica6.596 MW(9%)▼ 41,82%Solar13.815 MW(19%)▼ 3,76%Nuclear1.355 MW(2%)▲ 0,37%Hidráulica43.852 MW(59%)▼ 4,89%Térmica8.290 MW(11%)▼ 12,76%Eólica6.596 MW(9%)▼ 41,82%Solar13.815 MW(19%)▼ 3,76%Nuclear1.355 MW(2%)▲ 0,37%Hidráulica43.852 MW(59%)▼ 4,89%Térmica8.290 MW(11%)▼ 12,76%Eólica6.596 MW(9%)▼ 41,82%Solar13.815 MW(19%)▼ 3,76%Nuclear1.355 MW(2%)▲ 0,37%
PETR4R$ 58,00▲ 1,12%PETR3R$ 64,54▲ 0,50%PRIO3R$ 71,00▲ 3,88%RECV3R$ 12,63▲ 3,27%VBBR3R$ 36,29▲ 0,11%UGPA3R$ 39,10▲ 1,19%RAIZ4R$ 0,39▲ 8,33%CSAN3R$ 5,11▲ 3,86%EGIE3R$ 30,65▼ 2,26%CMIG4R$ 11,61▼ 1,28%CPFE3R$ 49,40▼ 0,54%EQTL3R$ 48,56▲ 0,85%ENGI11R$ 66,05▲ 1,52%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 14,89▲ 0,27%ENEV3R$ 31,40▼ 0,06%TAEE11R$ 44,47▼ 0,40%ALUP11R$ 38,50▲ 0,34%LIGT3R$ 3,73▼ 2,86%PETR4R$ 58,00▲ 1,12%PETR3R$ 64,54▲ 0,50%PRIO3R$ 71,00▲ 3,88%RECV3R$ 12,63▲ 3,27%VBBR3R$ 36,29▲ 0,11%UGPA3R$ 39,10▲ 1,19%RAIZ4R$ 0,39▲ 8,33%CSAN3R$ 5,11▲ 3,86%EGIE3R$ 30,65▼ 2,26%CMIG4R$ 11,61▼ 1,28%CPFE3R$ 49,40▼ 0,54%EQTL3R$ 48,56▲ 0,85%ENGI11R$ 66,05▲ 1,52%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 14,89▲ 0,27%ENEV3R$ 31,40▼ 0,06%TAEE11R$ 44,47▼ 0,40%ALUP11R$ 38,50▲ 0,34%LIGT3R$ 3,73▼ 2,86%
BrentUS$ 109,82▲ 0,25%WTIUS$ 98,70▲ 0,16%Gás NaturalUS$ 3,03▼ 1,05%DólarR$ 5,04▼ 0,45%BrentUS$ 109,82▲ 0,25%WTIUS$ 98,70▲ 0,16%Gás NaturalUS$ 3,03▼ 1,05%DólarR$ 5,04▼ 0,45%BrentUS$ 109,82▲ 0,25%WTIUS$ 98,70▲ 0,16%Gás NaturalUS$ 3,03▼ 1,05%DólarR$ 5,04▼ 0,45%
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PLP 100/2026 propõe limites para encargos e subsídios do setor elétrico

Um projeto de lei complementar (PLP 100/2026) em tramitação na Câmara dos Deputados busca impor limites e maior transparência aos encargos e subsídios do setor elétrico. A proposta, inspirada na Lei de Responsabilidade Fiscal (LRF), visa conter a escalada de custos na conta de luz, disciplinando o que a Fundação Getulio Vargas (FGV) chama de 'orçamento paralelo' financiado pelos consumidores.

3 de julho de 2026 às 08:36Fonte oficial: FgvRedação Radar Energia

O PLP 100/2026, de autoria do deputado Arnaldo Jardim (Cidadania/SP) e relatado por Júlio Lopes (PP-RJ), está em tramitação na Câmara dos Deputados com a proposta de estabelecer normas de governança e responsabilidade para os encargos e subsídios do setor elétrico. O texto, discutido em artigo da Fundação Getulio Vargas (FGV) publicado nesta semana, visa conter a crescente oneração da conta de luz, que hoje movimenta dezenas de bilhões de reais por ano fora da fiscalização orçamentária tradicional, como aponta a instituição.

A principal mudança proposta pelo PLP 100/2026 é a imposição de limites máximos anuais para encargos e subsídios setoriais diretos. Esses tetos serão atrelados ao valor das despesas previstas no Orçamento Anual da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) de 2025, com atualização anual pelo IPCA. A medida veda expressamente a criação ou majoração de encargos e subsídios para financiar políticas públicas não estritamente relacionadas à expansão, operação, modicidade tarifária ou segurança do setor elétrico, com o objetivo de racionalizar a alocação dos custos.

A CDE, foco central da proposta, deve administrar R$ 52,7 bilhões em 2026, segundo cálculos da área técnica da ANEEL e reportagens especializadas, dos quais R$ 47,8 bilhões são custeados diretamente pelos consumidores via tarifa. O projeto aborda a dinâmica de que “quem decide raramente paga” e “quem paga raramente decide”, um desequilíbrio que, segundo a FGV, permite a persistência de incentivos temporários que perdem a conexão com seus objetivos originais e contribuem para o crescimento contínuo de gastos por inércia política.

Em caso de superação do teto estabelecido, o custo adicional será arcado por um “encargo de complemento de recursos” exclusivo dos beneficiários do excesso, sem repasse às tarifas regulares. Políticas consideradas essenciais, como a universalização do acesso, a Tarifa Social e os custos para atendimento a sistemas isolados (CCC), são explicitamente excluídas do teto de gastos. A ANEEL terá papel central na precificação e no estabelecimento dos limites dos subsídios cruzados e, em conjunto com os gestores de fundos, publicará relatórios anuais detalhados sobre a gestão financeira.

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