Carga SIN78.747 MW 8,04%PLD MédioR$ 117,92/MWh 20,53%PLD SE/COR$ 121,05/MWh 23,74%PLD SulR$ 121,04/MWh 23,72%PLD NER$ 112,42/MWh 14,91%PLD NorteR$ 117,17/MWh 19,76%EAR SIN67,5% 0,15%EAR SE/CO61,1% 0,16%EAR Sul84,5% 0,12%EAR NE80,3% 0,62%EAR Norte86,7% 0,12%ENA SIN133% MLT 0,76%ENA SE/CO100% MLT 0,00%ENA Sul208% MLT 2,46%ENA NE66% MLT 1,49%ENA Norte69% MLT 1,43%Carga SIN78.747 MW 8,04%PLD MédioR$ 117,92/MWh 20,53%PLD SE/COR$ 121,05/MWh 23,74%PLD SulR$ 121,04/MWh 23,72%PLD NER$ 112,42/MWh 14,91%PLD NorteR$ 117,17/MWh 19,76%EAR SIN67,5% 0,15%EAR SE/CO61,1% 0,16%EAR Sul84,5% 0,12%EAR NE80,3% 0,62%EAR Norte86,7% 0,12%ENA SIN133% MLT 0,76%ENA SE/CO100% MLT 0,00%ENA Sul208% MLT 2,46%ENA NE66% MLT 1,49%ENA Norte69% MLT 1,43%
Hidráulica39.697 MW(50%) 12,40%Térmica9.282 MW(12%) 0,01%Eólica15.986 MW(20%) 3,47%Solar12.348 MW(16%) 13,20%Nuclear2.008 MW(3%) 0,90%Hidráulica39.697 MW(50%) 12,40%Térmica9.282 MW(12%) 0,01%Eólica15.986 MW(20%) 3,47%Solar12.348 MW(16%) 13,20%Nuclear2.008 MW(3%) 0,90%Hidráulica39.697 MW(50%) 12,40%Térmica9.282 MW(12%) 0,01%Eólica15.986 MW(20%) 3,47%Solar12.348 MW(16%) 13,20%Nuclear2.008 MW(3%) 0,90%
PETR4R$ 42,09 1,54%PETR3R$ 46,83 1,10%PRIO3R$ 58,63 0,86%RECV3R$ 10,51 1,04%VBBR3R$ 33,60 1,69%UGPA3R$ 32,27 5,84%RAIZ4R$ 0,24 4,00%CSAN3R$ 3,31 3,12%EGIE3R$ 28,03 1,41%CMIG4R$ 10,23 0,97%CPFE3R$ 41,29 4,22%EQTL3R$ 34,90 1,69%ENGI11R$ 43,80 1,55%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 10,05 3,18%ENEV3R$ 24,45 1,41%TAEE11R$ 37,94 0,64%ALUP11R$ 31,21 1,13%LIGT3R$ 3,25 3,83%PETR4R$ 42,09 1,54%PETR3R$ 46,83 1,10%PRIO3R$ 58,63 0,86%RECV3R$ 10,51 1,04%VBBR3R$ 33,60 1,69%UGPA3R$ 32,27 5,84%RAIZ4R$ 0,24 4,00%CSAN3R$ 3,31 3,12%EGIE3R$ 28,03 1,41%CMIG4R$ 10,23 0,97%CPFE3R$ 41,29 4,22%EQTL3R$ 34,90 1,69%ENGI11R$ 43,80 1,55%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 10,05 3,18%ENEV3R$ 24,45 1,41%TAEE11R$ 37,94 0,64%ALUP11R$ 31,21 1,13%LIGT3R$ 3,25 3,83%
BrentUS$ 89,40 0,99%WTIUS$ 82,84 0,53%Gás NaturalUS$ 2,65 3,04%DólarR$ 5,23 0,51%BrentUS$ 89,40 0,99%WTIUS$ 82,84 0,53%Gás NaturalUS$ 2,65 3,04%DólarR$ 5,23 0,51%BrentUS$ 89,40 0,99%WTIUS$ 82,84 0,53%Gás NaturalUS$ 2,65 3,04%DólarR$ 5,23 0,51%
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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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