O Ministério de Minas e Energia (MME) colocou em consulta pública as diretrizes para decidir o futuro de concessões de usinas hidrelétricas que vencem até 2032, em um processo que alcança 80 empreendimentos e aproximadamente 16,1 GW de capacidade instalada. Para as 40 hidrelétricas com potência superior a 50 MW, que concentram cerca de 15,4 GW, o governo ainda mantém em aberto as duas alternativas previstas no novo marco legal: prorrogação das outorgas ou realização de licitação. As contribuições poderão ser apresentadas até 23 de outubro.
A consulta foi aberta com a publicação da Nota Técnica nº 39/2026, divulgada por portaria da Secretaria Nacional de Transição Energética e Planejamento. O documento não representa uma decisão sobre quais concessões serão renovadas ou levadas a leilão. A finalidade é receber contribuições para a formulação posterior de um ato que estabeleça regras gerais para os ativos vencidos ou próximos do vencimento.
A discussão ganhou relevância após a Lei nº 15.269/2025 alterar a Lei nº 12.783/2013 e estabelecer que o poder concedente poderá escolher entre prorrogar ou licitar determinadas concessões de geração hidrelétrica. Pela legislação, as prorrogações passaram a ser onerosas e sujeitas a condições específicas, enquanto as concessões que não forem prorrogadas deverão ser submetidas a licitação.
Maior parte da capacidade vence entre 2030 e 2032
O conjunto mais relevante da consulta é formado pelas 40 hidrelétricas com potência superior a 50 MW. Segundo os dados apresentados para a discussão, 20 delas somam aproximadamente 5,9 GW e têm concessões vencendo até 2029. Outras 20 representam cerca de 9,5 GW e chegam ao fim contratual entre 2030 e 2032.
A divisão mostra uma concentração maior de capacidade nos vencimentos mais distantes. Os ativos com contratos entre 2030 e 2032 representam aproximadamente 61,7% dos 15,4 GW abrangidos nesse grupo, enquanto os que vencem até 2029 correspondem a cerca de 38,3%, cálculo feito a partir dos números da nota técnica.
Há ainda outras 40 pequenas centrais hidrelétricas e empreendimentos de menor porte, com potência superior a 5 MW e de até 50 MW, que somam cerca de 0,7 GW. Com isso, o universo total alcançado pela discussão chega a aproximadamente 16,1 GW.
Embora representem metade do número de empreendimentos, as 40 grandes hidrelétricas concentram cerca de 95,7% de toda a capacidade instalada considerada na consulta. A diferença é importante porque indica que a principal dimensão econômica da decisão está concentrada em um grupo relativamente restrito de ativos.
Lei passou a admitir renovação ou nova disputa
A mudança de 2025 alterou o tratamento jurídico dessas concessões. A Lei nº 15.269 estabeleceu que o poder concedente pode prorrogar ou licitar empreendimentos de geração hidrelétrica com capacidade instalada superior a 50 MW e outorgados antes de 11 de dezembro de 2003, dentro das condições previstas na legislação.
Quando optar pela prorrogação, o governo deverá exigir, entre outros pontos, pagamentos associados à outorga, adoção do regime de produção independente de energia, assunção do risco hidrológico pelo concessionário e recálculo da garantia física. O prazo previsto em lei para a nova outorga pode chegar a 30 anos.
Nas concessões que não forem prorrogadas, a legislação determina a realização de licitação. A nova disputa poderá usar como critério o maior valor de outorga ou a combinação de critérios admitida pela legislação, e a nova exploração também será submetida às condições estabelecidas pelo poder concedente.
Há uma característica comum aos dois modelos: as novas outorgas geram pagamento ao governo. Pela lei, para concessões com vencimento até 31 de dezembro de 2032, o valor correspondente à outorga tem destinação à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). O desenho em consulta pública detalha a forma de pagamento e estabelece como referência uma nova outorga com prazo de 20 anos, admitindo duração inferior em determinadas situações.
O direcionamento para a CDE cria uma conexão direta entre a decisão sobre os contratos e a política tarifária do setor elétrico, já que a conta financia diferentes políticas públicas e componentes que afetam os encargos pagos pelos consumidores.
Governo discute limites para evitar concentração
Um dos pontos mais sensíveis da proposta é a possibilidade de adoção de limites para aquisição de ativos em eventuais leilões. A Nota Técnica avalia mecanismos que poderiam restringir a quantidade de concessões adquiridas por um mesmo grupo caso o resultado das disputas aumente excessivamente sua participação no mercado de geração.
A preocupação está relacionada ao efeito combinado das novas concessões sobre a estrutura de mercado. Em vez de estabelecer previamente uma lista de vencedores ou perdedores, o documento abre a possibilidade de que sejam criados parâmetros de concentração que levem em conta a participação de mercado resultante dos próprios lances. A calibragem deverá ser discutida com agentes do setor, órgãos de controle, regulador, operador, planejador e integrantes do Sistema Brasileiro de Defesa da Concorrência.
O desenho é particularmente relevante para grupos que já possuem grande presença em geração hidrelétrica e podem participar de futuras licitações. O efeito econômico das regras, portanto, não estará restrito ao valor arrecadado nas outorgas: os critérios de concentração poderão influenciar quem terá condições de disputar determinados ativos e até a estratégia de expansão dos grandes geradores.
Esse aspecto também diferencia o processo de uma simples renovação contratual. Na hipótese de licitação, a competição pode alterar a composição dos portfólios do setor, enquanto uma prorrogação tende a preservar a posição dos atuais concessionários, desde que sejam cumpridas as condições estabelecidas.
Empresas listadas têm exposições diferentes
O impacto potencial sobre as companhias abertas varia de acordo com o volume e a importância econômica das concessões que chegam ao vencimento.
Levantamento citado pelo Itaú BBA aponta que a Engie Brasil Energia (EGIE3) tem 3.750 MW associados a concessões que vencem até 2032, equivalentes a cerca de 30% de sua capacidade instalada. Na Auren Energia (AURE3), são 2.651 MW, também próximos de 30%, enquanto a Cemig (CMIG4) aparece com 1.717 MW, correspondentes a cerca de 36% de sua capacidade. Axia Energia (AXIA3) e Copel (CPLE3) apresentam exposição menor ao conjunto de contratos analisado.
No caso da Auren, a própria companhia informa em seu mapa de ativos que possui 2.658 MW de capacidade em 12 usinas hidrelétricas e três PCHs, com as UHEs e a PCH Mogi tendo concessões indicadas até 2032. O dado corporativo ajuda a dimensionar por que o calendário de vencimentos tem peso relevante para a composição do portfólio da empresa.
Para as empresas com maior exposição, a diferença entre os modelos pode estar na continuidade das concessões atuais ou na necessidade de disputar novamente os ativos. Em eventual licitação, além do desembolso necessário para a outorga, haverá competição por ativos que já integram operações existentes. Em uma prorrogação, a empresa permaneceria na exploração, mas sujeita às novas condições econômicas e regulatórias.
O efeito sobre a geração de caixa também dependerá do valor atribuído às outorgas, dos investimentos exigidos e das condições comerciais das novas concessões. Por isso, o encerramento da consulta pública não deverá representar automaticamente o fim da discussão para as companhias: ainda será necessária a definição do modelo, a regulamentação e, quando aplicável, a abertura dos processos específicos de cada empreendimento.
Modernização passa a fazer parte da decisão
A proposta do MME também busca vincular a continuidade das concessões à avaliação técnica dos ativos. O documento prevê estudos de viabilidade para identificar oportunidades de repotenciação, expansão de capacidade, modernização e substituição de equipamentos.
Essa exigência pode aumentar a relevância econômica da decisão porque parte das usinas envolvidas possui instalações antigas. A prorrogação ou a nova outorga não seria tratada apenas como extensão temporal do contrato, mas também como oportunidade para avaliar investimentos capazes de ampliar a capacidade ou melhorar o desempenho operacional.
O MME também incluiu nas diretrizes temas como segurança de barragens, adequação ambiental e regulatória, prestação de serviços e eventual ressarcimento de bens reversíveis pelo Valor Novo de Reposição (VNR). Esses pontos terão impacto na definição do valor econômico das concessões e na distribuição de responsabilidades entre o poder concedente e os operadores.
A própria legislação já determina que o cálculo do valor da concessão considere investimentos vinculados a bens reversíveis que ainda não tenham sido amortizados ou depreciados, utilizando o VNR como referência para essa parcela.
Primeiros vencimentos exigem solução de curto prazo
Além do desenho estrutural para os contratos que chegam ao fim até 2032, o MME incluiu na consulta medidas para empreendimentos cujo vencimento está próximo. A pasta citou especificamente outorgas com encerramento previsto para 2026 e 2028 e informou que estuda soluções de curtíssimo prazo para evitar períodos de operação precária e preservar a continuidade da geração.
A questão é relevante porque o processo regulatório definitivo ainda dependerá das contribuições recebidas na consulta e da posterior edição do ato normativo. Portanto, os ativos com vencimento mais próximo não podem simplesmente aguardar a conclusão de todo o ciclo sem uma disciplina transitória que preserve a operação.
O cronograma aberto pelo governo prevê contribuições até 23 de outubro. Depois dessa etapa, o material deverá subsidiar a elaboração de um ato com regras padronizadas para o tratamento das concessões. A consulta, por si só, não prorroga contratos nem determina a realização de leilões.
O processo, dessa forma, inaugura uma discussão regulatória e econômica sobre uma parcela relevante da geração hidrelétrica brasileira. Dos 16,1 GW incluídos no universo em discussão, 15,4 GW estão concentrados em 40 usinas de maior porte, e quase dois terços dessa capacidade têm vencimentos entre 2030 e 2032. A decisão sobre prorrogar ou licitar esses ativos deverá combinar arrecadação, investimentos, continuidade da operação e estrutura concorrencial do mercado elétrico.
Fontes:
Ministério de Minas e Energia – consulta pública sobre concessões hidrelétricas vencidas e vincendas, Nota Técnica nº 39/2026 e prazo para contribuições
Presidência da República – Lei nº 15.269/2025, que alterou as regras para prorrogação e licitação de concessões de geração hidrelétrica
Auren Energia – mapa de ativos e informações sobre capacidade instalada e prazos de concessão das usinas hidrelétricas
Itaú BBA – levantamento sobre a exposição das companhias listadas às concessões hidrelétricas com vencimento até 2032
