O Ministério de Minas e Energia (MME) submeteu a consulta pública o destino de 40 concessões de usinas hidrelétricas com vencimento até 2032, bloco que soma 15,4 GW de capacidade instalada. As contribuições seguem abertas até 23 de outubro, e o governo não sinalizou preferência entre prorrogar os contratos vigentes ou levar os ativos a novos leilões.
Para quem investe ou acompanha o setor elétrico, o peso da discussão não está no tamanho do conjunto, e sim no modelo que sairá dela: renovação e relicitação distribuem o ganho econômico entre grupos diferentes de companhias, e a exposição de cada uma ao tema é bastante desigual.
O que a Nota Técnica 39/2026 estabelece
A base do debate é a Nota Técnica 39/2026, na qual o MME sustenta que a prorrogação não é garantia automática para quem opera hoje os ativos. Os dois caminhos permanecem sobre a mesa, com a palavra final transferida para o período de análise das contribuições recebidas.
Dois pontos aparecem em qualquer um dos desenhos. O primeiro é o pagamento de um bônus de concessão pelo operador. O segundo é a liberdade para comercializar a energia assegurada do empreendimento. O cálculo do bônus considera o valor presente líquido incremental do ativo.
A proposta também determina que a integralidade do que for arrecadado com as concessões vencendo até 2032 vá para a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), fundo setorial que existe para reduzir custos do sistema elétrico e amortecer o impacto nas tarifas pagas pelo consumidor. O desembolso do bônus recai sobre o operador em qualquer um dos cenários analisados. Os futuros contratos teriam vigência de 20 anos.
Renovação ou leilão: o mapa das beneficiadas
Quem sai na frente depende do modelo escolhido. Segundo o Itaú BBA, uma relicitação favoreceria Axia (AXIA3) e Copel (CPLE3); caso o governo opte pela prorrogação, o grupo mais beneficiado seria o de Cemig (CMIG4), Auren (AURE3) e Engie Brasil (EGIE3).
O levantamento do banco mostra que a exposição ao vencimento das concessões não segue esse mesmo ranking.
| Companhia | MW a vencer até 2032 | Fatia da capacidade instalada |
|---|---|---|
| Engie Brasil (EGIE3) | 3.750 MW | 30% |
| Auren (AURE3) | 2.651 MW | 30% |
| Cemig (CMIG4) | 1.717 MW | 36% |
Axia e Copel aparecem com fatia bem menor nessa conta, conforme o Itaú BBA.
A trava de concentração que alcança a Axia
Para os eventuais leilões, o documento admite limites à aquisição de ativos, calculados a partir da participação de mercado que a operação criaria. Segundo o Itaú BBA, esse dispositivo pode reduzir o espaço da Axia em relicitações, dado o peso da companhia na geração hidrelétrica do país.
O critério de escolha do vencedor pode se limitar ao maior bônus ofertado ou combinar o pagamento ao governo com o preço da energia vendida ao mercado regulado. Numa relicitação, vence quem apresentar a maior proposta.
O que observar até 23 de outubro
Os concessionários terão de produzir estudos de viabilidade técnica e econômica, avaliando repotenciação, ampliação de capacidade, modernização e substituição de equipamentos. A ANEEL poderá exigir planos de aporte ligados a essas análises, mas a forma de remunerar os gastos continua indefinida.
A definição sobre renovar ou leiloar mexe em algo maior do que a arrecadação federal: ela delimita por quanto tempo e sob quais condições parte relevante do parque hidrelétrico nacional seguirá gerando caixa para companhias listadas na B3. Mudanças de regra em concessões tendem a pesar mais sobre empresas com portfólio concentrado em ativos próximos do vencimento — e o levantamento do Itaú BBA indica onde está essa concentração.