A contratação compulsória de pequenas centrais hidrelétricas voltou ao centro das discussões no Congresso Nacional. Um substitutivo incluído no Projeto de Lei 5.017/2019 determina a contratação de 4.900 MW de capacidade e energia associada provenientes de centrais hidrelétricas de até 50 MW. O volume equivale a quase metade da capacidade instalada da usina de Belo Monte, de 11.233 MW.
Desde 2021, diferentes leis e projetos tentam assegurar espaço para as pequenas hidrelétricas na expansão da matriz brasileira. Nesse período, mudaram o volume, a modalidade de contratação, os prazos de suprimento, a divisão regional e os consumidores responsáveis pelo pagamento.
A primeira obrigação foi estabelecida pela Lei 14.182/2021, que autorizou a desestatização da Eletrobras. Posteriormente, o assunto apareceu no PL 576/2021, que deu origem ao marco legal das eólicas offshore, e foi novamente alterado pela Lei 15.269/2025, responsável pela modernização do marco regulatório do setor elétrico.
Agora, o tema reaparece no PL 5.017/2019, originalmente destinado a ampliar descontos tarifários para atividades rurais. O substitutivo aprovado pela Comissão de Serviços de Infraestrutura do Senado (CI), em julho de 2026, acrescentou ao projeto um conjunto de medidas sobre geração de energia, entre elas a contratação de pequenas hidrelétricas e termelétricas a gás natural.
O movimento reacende um debate conhecido no setor elétrico: a expansão da matriz deve seguir as necessidades apontadas pelo planejamento ou pode ser determinada diretamente pelo Congresso?
Regra nasceu na privatização da Eletrobras
A primeira determinação legal para a contratação dessas usinas surgiu na Lei 14.182/2021. Embora tivesse como objeto principal a desestatização da Eletrobras, a norma incorporou diversas obrigações relacionadas à expansão da geração.
Um dos artigos determinou que os leilões A-5 e A-6 destinassem pelo menos 50% da demanda declarada pelas distribuidoras à contratação de centrais hidrelétricas com capacidade de até 50 MW. A reserva seria mantida até que fossem contratados 2.000 MW.
Após atingir esse volume, a participação obrigatória cairia para 40% da demanda declarada nos leilões A-5 e A-6 realizados até 2026.
A lei também estabeleceu como preço máximo o teto aplicado às PCHs sem outorga no Leilão A-6 de 2019, atualizado até a publicação de cada edital.
Nesse primeiro modelo, a obrigação não previa necessariamente um leilão exclusivo para pequenas hidrelétricas. A regra, porém reservava parte da demanda das distribuidoras nos leilões regulados de energia nova. Consequentemente, os custos dos contratos seriam assumidos principalmente pelos consumidores do Ambiente de Contratação Regulada (ACR), atendidos pelas concessionárias de distribuição.
Esses dispositivos foram posteriormente revogados. No entanto, a ideia de assegurar uma contratação mínima para a fonte continuou presente na agenda legislativa.
PL das eólicas offshore ampliou contratação para 4,9 GW
O segundo capítulo dessa discussão ocorreu durante a tramitação do PL 576/2021, criado originalmente para disciplinar a exploração da geração eólica offshore.
Ao passar pela Câmara e pelo Senado, o projeto recebeu dispositivos sem relação direta com a exploração de energia no mar. Um deles substituiu a reserva de demanda prevista na Lei 14.182/2021 por uma contratação de 4.900 MW de capacidade e energia associada de centrais hidrelétricas de até 50 MW.
O volume seria distribuído regionalmente:
- 3.000 MW no Centro-Oeste;
- 1.500 MW nas regiões Sul e Sudeste;
- 400 MW nas regiões Norte e Nordeste.
Além de elevar o montante de 2.000 MW para 4.900 MW, o projeto mudou a modalidade de contratação. Em vez de reservar parte da demanda dos leilões A-5 e A-6, as usinas seriam contratadas como reserva de capacidade.
Nesse modelo, a contratação é realizada para assegurar recursos ao Sistema Interligado Nacional (SIN), e os custos são pagos por meio do Encargo de Reserva de Capacidade (ERCap). O rateio, portanto, alcança consumidores dos ambientes livre e regulado.
Os contratos teriam prazo de 25 anos. O preço máximo permaneceria vinculado ao teto do Leilão A-6 de 2019 para PCHs sem outorga, com atualização monetária.
O PL 576/2021 foi aprovado pelo Congresso e convertido na Lei 15.097/2025, conhecida como marco legal das eólicas offshore. Inicialmente, o presidente Luiz Inácio Lula da Silva vetou os dispositivos relacionados à contratação das pequenas hidrelétricas.
Entre as justificativas apresentadas pelo Poder Executivo estava o risco de impor a contratação de fontes e volumes sem a comprovação de necessidade pelo planejamento setorial, com possíveis consequências para as tarifas de energia.
Em junho de 2025, o Congresso derrubou parte dos vetos. Os dispositivos foram promulgados no mês seguinte, incorporando à legislação a contratação dos 4.900 MW.
Portanto, o PL 576/2021 efetivamente tratou do assunto. Mais do que isso, foi o responsável por elevar a contratação de 2.000 MW para 4.900 MW e por transferir os custos do mercado regulado para uma base mais ampla de consumidores por meio da reserva de capacidade.
Reforma do setor redesenhou obrigação
Pouco depois da derrubada dos vetos, o governo editou a Medida Provisória 1.304/2025. A proposta reformulou as contratações determinadas pela Lei da Eletrobras e pela Lei das Eólicas Offshore.
A MP foi convertida na Lei 15.269/2025, responsável por modernizar diferentes pontos do marco regulatório do setor elétrico. Entre as mudanças, a norma revogou o artigo 21 da Lei 14.182/2021 e reorganizou a contratação das centrais hidrelétricas de até 50 MW.
A nova redação manteve a referência a um montante total de 4.900 MW, contratado por meio de leilão de reserva de capacidade, com período de suprimento de 25 anos.
O preço máximo continuou vinculado ao teto do Leilão A-6 de 2019 para empreendimentos sem outorga.
Entretanto, a norma estabeleceu condições diferentes para duas parcelas: 3.000 MW de contratação obrigatória e outros 1.900 MW sujeitos à necessidade apontada pelo planejamento.
Lei determinou contratação de até 3.000 MW
Um artigo inserido pela Lei 15.269 determinou a contratação de até 3.000 MW em centrais hidrelétricas de até 50 MW.
O volume foi dividido em três etapas:
- 1.000 MW com início de suprimento no segundo semestre de 2032;
- 1.000 MW com início no segundo semestre de 2033;
- 1.000 MW com início no segundo semestre de 2034.
A contratação deveria ser realizada até o primeiro trimestre de 2026 – o que não aconteceu.
A lei também definiu uma divisão regional para esses 3.000 MW:
- 1.837 MW no Centro-Oeste;
- 918 MW nas regiões Sul e Sudeste;
- 245 MW nas regiões Norte e Nordeste.
A reforma criou uma regra geral segundo a qual as contratações determinadas pela legislação devem ser limitadas à necessidade identificada pelo planejamento setorial, com base em critérios técnicos e econômicos definidos pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE).
Porém, os 3.000 MW de pequenas hidrelétricas foram expressamente excluídos dessa limitação. Na prática, a lei tornou essa parcela independente de uma comprovação prévia de necessidade pelo planejamento. Ou seja, essa contratação tem caráter compulsório.
Outros 1.900 MW dependem do planejamento
A Lei 15.269/2025 manteve um montante adicional potencial de 1.900 MW:
- 1.163 MW no Centro-Oeste;
- 581 MW nas regiões Sul e Sudeste;
- 156 MW nas regiões Norte e Nordeste.
Diferentemente dos primeiros 3.000 MW, essa parcela adicional está atrelada ao planejamento setorial. Sua contratação, portanto, deve estar condicionada à necessidade do planejamento e aos critérios técnicos definidos pelo CNPE.
PL 5.017 retoma contratação integral
O tema voltou a ser questionado em 2026, durante a tramitação do PL 5.017/2019 no Senado.
Apresentada originalmente pelo então deputado Beto Rosado, a proposta previa descontos especiais nas tarifas de energia utilizada em atividades de irrigação, aquicultura e exploração de poços semiartesianos para consumo humano.
Depois de passar pela Comissão de Agricultura e Reforma Agrária (CRA), o projeto recebeu um substitutivo na Comissão de Serviços de Infraestrutura. O texto foi relatado pelo senador Hermes Klann e aprovado em 14 de julho de 2026.
O substitutivo ampliou consideravelmente o objeto do projeto. Além dos benefícios aos consumidores rurais, passou a tratar de termelétricas, armazenamento de energia, infraestrutura de conexão e contratação de pequenas hidrelétricas.
No caso da fonte hídrica, o texto determina a contratação de 4.900 MW de capacidade e energia associada provenientes de centrais de até 50 MW.
Segundo o parecer aprovado, o processo deverá ser realizado até o terceiro trimestre de 2026, mediante chamada pública. A proposta mantém a divisão regional da contratação e estabelece critérios para selecionar projetos em estágio mais avançado de desenvolvimento.
O PL 5.017/2019, portanto, não cria o volume de 4.900 MW. Esse montante surgiu no PL 576/2021, entrou na legislação após a derrubada dos vetos à Lei 15.097/2025 e foi reorganizado pela Lei 15.269/2025.
Segurança e complementaridade
As pequenas hidrelétricas apresentam atributos importantes para o sistema elétrico. Diferentemente das fontes eólica e solar, sua geração não depende diretamente da disponibilidade de vento ou sol. Embora esteja sujeita às condições hidrológicas, a fonte pode oferecer maior previsibilidade e alguma capacidade de regularizar o reservatório.
A distribuição dos empreendimentos pelo interior do país também pode contribuir para o desenvolvimento regional. Os defensores da contratação afirmam ainda que as pequenas hidrelétricas podem complementar a expansão das fontes variáveis e ajudar a preservar a participação renovável na matriz.
Outro argumento é que a fonte enfrenta dificuldades para competir em leilões neutros, especialmente diante de empreendimentos solares e eólicos com custos de implantação e prazos de construção diferentes.
A contratação direcionada seria, nessa visão, uma forma de reconhecer os atributos sistêmicos que não são adequadamente remunerados pelos atuais mecanismos de mercado.
Risco de interferência no planejamento
As críticas se concentram menos na fonte e mais na forma como a contratação está sendo determinada.
Ao definir diretamente na lei o volume, a localização, o cronograma e o prazo dos contratos, o Congresso limita a capacidade do planejamento setorial de escolher a combinação mais eficiente de recursos para atender ao crescimento da carga e aos requisitos de confiabilidade do sistema.
Uma expansão planejada normalmente considera projeções de demanda, disponibilidade de transmissão, custos das tecnologias, operação do sistema, impactos socioambientais e necessidade de potência e flexibilidade.
Quando a contratação é estabelecida previamente por fonte e região, existe o risco de o consumidor pagar por uma oferta maior do que a necessária ou menos aderente às necessidades operativas do Sistema Interligado Nacional.
Custo pode atingir consumidores livres e regulados
A modalidade de reserva de capacidade também altera a distribuição dos custos.
Na regra original de 2021, a energia seria contratada nos leilões A-5 e A-6 com base na demanda declarada pelas distribuidoras. O custo ficaria associado principalmente ao mercado regulado.
Com a transferência para o mecanismo de reserva de capacidade, o pagamento ocorre por meio de um encargo setorial. Dessa maneira, os custos podem alcançar uma base mais ampla, incluindo consumidores do mercado livre.
Esse aspecto ganha importância diante da abertura gradual do mercado e do aumento da participação do Ambiente de Contratação Livre (ACL) no consumo nacional. A discussão, portanto, não se limita ao preço oferecido pelas usinas no leilão.
Projeto enfrenta resistência no Senado
Após a aprovação na Comissão de Serviços de Infraestrutura, o PL 5.017/2019 recebeu 17 emendas no Plenário do Senado. Algumas delas propõem retirar os dispositivos acrescentados pelo substitutivo e recuperar o objeto original da matéria.
Também foram apresentados requerimentos para que o texto seja examinado pelas comissões de Assuntos Econômicos, Constituição e Justiça e Meio Ambiente.
Os pedidos refletem a amplitude das mudanças incluídas no projeto. Além dos possíveis efeitos econômicos e tarifários, a contratação de 4.900 MW em centrais hidrelétricas envolve questões jurídicas, econômicas, ambientais e relacionadas ao uso múltiplo dos recursos hídricos.
Em 13 de agosto de 2026, o PL permanecia no Plenário do Senado, aguardando a inclusão em Ordem do Dia dos requerimentos de envio a outras comissões.
Caso o substitutivo seja aprovado pelos senadores, o projeto terá de retornar à Câmara dos Deputados, uma vez que o conteúdo acrescentado modifica a proposta aprovada originalmente pelos deputados.
Quatro mudanças em cinco anos
A evolução das regras mostra como a contratação das pequenas hidrelétricas tem sido constantemente redesenhada:
- Em 2021, a Lei 14.182 reservou 50% da demanda dos leilões A-5 e A-6 à fonte, até alcançar 2.000 MW.
- Entre 2023 e 2024, a tramitação do PL 576 ampliou o volume para 4.900 MW e transferiu a contratação para a reserva de capacidade.
- Em 2025, a Lei 15.097 incorporou os 4.900 MW após a derrubada dos vetos pelo Congresso.
- No mesmo ano, a Lei 15.269 tornou obrigatórios até 3.000 MW e subordinou os 1.900 MW restantes ao planejamento.
- Em 2026, o substitutivo do PL 5.017 voltou a determinar a contratação integral dos 4.900 MW e propôs realizá-la até o terceiro trimestre do ano.
