Eletronuclear pressiona por revisão na remuneração de Angra 1 e Angra 2

Imagem ilustrativa · Markus Distelrath / Pexels

A Eletronuclear, operadora das usinas nucleares Angra 1 e Angra 2, defende a revisão das regras de remuneração da energia gerada pelas plantas. A empresa argumenta que o modelo tarifário atual não contempla as especificidades da geração nuclear e contribuiu para o prejuízo líquido de R$ 142 milhões registrado em 2025, revertendo lucro de R$ 544,8 milhões em 2024.

Contexto regulatório e desempenho financeiro

Segundo a companhia, o resultado de 2025 foi impactado principalmente por um efeito regulatório e contábil: o ajuste da Parcela A de combustível, de aproximadamente R$ 600 milhões, aplicado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) no reajuste tarifário daquele ano. Esse ajuste reduziu a receita bruta em cerca de 13%, de R$ 4,8 bilhões em 2024 para R$ 4,2 bilhões em 2025.

O presidente interino e diretor técnico da Eletronuclear, Raphael Ehlers, afirmou que o desafio central é alinhar o tratamento regulatório de Angra 1 e Angra 2 à atividade nuclear. Ele destacou que a receita das usinas precisa cobrir tanto os investimentos quanto todos os custos operacionais. As declarações foram feitas a jornalistas na segunda-feira, 9 de novembro, durante evento da Associação Brasileira para o Desenvolvimento de Atividades Nucleares (Abdan), no Rio de Janeiro.

Principais indicadores e variações

A tarifa das usinas para 2026 está fixada em R$ 361,56/MWh. Considerando um volume de geração de 13.315.067 MWh para as duas plantas, essa tarifa resulta em uma receita fixa combinada de R$ 4,8 bilhões. Ehlers classificou esse montante como baixo para a atividade nuclear.

Além disso, a Eletronuclear contesta a regra que determina que a geração acima da garantia física de Angra 1 e Angra 2 seja vendida a um preço equivalente à metade do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). Segundo Ehlers, o PLD médio do ano será de R$ 200/MWh, e ele não pode vender a R$ 100/MWh. O executivo ressaltou que as usinas apresentam alto índice de disponibilidade, superior a 90%.

O excedente de geração decorre do cronograma de substituição de combustível das plantas. Em 2027, Angra 1 terá o equivalente a um mês de produção excedente, pois não estão previstas paradas para reabastecimento. Ehlers argumenta que essa geração adicional deveria ser comercializável a preços mais competitivos, e não à metade do PLD do período.

Fatores que influenciam o cenário

De acordo com Ehlers, como Angra 1 e Angra 2 são as únicas usinas nucleares do Brasil, não existem casos de referência para a elaboração de normas regulatórias adequadas à realidade dessas instalações, incluindo exigências sobre treinamento de pessoal, substituição de equipamentos, manutenção e fabricação de combustível.

Outro ponto defendido pela empresa é a alteração das regras que regem o fundo de descomissionamento. A reserva tem o objetivo de assegurar recursos para a desativação adequada dos equipamentos ao final da vida útil das usinas. Pela regra atual, parte da tarifa de Angra 1 e Angra 2 deve obrigatoriamente ser destinada a esse item, que encerrou 2025 com R$ 3,3 bilhões. Em comunicado sobre os resultados do ano, a Eletronuclear avaliou que não são necessárias contribuições adicionais para cumprir as obrigações futuras de descomissionamento.

Segundo Ehlers, o problema é que a Eletronuclear enfrenta restrições sobre onde pode aplicar os recursos do fundo e paga imposto de renda sobre os rendimentos. Como não pode usar parte dos ganhos para pagar os tributos, a empresa acaba comprometendo sua posição de caixa.

Impactos para os agentes do setor elétrico

A revisão das regras de remuneração de Angra 1 e Angra 2 pode afetar o mercado livre de energia, uma vez que a energia dessas usinas é comercializada no Ambiente de Contratação Livre (ACL) e sua precificação influencia a formação de preços e a liquidez de contratos. A discussão sobre o excedente de geração e o preço de venda ao PLD impacta diretamente as estratégias de comercializadoras, geradores e consumidores livres que negociam energia nuclear.

Para os gestores de portfólio, a incerteza regulatória adiciona complexidade à gestão de riscos e à marcação a mercado (MtM) dos contratos. A possibilidade de alteração nas regras do fundo de descomissionamento também pode influenciar a estrutura de garantias financeiras e o risco de contraparte nas negociações envolvendo a Eletronuclear.

Perspectivas e riscos

Ehlers afirmou que desligar as usinas não é uma opção e que a regra precisa ser ajustada, o que exige convencer o regulador e o Ministério de Minas e Energia (MME). Sobre a Usina Angra 3, cujas obras estão paralisadas desde 2015, o executivo comentou que a indefinição sobre a conclusão ou o abandono do projeto é o pior cenário possível. Ele destacou que a Eletronuclear conta com quadro técnico adequado para Angra 3 e que a modelagem de custos e cenários do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) para a planta está atualizada.

Segundo Ehlers, os estudos do BNDES indicam um preço unitário justo e que nada do passado será pago. Ele acrescentou que o montante necessário para concluir as obras, considerando o valor global, está muito alinhado ao praticado em outras usinas.

Conclusão técnica

A busca por ajustes no marco regulatório da geração nuclear reflete a necessidade de compatibilizar a remuneração das usinas com suas características operacionais e financeiras. Para os agentes do setor elétrico, o desfecho dessa discussão pode alterar a dinâmica de preços no mercado livre, a liquidez de contratos e a gestão de riscos de portfólio. Acompanhar as decisões da Aneel e do MME é essencial para avaliar os impactos sobre a comercialização de energia e o planejamento energético.

Fontes consultadas

As informações deste artigo foram baseadas em declarações de Raphael Ehlers, presidente interino da Eletronuclear, em evento da Abdan, e em dados divulgados pela empresa sobre seus resultados financeiros de 2025.

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Fonte: megawhat.uol.com.br