O leilão do GSF (Generation Scaling Factor), realizado na última sexta-feira (1º), foi classificado como um sucesso pela CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica).
A operação movimentou R$ 842,36 milhões e alcançou um ágio superior a 66,32%, destravando parte significativa do passivo histórico no mercado de curto prazo.
No entanto, a disputa em torno da taxa de desconto (WACC) a ser utilizada na prorrogação das outorgas dos agentes vencedores acendeu um alerta no setor: o risco de judicialização do processo.
A polêmica gira em torno da taxa de retorno estipulada na Portaria nº 112/2025, do MME (Ministério de Minas e Energia), que estabeleceu o percentual de 10,94% como base para o cálculo das prorrogações.
A cifra contrasta com as taxas utilizadas nas duas repactuações anteriores do GSF, realizadas entre 2015 e 2020, que seguiram o parâmetro de 9,63%.
A diferença, aparentemente pequena, pode gerar impactos bilionários. “Se mantida, a taxa de 10,94% pode implicar em um custo adicional de até R$ 2,5 bilhões para os consumidores, considerando a extensão das outorgas dos empreendimentos vencedores”, explica Matheus Soares, advogado especialista no setor de energia da Martorelli Advogados.
E mais, segundo o profissional, “ela pode abrir margem para questionamentos legais, tanto dos atuais vencedores quanto de agentes das repactuações anteriores”, destaca.
Ambiguidade jurídica
A Medida Provisória 1.300/2025, que viabilizou o leilão do GSF, prevê que os parâmetros utilizados nas prorrogações devem seguir os mesmos critérios adotados pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) nas repactuações anteriores.
No entanto, a portaria publicada pelo MME adotou um percentual mais elevado, sem detalhar os fundamentos metodológicos que justificariam a mudança. Durante reunião da diretoria da ANEEL realizada nesta semana, o diretor Fernando Mosna criticou a falta de alinhamento entre as taxas.
A própria ANEEL, embora tenha aprovado a manutenção dos descontos de TUST e TUSD nas outorgas prorrogadas, optou por adiar a deliberação sobre a taxa de retorno. O tema deverá ser analisado caso a caso, a partir de 20 de agosto, quando a CCEE encaminhar os dados completos do leilão.
A indefinição cria um ambiente de insegurança jurídica para os empreendedores que participaram da chamada pública. Isso porque os prazos de extensão simulados – e que serviram de base para as ofertas – foram calculados com base na taxa mais alta. Caso a ANEEL decida adotar a taxa de 9,63% na análise das outorgas, a rentabilidade esperada dos projetos pode ser significativamente alterada.
“É o tipo de situação que pode levar agentes a questionar judicialmente a validade da extensão concedida ou mesmo pleitear compensações, dependendo da mudança de critério”, afirma Soares.
Ao mesmo tempo, há o risco de que agentes das repactuações anteriores (que aceitaram condições menos vantajosas) também recorram à Justiça para exigir isonomia de tratamento. A MP exige adoção dos mesmos parâmetros. Se isso for desrespeitado agora, abre-se um precedente perigoso para reabrir discussões que, até então, estavam encerradas
Com a indefinição mantida, o setor elétrico se prepara para mais um capítulo de embates regulatórios. Embora o MME tenha competência para estabelecer diretrizes de política energética, cabe à ANEEL aprovar formalmente os prazos de prorrogação de cada outorga.
A divergência entre os dois órgãos sobre a taxa de desconto pode resultar em nova judicialização.Por ora, não há ações ajuizadas. Os agentes aguardam os desdobramentos das próximas etapas, com o início do aporte financeiro previsto para 13 de agosto e a posterior análise individual das outorgas pela ANEEL.
Mas o sinal amarelo já está aceso. Mesmo um leilão com resultados positivos pode terminar sob questionamentos jurídicos, caso o impasse regulatório não seja resolvido de forma transparente e técnica.
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