Relatório da Aneel aponta estabilização nos índices globais, mas destaca o forte impacto financeiro dos desvios comerciais e a transição metodológica para o mercado medido na baixa tensão.
O equilíbrio financeiro e a eficiência operativa do segmento de distribuição voltaram ao centro dos debates regulatórios. A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) publicou o relatório anual de perdas de energia elétrica na distribuição, consolidando os dados referentes ao ano civil de 2025. O balanço aponta que as perdas totais no sistema de distribuição alcançaram o patamar de 14,3% de toda a energia injetada nas redes do país.
Em termos de volume físico, o desperdício totalizou 90,2 terawatts-hora (TWh). Desse montante, as perdas técnicas, inerentes às leis da física no transporte e transformação da tensão, responderam por 7,2% (45,2 TWh). Já as perdas não técnicas, causadas principalmente por furtos, fraudes e erros de faturamento, representaram 7,1% (45 TWh). Do ponto de vista econômico, o impacto financeiro na cadeia setorial atingiu a expressiva cifra de R$ 23,2 bilhões, dividida quase igualmente entre limitações técnicas e a criminalidade comercial.
O peso financeiro das assimetrias: perdas técnicas vs. não técnicas
Diferente do que ocorre com a infraestrutura de transmissão, cujas perdas na Rede Básica ficaram em torno de 2,04% da energia gerada em 2025 (gerando um impacto de R$ 1,5 bilhão rateado entre geradores e consumidores), a malha de distribuição lida com complexidades socioeconômicas e geográficas severas. Os custos associados às perdas técnicas eficientes na distribuição somaram aproximadamente R$ 11,7 bilhões no último ano. Por serem dissipações físicas calculadas sobre uma operação considerada ótima pela agência reguladora, o mercado não projeta reduções substanciais neste indicador a curto prazo.
A grande linha de corte para a sustentabilidade das concessionárias reside nas perdas não técnicas (PNT), popularmente conhecidas como “gatos”. Em 2025, os desvios reais geraram um prejuízo econômico de R$ 11,5 bilhões. No entanto, o desenho regulatório brasileiro adota a premissa da regulação por incentivos, limitando o repasse tarifário ao consumidor apenas aos níveis considerados eficientes.
Dessa forma, o reconhecimento regulatório das perdas não técnicas ficou restrito a R$ 7,9 bilhões, o equivalente a 3,1% da receita requerida das distribuidoras e a 9,7% de sua Parcela B. A diferença de R$ 3,58 bilhões entre a PNT real e o limite regulatório não pôde ser repassada às tarifas, sendo integralmente glosada pela Aneel e absorvida pelos acionistas das concessionárias.
Consolidação do mercado medido atenua distorções da MMGD
Os resultados de 2025 também refletem os efeitos de uma importante mudança metodológica deliberada na Consulta Pública nº 09/2024. Para mitigar as interferências provocadas pelo avanço da micro e minigeração distribuída (MMGD), a Aneel alterou a base de apuração da energia requerida da baixa tensão (BT), migrando do mercado faturado para o mercado medido (que representou 44% da energia injetada no país).
A virada unificou a base de cálculo e eliminou uma distorção histórica na eficiência alocativa: os montantes associados ao custo de disponibilidade, restritos ao mercado faturado, deixaram de ser utilizados como redutores artificiais das perdas não técnicas no momento da conversão dos percentuais para o mercado medido (DMF). Essa transição metodológica explica o incremento nominal nos volumes de PNT observados nos gráficos de série histórica de 2025, refletindo com maior fidelidade a realidade física das redes operadas.
Concentração crítica: Light e Amazonas Energia respondem por 31% das perdas comerciais
O relatório reafirma uma forte assimetria regional e uma intensa concentração do problema comercial em poucas áreas de concessão. As dez distribuidoras com os cenários mais severos de furto concentram 76,2% de todas as perdas não técnicas do Brasil.
O dado mais alarmante envolve a Light (RJ) e a Amazonas Energia (AM). Juntas, as duas empresas respondem por 31,2% do volume total de perdas não técnicas do país, embora somem apenas 5,8% do mercado nacional de baixa tensão. Na região Norte, o índice de PNT real sobre a energia injetada bateu os 20%, contrastando com o Sul, onde o indicador se posicionou em 2,6%, em perfeita aderência ao teto regulatório.
A complexidade socioeconômica das áreas de concessão, avaliada pela Aneel por meio de modelos econométricos que ponderam variáveis como segurança pública, disposição urbana e domicílios subnormais, continua sendo o principal balizador para a fixação das metas regulatórias. Diante desse cenário de forte pressão sobre o fluxo de caixa das empresas e buscando modernizar os incentivos regulatórios, o regulador mantém em andamento a Tomada de Subsídios nº 25/2026. O processo iniciou a revisitação completa da metodologia de PNT, com previsão de abertura de Consulta Pública e encerramento dos novos parâmetros regulatórios ainda no segundo semestre de 2026.
