Âmbar Energia solicita à Aneel R$ 735 milhões da UBP para amortecer reajuste de 23,15% na tarifa de energia do Amazonas, buscando garantir a modicidade para os consumidores.

A Âmbar Energia, braço do Grupo J&F e controladora da Amazonas Energia, está em um movimento estratégico para proteger os consumidores amazonenses de uma iminente e significativa alta nas contas de luz. A empresa solicitou à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) a antecipação de R$ 735 milhões provenientes da repactuação do Uso de Bem Público (UBP). O objetivo é claro: mitigar o impacto de um reajuste tarifário anual que, segundo projeções preliminares da agência reguladora, pode chegar a impressionantes 23,15% a partir de 26 de maio de 2026.

Este pedido ressalta a urgência em buscar alternativas para equilibrar a equação de custos no setor elétrico, especialmente em um estado como o Amazonas, onde a Amazonas Energia atende mais de 1 milhão de unidades consumidoras. A medida visa assegurar a modicidade tarifária, um princípio fundamental da regulação, em face de um aumento que impactaria diretamente o bolso de milhões de pessoas e a economia local.

O Caminho para o Reajuste e a Intervenção da Âmbar

A formalização do pedido ocorreu em 15 de maio de 2026, por meio de uma carta endereçada ao diretor da Aneel, Willamy Moreira Frota. Prontamente, a diretoria da autarquia acionou a Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica para simular o efeito da antecipação dos recursos da UBP no reajuste tarifário. Com um faturamento anual da ordem de R$ 4,39 bilhões, a Amazonas Energia opera em um ambiente complexo de custos, e a injeção desses recursos é vista como crucial para aliviar a pressão.

A nota técnica n°69/2026 da Aneel detalha que o reajuste tarifário médio esperado é de 23,15%, com variações de 22,90% para consumidores de alta tensão e 23,26% para os de baixa tensão. Essas porcentagens elevadas acendem um alerta sobre a sustentabilidade do fornecimento de energia elétrica para a população amazonense.

Os Fatores Por Trás da Escalada de Custos

Diversos elementos contribuem para essa projeção de aumento. Um dos principais está relacionado aos custos de ICMS. A Superintendência de Fiscalização Financeira (SFF) da Aneel validou um déficit de cobertura tarifária de R$ 94,99 milhões, gerando um impacto adicional de 2,19% no reajuste. Além disso, a agência considera uma previsão de R$ 522,3 milhões em futuros custos de ICMS para os próximos 12 meses.

O crescimento desses custos de ICMS é atribuído a mudanças no portfólio de contratos da distribuidora. Com a Medida Provisória nº 1.232/2024, contratos de usinas termelétricas que antes não incidiam ICMS por substituição tributária (ICMS-ST) foram convertidos em Contratos de Energia de Reserva (CER). A UTE Aparecida, por exemplo, teve seu contrato no Ambiente de Contratação Regulada (CCEAR) substituído, tornando sua energia sujeita ao ICMS-ST, mesmo com a alíquota e valor de referência inalterados.

“A complexidade da matriz energética e as mudanças regulatórias impactam diretamente o custo final para o consumidor, e a busca por soluções inovadoras como a antecipação da UBP é fundamental para a estabilidade do setor.”

Impacto da Compra de Energia e Encargos Setoriais

Os custos de compra de energia elétrica também desempenham um papel significativo, representando um impacto de 6,47% no reajuste tarifário médio da distribuidora. Este aumento é impulsionado, principalmente, por uma elevação de cerca de 11,5% no custo médio da energia adquirida no Ambiente de Contratação Regulada (ACR). Houve uma redução na participação de contratos de leilões com energia mais barata, em detrimento de contratos de leilões com custos mais elevados.

Os encargos setoriais, por sua vez, contribuíram com um impacto de 2,45% no efeito médio. Fatores como a variação da cota da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) USO e dos encargos de Serviços do Sistema (ESS), Energia de Reserva (EER) e Reserva de Capacidade (ERCAP), especialmente após o leilão de reserva de capacidade (LRCap) de março de 2026, influenciaram essa elevação. Em contraponto, a extinção da CDE Geração Distribuída e a redução da cota do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa) atuaram como fatores mitigadores, assim como uma variação negativa nos custos de transmissão.

Um Histórico de Estabilidade e o Cenário Futuro

É importante notar que, desde 2022, a Amazonas Energia não havia registrado reajustes tarifários expressivos. Em 2023, não houve processo tarifário, e as tarifas permaneceram inalteradas. Em 2024, o efeito médio homologado foi quase neutro, de 0,04%, enquanto em 2025 o reajuste foi negativo em 1,35%. Essa série de estabilidade ou reduções ressalta a gravidade do cenário atual.

A Aneel, ciente da situação, avalia se o custo total do ICMS deveria, em tese, acompanhar o custo da energia para os consumidores finais. A antecipação dos R$ 735 milhões da UBP pela Âmbar Energia representa um esforço considerável para reverter um quadro que, de outra forma, traria um fardo pesado para os consumidores do Amazonas. A decisão final da Aneel será crucial para definir a dimensão do impacto nas contas de luz e o futuro da modicidade tarifária na região.