Em 09/12/2025, a Aneel aprovou os reajustes anuais da Energisa Acre (EAC) e da Energisa Rondônia (ERO), vigentes a partir de 13/12/2025. O efeito médio ao consumidor ficou em 11,54% na EAC e 15,72% na ERO, com impactos por nível de tensão: baixa tensão de 9,51% (EAC) e 15,01% (ERO) e alta/média de 20,24% (EAC) e 18,49% (ERO). O cálculo reflete o repasse da Parcela A (custos não gerenciáveis) e a atualização da Parcela B pelo IPCA menos o Fator X. Houve aplicação de recursos do Art. 2º‑G da Lei 13.203/2015 (alterada pela Lei 15.269/2025) ligados à repactuação do GSF, que reduziram, em média, -12,10% (ERO) e -11,75% (EAC) para consumidores cativos, com R$ 321,5 milhões e R$ 110,5 milhões, respectivamente. Na EAC, a Parcela A variou +19,39% (CDE e transporte) e a B +2,46% (IPCA 4,50% – Fator X 1,92%); na ERO, A +17,50% e B +4,33%.
Do ponto de vista estratégico, os reajustes reforçam a previsibilidade do ciclo regulatório ao recompor custos setoriais (CDE, GSF e transporte) e preservar a margem regulatória via Parcela B, mitigando volatilidade de caixa das distribuidoras. Essa leitura é coerente com o 3T25, quando a companhia já havia convertido a normalização operacional em resultados e solidez financeira — vide o 3T25 robusto, com EBITDA ajustado recorrente de R$ 2,07 bilhões e alavancagem em 3,2x, que sustenta disciplina de capital e capacidade de absorver choques de Parcela A sem comprometer investimentos.
Especificamente em Rondônia, o RTA incorporou R$ 57,0 milhões do recálculo da RTE 2019 (Despacho 1.568/2025), com R$ 320,2 milhões remanescentes a compensar em reajustes futuros — parte já provisionada no 1T25. Ao distribuir esse efeito ao longo de ciclos, a Aneel suaviza o impacto tarifário imediato e dá visibilidade ao fluxo da concessão. Em paralelo, a dinâmica de demanda em 2025 ajuda a explicar a necessidade de calibragem tarifária entre classes e áreas de concessão: o boletim de consumo de outubro, que apontou recuo de 4,3% em ERO e de 6,5% em EAC, evidencia um mercado mais frio e a continuidade da migração ao mercado livre, fatores que pressionam o cativo e reforçam o papel da TUSD.
O encadeamento confirma um padrão corporativo: uso de instrumentos regulatórios para repasse de custos e redução de volatilidade, combinado com portfólio crescente de receitas contratadas. Na prática, isso suaviza picos de Parcela A, estabiliza a Parcela B e protege a capacidade de investimento em redes e transmissão, ao mesmo tempo em que preserva o nível de serviço e a previsibilidade do caixa ao longo do ciclo tarifário. Esse desenho apareceu também no gás canalizado, com a homologação do reajuste da ES Gás com redução média de 4%, caso em que o mecanismo de pass-through da molécula e do transporte preservou margens. Ao replicar essa lógica nas distribuidoras elétricas — agora com GSF e CDE no centro —, a Energisa sustenta previsibilidade operacional e financeira para atravessar 2026 com foco em qualidade de serviço e execução de CAPEX regulado.
