O cenário atual das perdas de eletricidade no Setor Elétrico Brasileiro

Welinton Ferreira

1) Introdução

Parte da eletricidade gerada pelo setor elétrico brasileiro se perde ao longo das atividades de geração, transmissão e distribuição. Essas perdas são classificadas em Perdas Técnicas (PT) e Perdas Não Técnicas (PNT), esta última que é popularmente conhecida como “gato”. O objetivo deste artigo é descrever o cenário atual das perdas técnicas e não técnicas no Brasil, buscando apresentar o impacto financeiro para o sistema elétrico brasileiro e medidas que podem ser utilizadas para mitigar tal problema.

O artigo está dividido em seis seções, contando com a presente introdução e a conclusão. As seções 2 e 3 analisam, respectivamente, as Perdas Técnicas (PT) e as Perdas Não Técnicas (PNT) no Brasil. A seção 4 descreve o caso das PNT na área de concessão da Distribuidora Light no estado do Rio de Janeiro. A seção 5 descreve algumas medidas que podem ser utilizadas para tentar mitigar as PNT no Brasil.

2) Perdas Técnicas (PT)

As Perdas Técnicas (PT) são referentes à energia que se dissipa ao longo da transmissão e distribuição em decorrência das leis da física.

As PT na transmissão são calculadas por meio da diferença entre a energia gerada pelo sistema e a energia entregue nos pontos de carga (ou seja, energia que chega na rede das distribuidoras e a energia fornecida para consumidores ligados diretamente no sistema de transmissão), sendo seu custo dividido em 50% para os geradores e 50% para os consumidores (ANEEL, 2025a). As PT são apuradas mensalmente pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e, em 2024, tais perdas representaram aproximadamente 2,1% da energia gerada pelo sistema.

As PT na distribuição variam de acordo com as características das redes de cada área de concessão, como número de transformadores e extensão, idade e condição da rede. Portanto, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) calcula para cada distribuidora o nível eficiente de PT de acordo com as características de seu sistema, sendo o custo das PT na distribuição basicamente repassado para a tarifa dos consumidores. Entre 2008 e 2024, as PT nas concessionárias de distribuição no Brasil variaram entre 7,2% e 7,4% da energia injetada (ANEEL, 2025a).

O custo das PT para o sistema elétrico brasileiro, sem considerar os tributos, foi de cerca de R$11,2 bilhões em 2024 (ANEEL, 2025a). No entanto, essas perdas são inerentes a qualquer sistema de distribuição e não há perspectiva de reduções. As perdas técnicas geram um custo para o setor elétrico, mas é algo que vai existir e que, no máximo, pode-se diminuir marginalmente por meio do monitoramento, manutenção, modernização e planejamento da rede.

3) Perdas Não Técnicas (PNT)

As Perdas Não Técnicas (PNT) são decorrentes de furtos (ligação clandestina ou desvio direto da rede), fraudes (adulterações no medidor ou desvios), erros de leitura, medição e faturamento. As PNT são calculadas pela diferença entre a Perda Total (diferença entre a energia gerada e a energia consumida no sistema) e as Perdas Técnicas (ANEEL, 2025a).

O gráfico 1 mostra a evolução das PNT sobre toda energia injetada na rede entre 2008 e 2024. Podemos destacar que os valores variaram entre 6,2% e 7,5%, sendo o pico em 2020, quando ocorreu a pandemia de COVID-19 e o lockdown, o que gerou um aumento da vulnerabilidade social e uma maior dificuldade para as concessionárias de distribuição combaterem tais perdas.

Gráfico 1: Evolução das Perdas Não Técnicas sobre a energia injetada entre 2008 e 2024.

Fonte: ANEEL (2025a). Elaboração própria.

É importante destacar que os dados de PNT apresentados no gráfico 1 utilizam como referência a energia injetada, sendo tal valor interessante para termos uma ideia da parte da energia gerada que se perde por motivos não técnicos (“gatos”). No entanto, como uma grande parte das PNT ocorre no mercado de baixa tensão, a ANEEL contabiliza e homologa tais perdas utilizando como referência a energia que chega no mercado de baixa tensão e não a energia injetada na rede.

Outro ponto a se destacar é que as distribuidoras com áreas de concessão de grande porte concentram quase a totalidade das PNT, dado que tais áreas são extensas e há maior complexidade no combate de tais perdas, como a presença do crime organizado. Portanto, o nível de PNT de uma distribuidora está muito relacionado com as características socioeconômicas e aspectos comportamentais da região de sua concessão, mas não podemos esquecer que as PNT também dependem da atuação da distribuidora para inibir, dificultar ou combater os atos ilícitos.

Dado que o nível de PNT depende também de ações de combate realizadas pelas distribuidoras, o regulador adota uma metodologia para incentivar as distribuidoras a adotarem tais ações. A ANEEL estabelece para cada distribuidora um valor de PNT que poderá ser repassado para as tarifas dos consumidores, sendo tal valor denominado de PNT Regulatórias. As PNT Regulatórias de uma distribuidora “X” são definidas por meio de uma metodologia que usa como base uma distribuidora que atua em área de complexidade parecida (geralmente maior), mas que pratica perdas menores. O nível de PNT da distribuidora de referência (benchmark) será utilizado como base para definir o valor das PNT Regulatórias da distribuidora “X”.

O modo como a ANEEL trata o repasse das PNT para a tarifa de eletricidade tem como pressuposto que eventuais negligências ou ineficiências das distribuidoras no combate a tais perdas não devem ser repassadas à tarifa, sendo o repasse limitado aos níveis regulatórios considerados eficientes. Ademais, ao estabelecer um valor de repasse das perdas para as tarifas de eletricidade (PNT Regulatórias), a ANEEL gera um incentivo para que cada distribuidora atue com o objetivo de que o valor das PNT verificadas, conhecidas como PNT Reais, seja menor que as PNT Regulatórias (ANEEL, 2025a).

O gráfico 2 apresenta a evolução média das PNT Reais e Regulatórias sobre Baixa Tensão entre 2008 e 2024 das distribuidoras no Brasil.

Gráfico 2: Média das Perdas Não Técnicas Reais e Regulatórias em Baixa Tensão no Brasil entre 2008 e 2024

Fonte: ANEEL (2025b). Elaboração própria.

O gráfico 2 mostra que: (i) a média das PNT Regulatórias é menor que a das PNT Reais, o que é o esperado; (ii) de 2008 a 2024, o menor valor das PNT Regulatórias foi de 10,6%; e (iii) de 2008 a 2024, o maior valor de PNT Reais no período foi de 16,8% em 2020, ano da Pandemia da COVID-19 e do lockdown.

Os valores das PNT Regulatórias são importantes, pois estes são a base para se calcular os custos das PNT que serão repassados para a tarifa dos consumidores. O custo das PNT Regulatórias é calculado multiplicando-se os montantes de eletricidade reconhecidos nos processos de reajuste tarifário pelo preço médio da energia no ano. A tabela 1 mostra os custos das PNT Regulatórias para todas as distribuidoras do país entre 2019 e 2024.

Tabela 1: Custos das PNT Regulatórias das Distribuidoras no Brasil (2019-2024)

Fonte: ANEEL (2025b). Elaboração própria.

A tabela 1 mostra que o custo com as PNT Regulatórias aumentou no Brasil entre 2019 e 2024, alcançando R$6,8 bilhões em 2024. No entanto, o real custo para o sistema deve ser analisado por meio das PNT Reais. O custo das PNT Reais é proveniente da multiplicação das PNT Reais pelo preço médio da energia no ano. Segundo a ANEEL (2025a), o custo das PNT Reais no Brasil em 2024 foi de R$ 10,3 bilhões. Ou seja, as PNT geraram um custo de R$10,3 bilhões em 2024, mas R$6,8 bilhões foram repassados para a tarifa dos consumidores.

Quando o assunto é PNT, a distribuidora Light talvez seja a que mais se destaca no Brasil. Sendo assim, a seção 3 descreve brevemente o caso das PNT da Light.

4) Distribuidora Light e as Perdas Não Técnicas (PNT)

A Light fornece energia para cerca de 4,3 milhões de clientes (ou 11,6 milhões de pessoas) e sua área de concessão abrange 31 dos 92 municípios do estado do Rio de Janeiro, incluindo a região metropolitana e a região do Vale do Paraíba[1]. Parte considerável dos clientes está em municípios da região metropolitana que possuem baixo índice de desenvolvimento e com sérios problemas de violência. A tabela 2 mostra o Índice Firjan de Desenvolvimento Municipal (IFDM) de 2023 dos municípios da região metropolitana que fazem parte da área de concessão da Light. Destaca-se que o IFDM: (i) é calculado para os 92 municípios do estado do Rio de Janeiro e para 5550 municípios do Brasil; (ii) utiliza em seu cálculo dados sobre Emprego e Renda, Saúde e Educação; e (iii) classifica o desenvolvimento de cada município como Crítico (IFDM < 0,4), Baixo (0,4 < IFDM < 0,6), Moderado (0,6 < IFDM < 0,8) ou Alto (IFDM > 0,8).

Tabela 2: IFDM de 2023 dos municípios da região metropolitana da área de concessão da Light

Fonte: Firjan (2025). Elaboração própria.

A tabela 2 mostra, dentre outras coisas, que: (i) apenas Itaguaí e Rio de Janeiro possuem nível de desenvolvimento moderado (ou seja, mediano), sendo os demais classificados como baixo ou crítico; e (ii) com exceção de Itaguaí e Rio de Janeiro, todos os municípios estão na metade final da classificação estadual e nacional, sendo que 5 municípios estão entre os 7 piores do Estado do Rio de Janeiro.

Além do baixo nível de desenvolvimento, os municípios da região metropolitana que fazem parte da área de concessão da Light contam com a atividade de facções criminosas e apresentam um elevado índice de violência. Tal característica dificulta consideravelmente a atuação da distribuidora no combate às PNT e, além disso, estimula certas atividades empresariais a se deslocarem para tal região visando redução dos custos com eletricidade de forma ilícita. Conforme afirmam Castro et al. (2019), algumas empresas eletrointensivas, como fábricas de gelo, firmam acordos com o poder paralelo para instalar suas fábricas em áreas controladas por tal poder paralelo, geralmente em locais de difícil acesso (como na parte alta dos morros), visando adotar medidas ilícitas para reduzir seus custos com eletricidade.

O resultado da complexidade da área de concessão da Light e a ocorrência de PNT podem ser vistos por meio de alguns dados. Em relação às distribuidoras presentes no Brasil, em 2024 a Light foi a: (i) 1ª em termos de participação nas PNT Reais do país; (ii) 2ª em termos de PNT Reais sobre a Baixa Tensão (atrás da Amazonas Energia); (iii) 3ª em termos de PNT Regulatórias sobre a Baixa Tensão (atrás da Amazonas Energia e da Equatorial CEA); e (iv) 1ª em termos de estimativa de custos das PNT Regulatórias. Em 2024, quase 22% das PNT Reais do Brasil ocorreram na área de concessão da Light (ANEEL, 2025a).

A tabela 3 apresenta os montantes de PNT da Light considerados nos processos tarifários e seu custo entre 2019 e 2024.

Tabela 3: PNT da Light considerados nos processos tarifários e seu custo (2019-2024)

Fonte: ANEEL (2025b). Elaboração própria.

Com base nos dados da tabela 4, é possível constatar que, entre 2019 e 2024, o custo total das PNT consideradas nos processos tarifários da Light foi superior a R$1 bilhão em todos os anos, sendo a média anual igual a R$1,2 bilhão e o valor total no período igual a R$7,3 bilhões. Destaca-se que, em 2024, o custo total das PNT consideradas nos processos tarifários da Light foi de R$1,295 bilhão, o que representa 18,86% do total do custo de PNT consideradas nos processos tarifários do país (que foi de cerca de R$6,9 bilhões).

5) Medidas para tentar frear as PNT

Conforme destaca Huback (2018), diversas medidas podem ser adotadas para combater as PNT, como: (i) uso da Tarifa Social; (ii) medidas de aproximação e melhora da imagem da distribuidora com a sociedade; (iii) reconhecimento regulatório diferenciado para Áreas com Severas Restrições à Operação (ASRO); (iv) sistema pré-pago de energia; e (v) adoção de medição eletromecânica nos transformadores.

A Tarifa Social já existe no Brasil e foi reformulada recentemente pela Lei nº 15.235/2025, que passou a dar um desconto de 100% para os primeiros 80 kWh demandados pela Unidade Consumidora (UC), sendo cobrada a tarifa cheia para o consumo excedente. Apesar de importante, a Tarifa Social apresenta problemas, como o fato de o desconto ser o mesmo para qualquer UC e estas se diferenciarem, por exemplo, pelo número de habitantes, clima (temperatura, umidade…) do local, presença ou não de poder paralelo no local, dentre outros fatores. Portanto, a Tarifa Social seria mais eficaz se fosse estipulada de acordo com as características de cada UC.

Medidas de aproximação e melhora da imagem da distribuidora com a sociedade também já são realizadas no Brasil. Podemos citar o patrocínio ou realização de projetos sociais, as ações de troca de equipamentos elétricos da UC (como geladeiras e lâmpadas) por modelos mais novos e econômicos e a realização de palestras sobre o uso consciente da energia e os riscos de ligações irregulares. Ademais, a própria busca pela melhora nos indicadores de DEC (Duração Equivalente de Interrupção por UC) e FEC (Frequência de Interrupção por UC) já ajuda as distribuidoras neste ponto.

Sobre o Reconhecimento Regulatório Diferenciado para Áreas com Severas Restrições à Operação (ASRO), apesar de a ANEEL especificar um nível de PNT Regulatórias diferente para cada Distribuidora em função da complexidade da área de concessão, ainda não há no Brasil uma diferenciação de PNT Regulatórias diferenciada para cada área de uma mesma concessão. A adoção dessa política talvez possa ser importante para identificar áreas críticas e reduzir seu impacto negativo sobre as UC das demais áreas da concessão.

Há ainda os investimentos das distribuidoras em inovações tecnológicas para coibir as PNT, como a adoção de medição eletromecânica nos transformadores.

Além das medidas descritas acima, duas coisas poderiam ser feitas no Brasil para amenizar as PNT nos próximos anos: (i) o barateamento da eletricidade via término de subsídios presentes no setor elétrico; e (ii) uma ampliação significativa da Tarifa Social, aliada a medidas de reconhecimento diferenciado para Áreas com Severas Restrições à Operação. É claro que uma simples ampliação da Tarifa Social aumentaria os subsídios do setor e geraria um aumento das tarifas de eletricidade, mas a sugestão seria a exclusão/redução de alguns subsídios já presentes no setor elétrico em troca da ampliação da Tarifa Social.

Por exemplo, vimos que o custo total com as PNT Reais (“gatos”) foi de R$ 10,3 bilhões em 2024. Neste mesmo ano, os subsídios à Geração Distribuída (GD), que são utilizados majoritariamente por pessoas e empresas de maior renda e para incentivar uma tecnologia que já é rentável sem o subsídio, foram de R$11,6 bilhões. Ainda em 2024, os subsídios ao Carvão e Óleo Combustível, que são poluentes e desnecessários no Brasil, foram de R$1,2 bilhão. Já os subsídios às Fontes Incentivadas, que atualmente não seriam mais necessários devido à competitividade das fontes renováveis, foram de R$13 bilhões em 2024. Portanto, os subsídios dados à GD, ao Carvão e Óleo Combustível e às fontes incentivadas em 2024 totalizaram R$25,8 bilhões, ou seja, foram 2,5 vezes superiores aos custos das PNT Reais do país. Portanto, a diminuição desses subsídios poderia ser utilizada para compensar uma ampliação da Tarifa Social.

A ampliação da Tarifa Social também poderia receber recursos que hoje são destinados à Conta de Consumo e Combustíveis (CCC). Em 2024, a CCC totalizou R$ 13 bilhões, mas a expectativa é que seus valores sejam reduzidos nos próximos anos devido à diminuição do número de sistemas isolados, como o caso de Boa Vista (RR).

6) Considerações Finais

É importante que os policymakers tenham em mente que a eletricidade se apresenta cada vez mais como um bem/serviço básico para o bem-estar da população, uma vez que esta é utilizada, por exemplo, na conservação de alimentos (via geladeira ou congeladores), na regulação térmica (via ventiladores e, principalmente, ares condicionados) e em equipamentos de trabalho e lazer (como computadores, modem e televisões). Essa característica não é nova e nem desconhecida, uma vez que os agentes do setor elétrico sabem que a eletricidade possui uma baixa elasticidade-preço da demanda. No entanto, é preciso destacar que tal importância da eletricidade só tende a aumentar no Brasil, muito por conta dos processos de digitalização e das mudanças climáticas que vivemos atualmente.

Esse aumento da importância da eletricidade tende a intensificar o problema das PNT nos próximos anos, principalmente nas regiões de favelas (de difícil acesso e com a presença de Poder Paralelo), dado que as construções são mais vulneráveis às mudanças climáticas (como as ondas de calor) porque em sua maioria não possuem materiais de qualidade e são construídas sem planejamento e de forma desordenada.

Dada a perspectiva de maior importância da eletricidade para o bem-estar da população, principalmente da população mais carente, é importante que medidas sejam tomadas para evitar o encarecimento da eletricidade e o aumento das PNT nos próximos anos.

REFERÊNCIAS

ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica). (2025a). Perdas de Energia Elétrica na Distribuição – 2025/2024. Disponível em: < https://git.aneel.gov.br/publico/centralconteudo/-/raw/main/relatorioseindicadores/tarifaeconomico/Relatorio_Perdas_Energia.pdf >. Acesso em: 25/10/2025.

ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica). (2025b). Relatório de Perdas de Energia. Disponível em: < https://portalrelatorios.aneel.gov.br/luznatarifa/perdasenergias >. Acesso em: 20/10/2025.

FIRJAN (Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro). (2025). Índice Firjan de Desenvolvimento Municipal. Disponível em: < https://www.firjan.com.br/ifdm/ >. Acesso em 20/10/2025.

Huback, Vanessa Barroso da Silva. (2018). Medidas ao Combate a Perdas Elétricas Não Técnicas em Áreas com Severas Restrições à Operação de Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica. Dissertação (mestrado) – UFRJ/ COPPE/ Programa de Planejamento Energético, 2018.

Notas

[1] Informações retiradas do endereço eletrônico da distribuidora Light: < https://www.light.com.br/SitePages/page-a-light.aspx?v=1.1 >. Acesso em: 20/10/2025.

Sugestão de citação: Ferreira, W. C. (2025). O cenário atual das perdas de eletricidade no Setor Elétrico Brasileiro. Ensaio Energético, 05 de novembro, 2025.