A desestatização da Eletrobras será executada na modalidade de aumento do capital social, por meio da subscrição pública de ações ordinárias com renúncia do direito de subscrição pela União, e serão realizadas a outorga de novas concessões de geração de energia elétrica pelo prazo de 30 (trinta) anos, contado da data de assinatura dos novos contratos referidos no caput deste artigo, e a contratação, pelo poder concedente, de geração termelétrica movida a gás natural, na modalidade de contratação de reserva de capacidade, com inflexibilidade de, no mínimo, 70% (setenta por cento), com período de suprimento de 15 (quinze) anos, ao preço máximo de disponibilidade de potência equivalente ao preço-teto para geração a gás natural do Leilão A-6 de 2019, com atualização desse valor até a data de publicação do edital específico pelo mesmo critério de correção do Leilão A-6 de 2019, considerado na composição do preço de geração a ser calculado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) o valor da molécula de gás entregue na central de geração, o qual será obtido mediante chamada pública a ser realizada pelos governos estaduais, por meio de sua distribuidora de gás local, no montante de 1.250 MW (mil, duzentos e cinquenta megawatts) na Região Nordeste, nas regiões metropolitanas das unidades federativas ou na Região Integrada de Desenvolvimento (Ride), constituída de agrupamento de Municípios abrangidos por diferentes unidades federativas, que não possuam na sua capital ponto de suprimento de gás canalizado na data de publicação desta Lei; no montante de 1.000 MW (mil megawatts) na Região Norte, distribuídos nas capitais dos Estados ou na região metropolitana ou na Ride, constituída de agrupamento de Municípios abrangidos por diferentes unidades federativas; no montante de 1.000 MW (mil megawatts) na Região Centro-Oeste, nas capitais dos Estados ou na região metropolitana ou na Ride, constituída de agrupamento de Municípios que não possuam ponto de suprimento de gás canalizado na data de publicação desta Lei, abrangidos por diferentes unidades federativas; no montante de 1.000 MW (mil megawatts) na Região Sudeste, divididos igualmente no Triângulo Mineiro e em região atendida pela Superintendência de Desenvolvimento do Nordeste (Sudene), além da prorrogação dos contratos de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), centrais a biomassa e centrais eólicas do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa) por 20 (vinte) anos, ao preço máximo equivalente ao teto estabelecido para geração da fonte específica do Leilão A-6 de 2019 para empreendimentos sem outorga, bem como a contratação até 2025 de reserva de capacidade e energia associada proveniente de centrais hidrelétricas de até 50 MW (cinquenta megawatts) no montante de 3.000 MW (três mil megawatts) na Região Centro-Oeste, 1.500 MW (mil e quinhentos megawatts) nas Regiões Sul e Sudeste e 400 MW (quatrocentos megawatts) nas Regiões Norte e Nordeste, com período de suprimento de 25 (vinte e cinco) anos, ao preço máximo equivalente ao teto estabelecido para geração da fonte específica do Leilão A-6 de 2019 para empreendimentos sem outorga, com atualização desse valor até a data de publicação do edital específico pelo mesmo critério de correção do Leilão A-6 de 2019, respeitado o estabelecido no art. 23 desta Lei, e deverá também considerar que a contratação de reserva de capacidade estabelecida no art. 3º-A da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, contemplará a contratação das termelétricas a carvão mineral nacional alcançadas pelo inciso V do caput do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, e termelétricas a carvão mineral nacional que possuem Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) vigente em 31 de dezembro de 2022 e com previsão de término de CCEAR não superior a 31 de dezembro de 2028, sendo que os contratos destas termelétricas a carvão mineral nacional terão seu termo final em 31 de dezembro de 2050, ficando determinado que caso os montantes definidos neste artigo não sejam contratados integralmente nos anos previstos por inexistência de oferta, as diferenças deverão ser contratadas nos anos subsequentes até que seja atingido o valor total de capacidade definido para cada objetivo.

A contratação a ser feita na forma do art. 3º-A da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, deverá considerar a disponibilidade de potência e o custo do combustível adquirido para a flexibilidade requerida.

A potência instalada de novas térmicas que serão contratadas na Região Centro-Oeste deverá ser dividida igualmente entre o Estado de Goiás e o Distrito Federal, mantida a inflexibilidade de 70% (setenta por cento), com contratação no primeiro semestre de 2025, para entrega até 1º de janeiro de 2031, e as novas térmicas que serão contratadas na Região Nordeste deverão garantir 500 MW (quinhentos megawatts) ao Estado do Piauí e 750 MW (setecentos e cinquenta megawatts) ao Estado do Maranhão, mantida a inflexibilidade de 70% (setenta por cento), com contratação no segundo trimestre de 2024, para entrega até 1º de janeiro de 2030 no Estado do Maranhão e até 1º de janeiro de 2031 no Estado do Piauí, e as novas térmicas que serão contratadas na Região Norte deverão garantir 250 MW (duzentos e cinquenta megawatts) ao Estado do Amapá, com contratação até o segundo semestre de 2024, e 750 MW (setecentos e cinquenta megawatts) ao Estado do Amazonas, mantida a inflexibilidade de 70% (setenta por cento), para entrega até 1º de janeiro de 2027 no Estado do Amazonas e para entrega até 1º de janeiro de 2030 no Estado do Amapá.

A contratação de 3.000 MW (três mil megawatts) de capacidade e energia associada de centrais hidrelétricas de até 50 MW (cinquenta megawatts) na Região Centro-Oeste será inicialmente de 2.000 MW (dois mil megawatts) até o segundo semestre de 2024, com entrega até 31 de dezembro de 2029, e de 1.000 MW (mil megawatts) até o primeiro trimestre de 2025, com entrega até 13 de dezembro de 2030; a contratação de 1.500 MW (mil e quinhentos megawatts) de capacidade e energia associada de centrais hidrelétricas de até 50 MW (cinquenta megawatts) nas Regiões Sul e Sudeste será inicialmente de 1.000 MW (mil megawatts), até o segundo semestre de 2024, com entrega até 31 de dezembro de 2029, e de 500 MW (quinhentos megawatts) até o primeiro trimestre de 2025, com entrega até 31 de dezembro de 2030; e a contratação de 400 MW (quatrocentos megawatts) de capacidade e energia associada de centrais hidrelétricas de até 50 MW (cinquenta megawatts) nas Regiões Norte e Nordeste será realizada até o segundo semestre de 2024, com entrega até 31 de dezembro de 2029.

Adicionalmente às disposições previstas no § 1º deste artigo, também deverão ser contratados 250 MW (duzentos e cinquenta megawatts) de energia proveniente do hidrogênio líquido a partir do etanol na Região Nordeste até o segundo semestre de 2024, com entrega até 31 de dezembro de 2029, e 300 MW (trezentos megawatts) de energia proveniente de eólicas na Região Sul até o segundo semestre de 2025, com entrega até 31 de dezembro de 2030.

Caso os montantes definidos neste artigo não sejam contratados integralmente nos anos previstos por inexistência de oferta, as diferenças deverão ser contratadas nos anos subsequentes até que seja atingido o valor total de capacidade definido para cada objetivo, postergada a data de entrega da energia por igual prazo, e os montantes já contratados até a entrada em vigor deste parágrafo deverão ser abatidos do total estabelecido para a unidade federativa.

a partir de 1º de janeiro de 2025, para as termelétricas alcançadas pelo inciso V do caput do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; e

no quinto mês subsequente ao mês de término do CCEAR, para as termelétricas a carvão mineral nacional deste parágrafo que possuem CCEAR vigente em 31 de dezembro de 2022 e com previsão de término de CCEAR não superior a 31 de dezembro de 2028;

terá inflexibilidade contratual de 70% (setenta por cento) da capacidade instalada de cada usina ou em valor que possibilite quantidade correspondente ao consumo do montante mínimo de compra de carvão mineral nacional de que tratam as alíneas “a” e “b” do inciso I deste parágrafo;

receita fixa vinculada ao custo de combustível com a inflexibilidade contratual, que terá o valor unitário, em real por megawatt-hora (R$/MWh), equivalente ao custo variável unitário (CVU) teto para geração a carvão mineral do Leilão de Energia Nova A-5/2021, com atualização desse valor até a data de contratação pelo mesmo critério de correção do referido leilão, aplicada a mesma regra de reajuste durante o período de contratação;

receita fixa vinculada aos demais itens, que seja contratualmente a diferença entre a receita fixa total contratual e a receita fixa vinculada ao custo de combustível, e que terá valor igual à:

receita fixa vinculada aos demais itens dos contratos vigentes em 31 de dezembro de 2022, mantidas as regras de reajuste contratuais, para as termelétricas da alínea “b” do inciso I deste parágrafo; e

média das receitas fixas vinculadas aos demais itens, devidamente recontratadas, nos termos da alínea “b” do inciso I deste parágrafo, e a ponderação da respectiva garantia física comprometida na recontratação, para as termelétricas referidas na alínea “a” do inciso I deste parágrafo;

receita variável, que terá o valor unitário, em R$/MWh, equivalente ao CVU teto para geração a carvão mineral do Leilão A- 5/2021, com atualização desse valor até a data de contratação pelo mesmo critério de correção do referido leilão, aplicada a mesma regra de reajuste durante o período de contratação.

As usinas contratadas na forma da alínea “a” do inciso I do § 17 deste artigo deixarão de fazer jus ao reembolso de que trata o inciso V do "caput" do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002.

o pagamento pela Eletrobras ou por suas subsidiárias, na forma definida pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), de que trata a Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, correspondente a 50% (cinquenta por cento) do valor adicionado à concessão pelos novos contratos, recursos que deverão ser utilizados prioritariamente no pagamento da Conta-Covid e da Conta Escassez Hídrica;

Os recursos previstos no "caput" deste artigo poderão ser utilizados para modicidade tarifária em busca de redução de impactos tarifários sobre as concessionárias de distribuição.

consideradas as manifestações de concordância já protocoladas pelos geradores contratados de PCHs, centrais a biomassa e centrais eólicas, os seus contratos poderão ser prorrogados pelo prazo de 20 (vinte) anos, contado da data de vencimento do contrato atual, desde que haja concordância do gerador com as condições apresentadas;

os atos de outorga, caso ocorra a prorrogação dos contratos de que trata o inciso I deste "caput", deverão ser estendidos pelo órgão competente, assegurada a manutenção do mecanismo estabelecido no art. 1º da Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015, pelo mesmo período de vigência dos contratos prorrogados, não impedindo o exercício pelo gerador, após essa extensão, da prorrogação onerosa estabelecida no art. 2º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013;

a aceitação da prorrogação prevista no inciso I deste "caput" implicará a alteração do preço atual para o preço-teto do Leilão A-6 de 2019 para empreendimentos sem outorga, corrigido pelo IPCA desde a data do leilão até a assinatura do aditivo, mantido esse índice ou outro que vier a substituí-lo durante o novo contrato;

os empreendimentos referidos no inciso I deste "caput" que aderirem à prorrogação dos contratos existentes não terão direito aos descontos previstos no § 1º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;

Os empreendimentos referidos no inciso II do "caput" deste artigo, além das disposições dos arts. 4º, 5º e 6º desta Lei, devem observar os seguintes prazos para dar início à injeção de energia pela central geradora, contados da data de assinatura do Contrato de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD):

24 (vinte e quatro) meses para minigeradores de fonte solar; ou

Revoga-se o inciso V do “caput” do art. 23 da Lei nº 14.182, de 12 de julho de 2021.