As distribuidoras que operam no Nordeste registraram perdas técnicas de 9,9% sobre a energia injetada em 2025, o segundo maior índice entre as cinco regiões do Brasil, atrás apenas do Norte (10%), segundo o relatório “Perdas de Energia Elétrica na Distribuição 2026/2025“ da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), divulgado na quinta-feira (2). As perdas não técnicas reais na região, causadas por furtos, fraudes, ligações clandestinas e erros de medição, ficaram em 7,4%, enquanto o nível regulatório fixado pela agência é de 5,6%.
No país, as perdas totais consumiram 90,2 TWh em 2025, o equivalente a 14,3% da energia injetada nas redes de distribuição. Do montante, 45,2 TWh (7,2%) são perdas técnicas, dissipadas no transporte e na transformação de tensão, e 45,0 TWh (7,1%) são perdas não técnicas. O custo das perdas não técnicas reais atingiu R$ 11,5 bilhões. Nas tarifas, a Aneel reconheceu apenas R$ 7,9 bilhões, o que representou 3,1% da receita requerida e 9,7% da Parcela B das distribuidoras. A diferença, a chamada glosa, somou R$ 3,582 bilhões em 2025.
O consumidor regular arca parcialmente pelo custo das perdas não técnicas na tarifa, segundo a própria Aneel. A agência reconhece apenas os níveis regulatórios, normalmente inferiores aos reais. A diferença fica a cargo dos acionistas das distribuidoras. Quando a concessionária reduz as perdas abaixo do patamar regulatório, a receita adicional é retida pela empresa como incentivo ao combate à irregularidade.
Oito nordestinas entre as mais complexas
O ranking de complexidade socioeconômica da Aneel, construído a partir de modelos econométricos com variáveis de violência, desigualdade, precariedade habitacional e infraestrutura, posiciona oito distribuidoras do Nordeste entre as 22 primeiras do grupo de grande porte. A Neoenergia PE ocupa a 5ª posição (índice 0,289), seguida pela Neoenergia Coelba na 7ª (0,277), Enel CE na 13ª (0,218), Energisa PB na 14ª (0,206), Energisa SE na 15ª (0,181), Equatorial AL na 17ª (0,176), Equatorial PI na 18ª (0,174) e Neoenergia Cosern na 22ª (0,132).
A posição no ranking determina a meta regulatória de cada concessionária. Quanto maior a complexidade socioeconômica da área de concessão, mais elevado é o nível de perdas não técnicas tolerado pela Aneel. O modelo identifica uma empresa de referência (benchmark) que atua em área de complexidade igual ou maior, mas pratica perdas menores. A trajetória de redução parte do nível atual da concessionária em direção ao patamar da empresa de referência ao longo do ciclo tarifário, que dura de quatro a cinco anos.
Os dados do relatório revelam duas situações distintas entre as nordestinas. A Neoenergia PE, a Neoenergia Coelba e a Enel CE tiveram glosas positivas de R$ 172,9 milhões, R$ 146,1 milhões e R$ 140 milhões, respectivamente, o que significa que suas perdas reais superaram as metas regulatórias e o custo excedente recaiu sobre os acionistas. Na direção oposta, Equatorial AL e Neoenergia Cosern apresentaram glosas negativas, indicando perdas reais inferiores às regulatórias e, portanto, desempenho acima da meta fixada pela agência.
Peso na conta de luz do Nordeste
A participação das perdas não técnicas na tarifa residencial, sem tributos, variou entre as concessionárias da região em 2025. A Neoenergia PE tem o maior peso: 3,8% da conta de luz do consumidor residencial pernambucano corresponde a perdas não técnicas. Em seguida estão Equatorial AL (3,7%), Equatorial PI (2,7%), Enel CE (2,4%), Equatorial MA (2,3%), Neoenergia Coelba (2,1%), Energisa PB (1,6%), Energisa SE (1,2%) e Neoenergia Cosern (0,6%).
Na comparação nacional, as maiores participações são de concessionárias do Norte e do Sudeste: Amazonas Energia (12,8%), Light (8,5%), CEA Equatorial (6,1%), Equatorial PA (5,8%) e Enel RJ (4,3%). A média das nordestinas fica em patamar intermediário. No Sul, a participação não ultrapassa 1%. As 10 distribuidoras com maiores montantes de perdas não técnicas responderam por 76,2% do total do país. Apenas Light e Amazonas Energia concentraram 31,2% de todas as perdas não técnicas, embora seus mercados de baixa tensão representem somente 5,8% do mercado nacional. A Light teve a maior glosa individual: R$ 1,018 bilhão.
Na série histórica de 2011 a 2025, a glosa total das distribuidoras brasileiras saltou de R$ 1,248 bilhão para R$ 3,582 bilhões, a preços de 2025. O pico ocorreu em 2020 (R$ 3,591 bilhões), durante a pandemia de Covid-19. As perdas técnicas custaram R$ 11,7 bilhões em 2025 e as da rede básica de transmissão, mais R$ 1,5 bilhão.
Metodologia em revisão
A Aneel está revisando a metodologia de perdas não técnicas regulatórias. O processo foi iniciado pela Tomada de Subsídios nº 25/2026 e deve entrar em consulta pública ainda em 2026. A partir de 2025, o cálculo da energia requerida passou a ser apurado com base no mercado de baixa tensão medido, e não mais no faturado, resultado da Consulta Pública nº 09/2024, motivada pela interferência da micro e minigeração distribuída (MMGD) nos dados.
O relatório foi elaborado pela Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica (STR) com dados do Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado (SAMP Balanço), extraídos em junho de 2026, abrangendo janeiro de 2011 a dezembro de 2025. A coordenação geral é de Leandro Caixeta Moreira, com coordenação executiva de Flávia Lis Pederneiras e coordenação técnica de Marcelo Hlebetz de Souza.
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