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Sinais de Preço e Resposta da Demanda: o papel das baterias na era da tarifação horária compulsória
16/6/2026
Paulo Steele Helder Sousa Rodolfo Ribeiro
1. A evolução regulatória da Tarifa Branca e o fim da inércia tarifária
1.1 O histórico do modelo voluntário (opt-in)
A busca por uma sinalização econômica eficiente para os consumidores conectados em baixa tensão no cenário brasileiro possui raízes profundas, remontando à idealização da antiga Tarifa Amarela, em 1985. Após um longo período de amadurecimento das discussões do setor, o conceito foi reformulado e deu origem à Tarifa Branca por meio da Resolução Normativa nº 733/2016 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) — posteriormente compilada na Resolução Normativa nº 1.000/2021.
Concebida sob a premissa de refletir os custos horários associados à prestação do serviço de transporte na rede de distribuição (componente TUSD Transporte), a Tarifa Branca pretendia alinhar a cobrança ao estresse que o perfil de consumo impõe à infraestrutura. Contudo, o modelo original de adesão espontânea e voluntária mostrou-se ineficaz. Até o ano de 2025, a modalidade havia alcançado cerca de 0,09% do mercado elegível em termos de energia consumida.
Esse cenário é atribuído, em grande parte, às dificuldades de comunicação para o engajamento do consumidor final e à própria estrutura regulatória definida no Submódulo 7.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária (Proret) na época. É importante ressaltar que o modelo foi proposto em um contexto tecnológico distinto do atual, quando a rede elétrica ainda não possuía a dinâmica e a bidirecionalidade proporcionadas hoje pela geração distribuída e pelos sistemas de armazenamento. Naquele cenário, a simples migração tarifária poderia gerar vantagens ou prejuízos sem que houvesse, de fato, uma mudança real no comportamento do consumidor.
Para evitar movimentos oportunistas que pudessem distorcer o sinal de preços e para preservar o equilíbrio econômico-financeiro das concessões — buscando a neutralidade de receita —, o regulador instituiu o parâmetro kz. Essa trava funcionava como um sistema de freios e contrapesos que, no contexto da época, era visto como um zelo necessário para a estabilidade do setor. No entanto, ao equilibrar as contas, esse mecanismo de proteção acabou limitando os ganhos financeiros potenciais da transição. Como consequência, o sistema travou a própria efetividade do sinal econômico que pretendia criar, esvaziando o incentivo principal para que o usuário alterasse ativamente os seus hábitos de consumo.
1.2 A "Curva do Pato" e a nova abordagem compulsória
O cenário de estagnação da Tarifa Branca colidiu com a rápida transformação do perfil de geração e carga do sistema elétrico brasileiro. O crescimento exponencial da MMGD impulsionou o surgimento da chamada "Curva do Pato" — um fenômeno sistêmico caracterizado por uma severa sobreoferta de energia solar no meio do dia, seguida por uma rampa abrupta de elevação da demanda e necessidade de acionamento de geração térmica ao anoitecer.
É essencial destacar que a modernização tarifária não é uma pauta repentina para a Aneel. O regulador vem pavimentando esse caminho com debates estruturais desde 2018 (nas discussões sobre a tarifa binômia na baixa tensão), passando pela aprovação dos sandboxes tarifários em 2022 e, mais recentemente, pela Tomada de Subsídios nº 11/2023.
O que ocorreu, diante da urgência imposta pela “Curva do Pato”, foi uma decisão estratégica de antecipar as etapas desse roadmap regulatório. A Aneel alterou sua postura rumo a uma indução assertiva de eficiência motivada pela confluência de três fatores críticos: os resultados concretos obtidos nos sandboxes, o amadurecimento da agenda de modernização tarifária e a necessidade inadiável de criar estímulos reais para a modulação de carga.
Por meio da Nota Técnica Conjunta nº 8/2025 e da subsequente instauração da Consulta Pública nº 046/2025, as superintendências técnicas da Agência propuseram a transição automática e compulsória para a tarifação horária focada, inicialmente, nos grandes consumidores da baixa tensão. O cronograma proposto prevê que, até o fim de 2026, todos os consumidores dos subgrupos B1 (residencial), B2 (rural) e B3 (comercial e industrial) com consumo mensal igual ou superior a 1.000 kWh sejam enquadrados compulsoriamente na nova sistemática horária. Embora representem apenas 2,5% do total de unidades consumidoras do segmento, esse grupo responde por expressivos 25% do seu consumo total.
O planejamento regulatório propõe ainda uma ampliação do rol de consumidores alcançados a partir de 2027, reduzindo o corte de enquadramento automático para consumos acima de 600 kWh/mês.
1.3 Custos marginais e a anatomia dos perfis de uso
Para compreender como a metodologia da Aneel transforma a relação dos usuários com a rede, é imperativo mergulhar na engenharia das tarifas. O modelo de cálculo tarifário considera dezenas de perfis típicos de uso, conhecidos como curvas de carga, segregados por classes de consumo, contemplando os setores comercial, industrial, residencial, rural, serviço público e iluminação pública. Essa abordagem analítica busca incorporar ao cálculo tarifário as especificidades setoriais intrínsecas a cada segmento, como os hábitos de consumo, o padrão de utilização da rede e a posse de equipamentos.
O verdadeiro termômetro econômico do sistema, no entanto, surge quando esses dados comportamentais são sobrepostos à realidade física da infraestrutura elétrica. A metodologia estabelece que, ao cruzar os perfis típicos de uso com os carregamentos observados nas redes de distribuição, o regulador obtém curvas horárias de custos estritamente associadas à prestação do serviço de transporte.
O resultado desse cruzamento revela os chamados Custos Marginais de Capacidade, que estimam o impacto econômico exato que ocorre na margem do sistema: o quanto custa expandir ou reforçar a rede de distribuição para atender o acréscimo de 1 kW na demanda.
Dentro da metodologia tarifária fundamentada nesses parâmetros, os custos são traduzidos em componentes tarifárias. São esses custos marginais de capacidade que fundamentam e calibram o valor da componente TUSD Transporte, atuando como uma espécie de fator de ponderação entre os níveis de tensão que rateiam os custos de distribuição e transmissão. Eles buscam garantir que a tarifa reflita de forma precisa e técnica os custos reais de atendimento. Ao revelar o custo exato de cada quilowatt exigido em horários críticos, a metodologia expõe o peso que o perfil estático — isto é, o comportamento inercial e inflexível do consumidor tradicional, que utiliza a energia sem reagir aos sinais de preço — exerce sobre a rede de distribuição.
Sabendo como a distribuidora precifica a expansão de sua rede hora a hora, o usuário equipado com sistemas de gestão automatizada, capacidade analítica e armazenamento de energia poderia moldar ativamente o seu próprio perfil de carga. Com essas tecnologias, ele passa a transitar exclusivamente nas janelas tarifárias de menor custo, beneficiando a si mesmo financeiramente e contribuindo para otimizar a utilização e mitigar a expansão das redes.
1.4 Simulações da tarifa reformulada sob a premissa de inércia comportamental
Para compreender o real impacto dessa modernização, o artigo anterior apresentou simulações em que foram removidas as amarras do parâmetro kz e adotada uma Tarifa Branca “reformulada”, concebida como um reflexo mais direto dos custos marginais de capacidade das redes.
Nessa abordagem, o mecanismo de contenção associado ao kz foi substituído pelo método tradicional de reconciliação de receita, aplicado de forma agregada por nível de tensão. Com isso, a sinalização tarifária passa a refletir com maior fidelidade os custos horários de utilização da infraestrutura elétrica, evidenciando e reduzindo subsídios cruzados historicamente embutidos na tarifa convencional, em especial aqueles em que consumidores comerciais e industriais de baixa tensão acabam contribuindo para financiar o estresse de rede provocado pelo pico noturno predominantemente residencial.
O modelo hipotético testado pela TR Soluções estruturou o sinal de preços que resultaria em uma Tarifa Branca reformulada com quatro postos tarifários bem definidos:
Posto 1 (Madrugada - 23h às 07h59): redução de 90% em relação à TUSD Transporte Convencional;
Posto 2 (Matutino - 08h às 13h59): redução de 74%;
Posto 3 (Vespertino - 14h às 17h59): zona de transição com redução sutil de 3%;
Posto 4 (Noturno - 18h às 22h59): elevação abrupta de 240%.
Assumindo uma premissa de inércia comportamental absoluta — isto é, pressupondo que os consumidores manterão estritamente as suas curvas de carga atuais —, as simulações baseadas nos dados reais da concessão revelam um impacto profundamente assimétrico entre as classes de consumo. O subgrupo B3 (comercial e industrial), cuja atividade ocorre majoritariamente no período diurno, é amplamente beneficiado de forma automática: 85,1% de seus consumidores obteriam uma redução média de 23,1% na fatura da TUSD Transporte sem qualquer alteração de rotina. De igual modo, o subgrupo B2 (rural) apresenta um saldo altamente positivo, com 73,9% dos usuários capturando uma redução média de 22,0% em função de perfis já otimizados, como o de irrigação noturna.
O grande gargalo reside no subgrupo B1 (residencial), que responde por 65,4% do mercado analisado. Devido à forte concentração de demanda no início da noite — impulsionada não apenas pelas cargas históricas, mas, cada vez mais, pelos novos hábitos de consumo gerados pela eletrificação da economia —, a inércia comportamental submetida à Tarifa Branca reformulada puniria 53,5% dos consumidores residenciais. Esse cenário de passividade geraria um aumento médio ponderado de 22,2% na fatura de transporte desse contingente, o que empurraria a média geral do subgrupo B1 para uma alta de 8,0%.
1.5 A quebra da inércia pela tecnologia
Os resultados projetados para o setor residencial, contudo, são válidos apenas sob o cenário estático da passividade do consumidor. A grande tese trazida pela modernização do setor elétrico é que a imposição de um sinal de preço rigoroso, transparente e tecnicamente bem estabelecido atua como o principal catalisador para a quebra definitiva dessa inércia comportamental. Um exemplo claro dessa força indutora é a tarifa de aplicação de R$ 1.622,50/MWh no Posto 4 (Noturno - 18h às 22h59) descrita na Tabela 1 — valor que não se trata de uma tarifa oficial publicada pela Aneel, mas sim o resultado do modelo hipotético de Tarifa Branca reformulada definido pela TR Soluções.
Tabela 1 - Tarifas de Aplicação reformuladas pela TR Soluções para o grupo B
A mudança nos hábitos de consumo, aliada à viabilidade de novas tecnologias, altera de forma significativa a relação do usuário com a rede de distribuição. A expansão acelerada da eletromobilidade é o maior expoente dessa transformação: segundo dados da Associação Brasileira do Veículo Elétrico (ABVE), as vendas de veículos eletrificados cresceram dez vezes mais que o conjunto do mercado automotivo em 2025, atingindo a marca expressiva de 224 mil unidades comercializadas, com um ritmo de adesão ainda mais acelerado registrado no início de 2026.
A introdução de veículos elétricos a bateria (BEV) ou híbridos plug-in (PHEV), por exemplo, adiciona uma carga substancial que pode ser deslocada integralmente para a madrugada (Posto 1), permitindo uma redução de até 90% nos custos relativos à componente de transporte de energia, para o caso específico analisado, da Cemig.
Para assegurar uma comparação aderente à realidade operacional, a análise de custos considerou os seguintes parâmetros técnicos e tributários:
Eficiência veicular: rendimento urbano de 6 km/kWh para o veículo elétrico, 12 km/l para veículos movidos a gasolina e 8,5 km/l para o etanol.
Custo de combustíveis: valores de mercado de R$ 6,29/l para a gasolina e R$ 4,21/l para o etanol.
Custo efetivo da energia: as tarifas de energia (Cemig) foram calculadas considerando os impostos: ICMS (18%), PIS/PASEP (1,25%) e COFINS (5,75%).
Distância analisada: projeção de rodagem mensal de 1.000 km, visando mensurar o impacto financeiro.
Sob este cenário, a diferença de custos operacionais entre motores a combustão e elétricos é substancial. Enquanto o gasto mensal com combustíveis fica entre R$ 495 (etanol) e R$ 524 (gasolina), o veículo elétrico apresenta custos significativamente menores. Contudo, a efetividade dessa economia depende dos hábitos de consumo e da modalidade tarifária adotada:
Custo padrão (Tarifa Convencional): sob uma tarifa com custo fixo de energia, independente do horário, o custo mensal é de R$ 197.
Otimização máxima (Tarifa Branca - madrugada): o carregamento veicular restrito à faixa das 23h às 8h reduz o custo mensal de energia para R$ 126, o que representa uma economia de aproximadamente 76% frente ao uso da gasolina.
Cenário crítico (Tarifa Branca - noturno): realizar o carregamento durante o horário de ponta (entre 18h e 22h59) representa a condição tarifária mais onerosa, elevando o custo mensal para R$ 355.
Cabe ressaltar, contudo, que a magnitude dessa economia possui um caráter marcadamente regional devido à complexa assimetria tributária brasileira. O cálculo do custo efetivo da energia, ao incorporar alíquotas 'por dentro', sofre forte variação a depender das normativas de cobrança e das regras de isenção de ICMS vigentes em cada estado. A variação dos custos dos combustíveis líquidos também tem implicações nas vantagens econômicas.
A análise evidencia que a gestão de custos dos veículos elétricos com a adoção da Tarifa Branca depende diretamente da modulação de hábitos de recarga. O carregamento planejado na madrugada maximiza o retorno financeiro do veículo, enquanto a manutenção da Tarifa Convencional mitiga a exposição pontual aos altos custos do horário de ponta. Em suma, a viabilidade microeconômica da eletromobilidade passa a estar intrinsecamente ligada à discricionariedade do consumidor sobre seus horários de recarga.
Sob a perspectiva do planejador de redes, o comportamento agregado dessas frotas de veículos elétricos sob diferentes estímulos tarifários dita a sustentabilidade dos ativos de distribuição. O carregamento desordenado e concentrado no início da noite sobrecarrega subestações e alimentadores locais que já operam no limite devido ao pico residencial tradicional. Portanto, a calibração precisa dos postos horários na Tarifa Branca atua como uma ferramenta de gestão de ativos que otimiza o fator de utilização da infraestrutura existente e posterga a necessidade de investimentos na expansão da capacidade de transporte.
1.5.2 O papel do armazenamento na mitigação da Tarifa Compulsória
A Figura 1 apresenta um dos 15 perfis típicos de carga residencial utilizados na definição da estrutura tarifária da Cemig na revisão tarifária de 2023. À época, esse perfil representava cerca de 12% do consumo residencial e, em uma eventual reformulação da Tarifa Branca nos moldes idealizados pela TR Soluções, essa classe estaria sujeita a um aumento de aproximadamente 11% na fatura de energia elétrica.
Figura 1 - Residencial: perfil típico sem modulação
Para um consumo de 1.000 kWh mensais com o perfil típico indicado na Figura 1, sem modulação de carga, a migração compulsória para uma Tarifa Branca reformulada, nos moldes idealizados pela TR Soluções, representaria um aumento de despesas, encarecendo a fatura mensal em R$ 141,24, para R$ 1.374,83. Isso ocorre porque o comportamento padrão da residência concentra grande parte do uso (mais de 35%) no horário Noturno, e o custo elevado cobrado nesse período de pico absorve completamente qualquer economia gerada nas horas mais baratas da madrugada.
Portanto, diante do iminente enquadramento obrigatório, os consumidores que mantiverem seus hábitos originais enfrentarão um aumento inevitável de custos operacionais. Como a alteração da rotina familiar de consumo noturno é, na prática, inviável, a solução técnica definitiva para mitigar esse impacto seria o armazenamento e a modulação inteligente de carga.
A instalação de um banco de baterias aliada à gestão de grandes cargas permite o deslocamento do consumo do horário crítico para a madrugada. Para ilustrar o impacto financeiro dessa estratégia, foram simulados dois cenários de modulação em comparação à fatura não modulada de R$ 1.374:
Modulação parcial (atenuação do pico): nesse cenário, o sistema de baterias e a automação são configurados para suprir a demanda da casa apenas nas horas iniciais e mais críticas do posto Noturno (das 18h às 20h), transferindo o carregamento do sistema para a madrugada. Essa manobra gera uma economia direta de R$ 299 mensais, (aproximadamente R$ 3.600 anuais em relação à Tarifa Branca reformulada sem gestão de carga).
Figura 2 - Residencial: perfil típico com modulação parcial
Modulação Extrema (deslocamento total do posto noturno): representa o nível máximo de eficiência. O banco de baterias e a gestão inteligente eliminariam 100% do consumo da rede da concessionária durante todo o posto Noturno (das 18h às 22h59). A madrugada passa a concentrar quase 68% do consumo da casa. O resultado seria a redução da fatura para R$ 865. Ao concentrar a aquisição de energia nos horários de tarifa mínima e evitar integralmente o horário de ponta, o sistema proporcionaria uma economia expressiva de R$ 509 mensais (mais de R$ 6.100 anuais) frente à conta original da Tarifa Branca reformulada.
Figura 3 - Residencial: perfil típico com modulação extrema
A principal vantagem do uso de sistemas de armazenamento para a modulação de carga é a preservação integral do conforto e da conveniência dos consumidores. Diferentemente de medidas de racionamento, a automação com baterias atua de forma imperceptível, garantindo o suprimento de energia enquanto o sistema gerencia as tarifas de forma autônoma nos bastidores.
Do ponto de vista financeiro, a viabilidade apresenta-se altamente atrativa. Para atender à demanda do cenário de modulação extrema (que requer o armazenamento de cerca de 11,8 kWh diários para utilização no horário de ponta), um banco de baterias de lítio (LiFePO4) de 15 kWh demanda um investimento estimado em R$ 20.000 — pressupondo uma infraestrutura já provida de um inversor híbrido. Diante de uma economia anual superior a R$ 6.100, o retorno sobre o investimento (payback) ocorre em aproximadamente 3,5 anos. Como os módulos de lítio modernos possuem vida útil superior a 10 anos (ou 6.000 ciclos), o equipamento assegura mais de seis anos de retorno líquido após a sua completa amortização.
Mas, apesar da elevada atratividade financeira inicial, uma modelagem de viabilidade rigorosa deve necessariamente ponderar o estresse operacional sobre o CAPEX e o OPEX do sistema. A adoção de um cenário de modulação extrema, que exige ciclos diários profundos de carga e descarga para anular integralmente o consumo no posto Noturno, acelera a degradação física das células de armazenamento. Dessa forma, é prudente que o prosumidor incorpore ao seu planejamento financeiro uma taxa de perda de capacidade anual (“State of Health – SoH”) ao longo da vida útil estimada do equipamento, além de prever custos com a manutenção ou a eventual substituição do inversor híbrido neste horizonte de longo prazo, garantindo que a rentabilidade projetada suporte a realidade operacional da tecnologia.
Vale destacar que, além da otimização financeira, a adoção dessa tecnologia eleva o padrão de qualidade da instalação elétrica residencial ao fornecer resiliência contra interrupções no fornecimento. Em eventos de queda da rede pública, o sistema atua de forma imediata como uma fonte de alimentação ininterrupta (UPS) de alta capacidade, mantendo os equipamentos essenciais e a conectividade em operação. Adicionalmente, os inversores híbridos asseguram um fornecimento de energia estabilizado, protegendo os eletrodomésticos contra oscilações de tensão e surtos da rede, o que prolonga a vida útil dos aparelhos e mitiga prejuízos associados à qualidade da energia entregue pela distribuidora.
A adoção da Tarifa Branca encontra no armazenamento de energia o seu complemento perfeito, gerando uma poderosa sinergia econômica. Longe de atuar apenas como uma salvaguarda contra falhas da rede, a tecnologia consolida-se como uma ferramenta de mercado indispensável para mitigar a exposição aos horários de ponta, assegurar previsibilidade financeira e expandir a autonomia residencial.
Dessa forma, o consumidor deixa de ser um elemento passivo, condicionado à sua curva típica de consumo, e passa a atuar como um agente ativo na gestão da própria demanda.
2. Baterias e a Tarifa Branca: do risco percebido à liberação regulatória
A interseção entre a Tarifa Branca e o uso estratégico da tecnologia de armazenamento de energia foi o epicentro de um dos embates mais intensos da 2ª fase da Consulta Pública Aneel nº 39/2023 (CP 39). No centro da discussão estava o direito de acesso à modalidade horária para unidades consumidoras de baixa tensão (Grupo B) equipadas com sistemas de armazenamento colocalizados. A trajetória desse debate ilustra perfeitamente a tensão entre o conservadorismo protetivo do regulador e a inevitabilidade da transição energética capitaneada pelo prosumidor.
2.1 O receio da agência e a vedação ao acesso
Na minuta original submetida à consulta pública, a Aneel propôs a vedação expressa à adesão à Tarifa Branca para unidades com baterias colocalizadas.
O racional técnico da Agência ancorava-se na previsibilidade do sistema e na proteção do usuário. Isso porque os postos tarifários originais (ponta e fora de ponta) foram calibrados com base em curvas de carga típicas, que não contemplam a alteração drástica e artificial de perfil que um sistema de armazenamento gera. O maior temor do regulador era o risco de falha: caso o equipamento sofresse uma pane ou apresentasse desempenho abaixo do esperado justamente no horário de ponta, quando a energia é substancialmente mais cara, o consumidor sofreria uma elevação em seu faturamento. Sem tempo hábil para adequar seu consumo manualmente, essa oscilação abrupta poderia, na visão da Agência, desencadear uma onda de insatisfação e reclamações.
2.2 Inovação contra o retrocesso
A proposta de restrição foi recebida com forte oposição e unanimemente criticada por diversas entidades do setor elétrico, como ABEEólica, ABGD, ABSAE, Athon Energia, COGEN, EDP, Bright Strategies, entre outras. Os agentes do mercado uniram-se para classificar a medida como um grave retrocesso regulatório, fundamentando a defesa da liberação nos seguintes pilares:
Maximização dos benefícios sistêmicos: a essência e principal vocação da Tarifa Branca é induzir o deslocamento do consumo para os períodos de menor demanda. A combinação com o armazenamento potencializa esse objetivo à máxima eficiência, permitindo ao consumidor comprar energia no posto fora de ponta (barata) para consumi-la ou injetá-la no horário de ponta.
Alívio imediato para a rede: essa flexibilidade operacional drena o consumo nos momentos críticos de maior estresse da infraestrutura. Esse comportamento alivia o SIN e atua diretamente na postergação de investimentos em reforços e expansão das redes.
Inconsistência e falta de fundamentação: as entidades apontaram que a vedação foi proposta de forma arbitrária, sem ter sido submetida a uma Análise de Impacto Regulatório (AIR) prévia e sem motivação técnica específica que a justificasse.
Asfixia da inovação: restringir o acesso a essa modalidade desincentivaria frontalmente a implantação de tecnologias limpas e flexíveis em ambientes residenciais, comerciais e industriais. A proibição colocaria o mercado brasileiro na contramão das megatendências globais de transição energética.
2.3 Neutralidade tecnológica e a assunção de riscos
Diante da robustez técnica das contribuições recebidas, a Aneel demonstrou maturidade institucional ao reavaliar o tema e recuar de sua posição original. Sua deliberação final reconheceu que os benefícios sistêmicos proporcionados pela gestão ativa do consumo superam amplamente os temores iniciais. Ao liberar o acesso, o regulador abraçou o princípio da neutralidade tecnológica e pavimentou o caminho para a estruturação de mercados muito mais sofisticados na baixa tensão, como os programas de resposta da demanda, a criação de usinas virtuais de energia (Virtual Power Plant - VPP) e a futura prestação de serviços ancilares.
Contudo, a liberação consolidou um novo paradigma de responsabilidade. A Aneel deixou claro que a tutela do Estado tem limites: o consumidor que optar por explorar a Tarifa Branca utilizando baterias assume integralmente os riscos inerentes à operação de seu equipamento. Se o sistema falhar durante o horário de ponta, o consumidor arcará com a exposição financeira à tarifa majorada. É uma contrapartida justa da modernização: a liberdade de gerenciar a própria demanda e mitigar custos do sistema exige planejamento, manutenção adequada e gestão de risco por parte do novo consumidor.
3. A assimetria tarifária e o SAE como grande equalizador
A transição para a Tarifa Branca expõe uma vulnerabilidade inerente aos consumidores beneficiários de MMGD. Se por um lado a geração distribuída democratizou o acesso à energia limpa, por outro, a tarifação horária introduz um obstáculo financeiro severo para esses sistemas. Nesse cenário, o SAE pode se consolidar como solução de viabilidade de mercado, bem como vetor para o amadurecimento de modelos de negócio mais sofisticados que agreguem benefícios tanto para os prosumidores quanto para o sistema.
3.1 O descasamento temporal e o fator de ajuste (a perda de valor da energia)
O modelo tradicional de MMGD solar, local ou remota, sofre de um descasamento temporal em relação aos momentos de maior estresse do sistema. A usina injeta o seu volume máximo de energia na rede durante o dia, período que coincide com o horário Fora de Ponta da Tarifa Branca. O problema surge quando a unidade consumidora vinculada à MMGD utiliza essa energia à noite, usualmente durante o horário de Ponta, caracterizado por custos substancialmente mais elevados.
Pelas regras de compensação vigentes, a energia não é trocada simplesmente na proporção de "um para um" quando a energia é compensada em horário distinto daquele em que foi injetada. A regulamentação exige que o abatimento obedeça à relação econômica entre as Tarifas de Energia dos postos tarifários (TE Ponta / TE Fora de Ponta).
As discussões técnicas levantadas durante a CP 39 apontaram que, historicamente, esse fator de ajuste tem variado em média entre 1,6 e 2,1 no Brasil. Na prática, isso cria uma assimetria financeira considerável: o consumidor precisa gerar e injetar na rede cerca de 2 kWh de energia solar durante o dia para conseguir abater apenas 1 kWh do seu consumo no horário de ponta noturno. O resultado é uma perda massiva de eficiência na compensação, reduzindo drasticamente a atratividade e o retorno financeiro do investimento em usinas locais e remotas para clientes submetidos à tarifa horária.
3.2. SAE colocalizado na carga: arbitragem e proteção tarifária
Para contornar essa penalização imposta pelo fator de ajuste, a introdução de um SAE colocalizado na unidade consumidora atua como o escudo perfeito. O armazenamento resolve a ineficiência do descasamento temporal ao permitir que o consumidor arbitre o uso da energia.
A estratégia operacional passa a ser simples e altamente rentável:
Carregamento (Fora de Ponta): o consumidor programa sua bateria para carregar durante o dia, absorvendo energia da rede. Como esse consumo ocorre no horário Fora de Ponta, é abatido na proporção ideal de 1 para 1 pelos créditos gerados simultaneamente por sua usina solar.
Descarregamento (Ponta): quando o sistema entra no horário de Ponta e a tarifa atinge o seu pico de preço, o consumidor passa a suprir a sua carga interna com a bateria.
Com essa manobra e a depender do dimensionamento dos sistemas, o consumidor pode zerar o seu consumo da rede no horário mais caro, blindando-se contra o "deságio" da energia. O SAE maximiza o valor dos créditos solares, garantindo que toda a energia gerada seja aproveitada em sua eficiência econômica máxima, sem as perdas impostas pela conversão entre os postos tarifários.
3.3. SAE na geração: a inversão da lógica de mercado
O potencial do armazenamento se expande ainda mais quando se analisa sua instalação diretamente na usina de MMGD remota. Essa alternativa, amplamente defendida pelos agentes do setor, permite evitar prejuízos e inverte a regra do fator de ajuste a favor do consumidor.
Ao associar as baterias ao local da geração, o empreendedor passa a armazenar a produção de energia de fonte solar ao longo do dia, podendo injetá-la na rede intencionalmente durante o horário de Ponta. Sob essa configuração, a assimetria regulatória passa a atuar como uma alavanca de benefícios:
Multiplicação de créditos: como a injeção ocorre no período em que a Tarifa de Energia (TE) é mais cara, cada 1 kWh injetado no horário de ponta passa a valer muito mais, gerando créditos multiplicados para serem usados nos demais horários.
Abatimento exponencial: esses créditos "valorizados" poderão abater um volume significativamente maior de consumo nos períodos Fora de Ponta das diversas unidades beneficiárias do consórcio ou cooperativa.
Para ilustrar esse mecanismo, imagine um cenário em que as TE em A4 e em BT sejam as destacadas nas tabelas a seguir:
Tabela 2 - Tarifas de Aplicação para o Grupo A (Cemig 2026)
Ao instalar SAE colocalizado à usina em A4, a bateria armazena a energia solar gerada de dia e a injeta propositalmente na rede durante o horário de Ponta. Nesse momento, a injeção em A4 passa a ser valorada pela TE Ponta, que é de R$ 474,22/MWh. Assim, a lógica de mercado se inverte a favor do consumidor submetido à modalidade Convencional:
O fator de ajuste se torna um "ágio" relevante. A relação (TE Ponta A4 / TE Convencional) é de 474,22 / 310,21, resultando em um fator de ajuste de 1,53.
Cada 1 kWh de energia armazenada e injetada pela usina A4 no horário de ponta se transforma em crédito suficiente para abater 1,53 kWh do consumo diurno nas unidades de Baixa Tensão.
No caso de o consumidor de BT estar submetido à Tarifa Branca com consumo (destino) da energia gerada e injetada em A4 (origem) no posto fora de ponta, a relação (TE Ponta A4 / TE Branca) seria de 474,22 / 295,27, resultando em um fator de ajuste de 1,60.
Além da clara vantagem econômica, essa estratégia fornece um serviço importante ao SIN. A injeção concentrada de energia no horário de ponta alivia a infraestrutura da rede de distribuição e transmissão exatamente quando ela é mais exigida, mitigando os efeitos nocivos da "Curva do Pato" e reduzindo o risco de sobrecargas noturnas. Além disso, é justamente esse tipo de resposta da demanda que possibilita mitigar a necessidade de contratação de reserva de capacidade para atendimento dos requisitos de potência do SIN.
Em síntese, seja protegendo o consumidor final na ponta do consumo ou multiplicando os créditos na ponta da geração, os sistemas de armazenamento estabelecem a infraestrutura física necessária para viabilizar mecanismos de resposta da demanda. Como já discutido em artigo anterior publicado pela TR Soluções sobre a escalada de custos do Encargo de Potência para Reserva de Capacidade (ERCAP), cujas projeções para 2032 apontam para um pico de arrecadação setorial de R$ 53 bilhões decorrente dos leilões de potência, dotar o consumidor de capacidade preditiva e de modulação ativa de carga transforma o usuário passivo em um agente estratégico de estabilização do SIN. O armazenamento de energia, acoplado a sinais tarifários eficientes, prova ser a peça que faltava no quebra-cabeça da Tarifa Branca, convertendo um risco de reajuste em uma ferramenta de modicidade tarifária e eficiência sistêmica.
A despeito de seus inegáveis benefícios, é imperativo que os agentes de mercado reconheçam que a arbitragem tarifária na geração remota (A4) carrega um risco regulatório latente. Historicamente, a Aneel tem atuado para coibir mecanismos que interpreta como arbitragens puramente financeiras, especialmente se o ganho em escala proporcionado pelo armazenamento começar a se traduzir em um dreno não previsto para as contas de compensação das distribuidoras. À medida que o uso de baterias para a multiplicação intencional de créditos no horário de ponta ganhar tração comercial massiva, é altamente provável que essa 'inversão da lógica' enfrente severo escrutínio em próximos ciclos de revisão tarifária ou em futuras atualizações da Resolução Normativa nº 1.000/2021. Portanto, investidores de usinas remotas devem estruturar seus modelos de negócio prevendo não apenas salvaguardas jurídicas, mas também cenários de estresse regulatório que contemplem eventuais alterações nos fatores de ajuste e nas regras de injeção horária.
4. Conclusão
A iminente transição compulsória para a Tarifa Branca representa um divisor de águas no setor elétrico brasileiro, extinguindo definitivamente a era da inércia tarifária para grandes consumidores da baixa tensão. Se, por um lado, essa mudança regulatória impõe um ônus financeiro aos perfis de consumo tradicionais e expõe o descasamento temporal da MMGD, por outro, inaugura uma janela de oportunidades para a gestão ativa da demanda.
Como demonstrado, a adoção de tecnologias de flexibilização atua como o principal catalisador dessa nova realidade. A modulação estratégica de grandes cargas — a exemplo do carregamento de veículos elétricos deslocado para a madrugada — ilustra a capacidade de reduzir drasticamente as despesas com recarga ao se beneficiar diretamente da sinalização de preços da componente de transporte. Contudo, é a integração dos Sistemas de Armazenamento de Energia (SAE) – representados no mercado principalmente pelos sistemas de baterias (BESS) – que promove a verdadeira disrupção nos modelos de negócio do setor.
Do ponto de vista sistêmico, os benefícios dessa quebra de inércia comportamental transbordam as fronteiras da redução de custo individual do grande consumidor de baixa tensão. Ao atenuar as rampas de carga e achatar as pontas de demanda do sistema, o uso agregado de baterias distribuídas atua como um recurso descentralizado de flexibilidade e segurança operacional. Esse avanço reduz diretamente a necessidade de o poder concedente acionar recursos mais caros nos momentos críticos ou promover leilões de reserva de capacidade para fins de potência, cujos custos bilionários são rateados por todos os usuários. Mais do que depender de uma complexa regulamentação sobre os equipamentos instalados por trás do medidor (behind the meter), a consolidação de sinais de preço que estimulem a arbitragem tarifária e a gestão inteligente da demanda — viabilizada por uma Tarifa Branca compulsória e aderente aos custos reais — desenha-se como a alternativa mais factível e imediata para desonerar os encargos setoriais que hoje pesam sobre a matriz elétrica nacional.
As baterias consolidam-se como o grande equalizador regulatório. Sejam localizadas na carga para blindar o consumidor contra os altos custos do horário de ponta, ou instaladas em usinas geradoras remotas para promover a arbitragem do fator de ajuste — convertendo o deságio da energia em ganho econômico na compensação —, o armazenamento inverte a lógica de mercado a favor do investidor.
Em última análise, o SAE deixa de ser uma tecnologia de nicho ou um mero mecanismo de contingência para se estabelecer como o alicerce da viabilidade econômica do prosumidor moderno. Mais do que assegurar rentabilidade, previsibilidade e independência financeira, a inserção estratégica das baterias e a modulação de cargas prestam um serviço essencial à estabilidade do Sistema Interligado Nacional, aliviando o estresse da infraestrutura nos horários críticos e viabilizando uma transição energética mais eficiente, inteligente e resiliente.
1 No mercado, os Sistemas de Armazenamento de Energia (SAE) são representados principalmente pelos sistemas de baterias (BESS, do inglês Battery Energy Storage System), mas também contemplam usinas hidrelétricas reversíveis (armazenamento gravitacional), volantes de inércia (armazenamento cinético), armazenamento térmico ou ar comprimido.
EXCERPTS FROM THE 143RD EDITION OF VOLTS BY CANALENERGIA — 21/01/2025
29/1/2025
Energy Transition Acceleration Program (Paten) and more
“(...), President Lula signed the long-awaited Energy Transition Acceleration Program (Paten). Nice, (...), but the original text of Law 15,103 was vetted. For example, sections that dealt with financing from the Climate Fund for mobility and logistics projects fell. The provision for incentives for batteries was also left out. There was no lack of contestation, of course. Lawyers heard by CanalEnergia defend the revision of presidential vetoes. From ANEEL's side, it was reported that the public consultation regarding the public notice for the auction of isolated systems, scheduled for next May, is in the square. Sandoval Feitosa, director general of the regulatory agency, also announced that the board is working hard to meet the deadline stipulated in the decree that deals with the guidelines for the renewal of distributors' concessions. The goal is to approve the term of amendment to the contracts in February.
Turning now to the social agenda, Rui Altieri, former CCEE, assumed the presidency of the Brazilian Association of Independent Electricity Producers (APINE), instead of Guilherme Velho. (...). And since January 17, the Brazilian Nuclear Energy Association (ABEN) has had a new board of directors, under the command of Carlos Henrique Silva Seixas. (...).
(...), at the moment the two associations, Absolar and Abeeólica, are still very disgusted with the regulatory agency's position. All because of the questions involving curtailment and constrained off. Wind and solar generators, as is known, have been brought to justice. They want to be reimbursed for revenue losses caused as a result of restrictions to which they have been subject, as determined by the ONS. Aneel, for a number of reasons, understands that this type of refund is not eligible. In fact, the most recent decision of the Supreme Court of Justice (STJ) on this dispute proved ANEEL right until the merits of the case were judged. In other words, it suspended the effects of an injunction intended to guarantee full compensation for the cuts. It turns out that, in the view of the regulatory body, it is necessary to study the problem better and, if appropriate, to review the rules in force to define more clearly what, in fact, is a business risk and what is subject to compensation. The generators have already warned that they do not intend to retreat from this legal battle. Representatives of Abeeólica and Absolar attribute responsibility for these costs to the electrical system. They question the tariff impact on the consumer, used as an argument by the agency.”
Consumption and behavior
“Once again, who would have guessed, electricity tariffs helped to contain inflation a little bit. The National Consumer Price Index 15 (IPCA-15) for January closed at 0.11% - 0.23 percentage points lower than the rate registered in December (0.34%). In the calculation, the item Housing decreased 3.42%, thanks to the credit of the Itaipu Bonus on the invoices issued in the current month. In Roraima, the joy is twofold. The electricity bill there, effective since last Saturday, the 25th, had an average cut of 3.70% approved by ANEEL. As highlighted in the previous edition of Volts, the agency's director general, Sandoval Feitora, confirmed, in an interview with journalists, that there is a favorable prospect of maintaining the green flag in the coming months. But if the idea is to try to get rid of part of the expense of electricity consumption, know that Tempo Ok has just made available to the market a free portal that allows evaluating solar potential, for those who plan to install photovoltaic panels.”
ONS — Transmission Functions
“Well... despite the discontent of wind and solar generators, the ONS released positive data regarding the 2020-2024 moving average for the Transmission Functions. The result was, on average, 99.05% in availability, with an unavailability rate of 0.95%. This data will be used to compose the amounts of System Service Charges (ESS) for mills in both segments. And since we're talking about transmission, the Energy Research Company (EPE) and the Brazilian Institute for the Environment and Renewable Natural Resources (Ibama) signed a Technical Cooperation Agreement. The objective is to establish a new paradigm for line planning. Great news, because the more closely EPE and Ibama are involved, the lower the chance of a license going bad in practice. Another cool news is that biomass-powered electricity generation should add 793 MW to the electricity grid in 2025, predicts the Sugarcane and Bioenergy Industry Union (Unica).”
Roraima/Venezuela connection
(...) “In the last edition of Volts, we mentioned that there was hope that this connection with the neighboring country would be reactivated soon. However, the previous tests carried out by the ONS to assess the line's conditions were not conclusive. According to the Operator, additional information will be necessary to complete this diagnosis. Another news that made the market aware was Aneel's decision to deny an order from Brazil Fortescue Sustainable Industries. The company requested the immediate suspension of all reviews of access opinions requested by ultra-electrointensive consumers with green hydrogen/ammonia production projects. The precautionary measure requested by the company focused on the ongoing processes at the ONS, filed as of August 2024. Fortescue claimed that the current rules are not appropriate to the new profile of electrointensive consumers. Let's keep an eye out because there are already companies threatening to give up investing in hydrogen production in Brazil, a valuable potential consumer of enormous volumes of renewable generation.”
Resilience to every test
“(...). Despite the difficulties, the expansion of photovoltaic installations in Brazil, on a small, medium and large scale, continues to advance. Among the main challenges, as we know, is curtailment. According to a projection from Thymos Energia, however, there will be an expansion of 10 GW in the Brazilian renewable matrix in 2025. This volume includes centralized and distributed generation (GD) projects, demonstrating the versatility and adaptability of the domestic market. In 2024, GD closed at over 35 GW, reaching 14% of total installed capacity. Another impactful fact is that last year Brazil reached a significant solar milestone, with a 76% increase in the number of mergers and acquisitions compared to the previous year, according to data from Greener. The diversity of investor profiles, including generation companies, investment funds, and energy managers, reflects the expansion of opportunities in the solar market. Around 69% of the investment companies had national capital in 2024, evidencing the role of Brazilian companies in the sector. If on the one hand there are issues to be resolved on the other, turn and move, an incentive emerges. Companhia Ambiental do Estado de São Paulo (Cetesb) announced, for example, the exemption from environmental licensing for the implementation of photovoltaic projects of up to 5 MW. This possibility is suitable for those who already have the license and want to expand.”
LRCAP on track to lead the spotlight
It took a while to arrive, but the Power Reserve Capacity Auction, scheduled for June, mobilizes the sector, warming agents' hearts and minds. Several companies are preparing for the event. Strategies range from hydroelectric power plant expansions to the use of biofuels. This happens as changes and updates to the rules arrive, both from the Ministry of Mines and Energy (MME) and from ANEEL. In a more recent announcement, Pasta updated the calculation of fuel prices for contracts. The regulatory agency, in turn, approved the expansion (+163 MW) of the installed capacity of the Três Marias hydroelectric plant, owned by Cemig GT, located on the São Francisco River. Light wasted no time and obtained the Executive Summary Appropriateness Registration Order (DRS-EVTE) regarding the expansion of the Fontes Nova hydroelectric plant. The idea is to increase the current capacity from 132 MW to 292 MW. Without revealing which project he may participate with, the CEO of EDF Brazil, Pierre Bernard, in an exclusive interview with CanalEnergia, assures that the company is also prepared for this dispute. The indication is that the LRCAP has many favorable points to have a successful result.”
Source: 143rd EDITION, OF VOLTS BY CANALENERGIA — 21/01/2025
- UNAVAILABILITY AT THE XINGU-TERMINAL RIO BIPOLE (operation)
Due to the unavailability at the Bipolo Xingu-Terminal Rio on January 22, the National System Operator has been taking measures to ensure that demand is met. According to the ONS, there were two cases of equipment shutdown, both without a load cut. At 22:31 p.m., the 2,518 km Elo 800 k V Bipolo Xingu/Rio Terminal, located between the states of Pará and Rio de Janeiro, was automatically blocked. Tower falls were identified and at the time of the shutdown, there was a storm. The ONS is currently operating with 4,000 MW on the other available bipole, which also connects the Xingu Substation, in the North, to the Estreito Substation, in the Southeast.
> Learn more in the subject “Unavailability in a bipole reduces flow capacity in Belo Monte”: https://bit.ly/40N6Y10
- MAUÁ 3 AND APARECIDA (businesses and companies)
The National Electric Energy Agency transferred ownership of the authorizations for the Mauá 3 and Aparecida gas thermoelectric plants from Eletrobras to J&F Investimentos S.A. The order issued by the Superintendency of Concessions, Permits and Authorizations for Electric Energy Services was published this Monday, January 27, almost eight months after the sale of the Eletrobras thermal park to Ambar Energia, by the group of brothers Wesley and Joesley Batista.
> Read more in the article “Aneel transfers authorizations from Mauá 3 and Aparecida to J&F”: https://bit.ly/3EnX39b
- HYDROGEN ECONOMY (expansion)
The GlobalData 'Hydrogen' report reveals that the hydrogen economy is currently in its critical phase of development, as the increase in demand that was expected in 2020, due to bold plans to decarbonize the industry, is not taking place. As more industries, such as steel, transportation, and energy, attempt to decarbonize their operations, demand for low-carbon hydrogen should grow.
> Continue reading the article “Hydrogen is in a critical phase of development, says GlobalData”: https://bit.ly/4jwtpyN
- ENERGY CHANNEL (events)
COMMUNITY MEETUP
“Tax reform in the Electric Sector - What now?”
30 January/2025
Online
SECTORIAL AGENDA
13 March/2025
Hotel Windsor Barra - RJ
https://www.agendasetorial.com.br/pt/home.html
WORKSHOP FOR
12 March/2025
Hotel Windsor Barra - RJ
https://workshoppsr.ctee.com.br/pt/home.html
- OTHER NEWS FROM TODAY
Brazil reinforces global leadership in clean energy, says Alckmin: https://bit.ly/3CDZ9RQ
“According to the vice president, clean energy is seen as an essential path for the future.”
Eletrobras announces AGE for February 6: https://bit.ly/4hy4t8f
“The agenda includes retail sales in the Bylaws and the composition of the CA. Company announced the delisting of Latibex”.
Cogecom grows 600% in the shared energy market in two years: https://bit.ly/4humHrh
“Cooperativa reached the mark of 2,000 generator units aimed at small consumers”.
FRAGMENTS EXTRACTED FROM ELECTRA CLIPPING — ISSUE 02/25, 24/01/2025
27/1/2025
- “Electra Group negotiates acquisition of Enliv to explore low voltage energy market
The Electra Group signed a share purchase and sale agreement with the founding shareholders of Enliv Energia, Fábio Murilo Costa Machado, CEO of the startup, and Grupo ON, from Curitiba. Initially, Electra will make a direct investment in Enliv, acquiring an 80% stake, to invest in technology and marketing. In the second phase, which will take place after a period of five years, Electra will acquire the remaining 20% interest from the founding shareholders, becoming the sole shareholder.
- Rains should bring relief to energy consumers
The abundant rains that have hit much of the country since December are allowing the recovery of the storage levels of the hydroelectric reservoirs, after the drought that occurred in 2024. “This above average rainfall was fundamental to reverse the drop in hydraulic storage levels across the country. Over those months, there was a recovery of almost ten percentage points in storage, and we started 2025 with the third highest level in the last five years,” said Franklin Miguel, president of the sales company Electra Energy.
- Instant demand reaches 102.8 GW and breaks a new record in the SIN
Instant demand in the National Interconnected System (SIN) reached 102,810 MW on Wednesday (22) due to strong heat. The value is the highest ever recorded in the SIN, surpassing the previous record of 102,478 MW, as of March 15, 2024. The average daily load also continued to break a record, reaching an average of 92,985 MW on the same day.
- CP discusses Marketing Rules for MRE power plants not supervised by ONS
The National Electric Energy Agency (ANEEL) will discuss in public consultation the Marketing Rules and Procedures applicable to hydroelectric projects not centrally dispatched by the National System Operator (ONS), within the scope of the Energy Relocation Mechanism. The participation of these mills in the MRE was regulated last year.
- Brazil has a new record for solar generation in the National Interconnected System, says ONS
Brazil reached a new record for solar energy generation in the National Interconnected System (SIN), reaching an average of 12,676 megawatts of daily production. This figure represents an increase of 5.3% compared to the previous record, registered in October 2024. The National Electric System Operator (ONS) highlighted that this growth reflects the continuous expansion of installed solar energy capacity in the country. Solar energy has established itself as a significant source in the Brazilian energy matrix, contributing to the diversification of energy sources and the reduction of greenhouse gas emissions. The trend is that the share of solar energy will continue to grow in the coming years, driven by investments in new technologies and the greater competitiveness of the sector.
- Aneel overturns injunction in the Supreme Court against cutting wind and solar generation
Aneel was able to overturn, in the Superior Court of Justice (STJ), the injunction against orders to cut generation by wind and solar power plants. The lawsuit was filed by mill owners in both segments, who claim the loss of revenue and demand compensation in the order of R$ 1 billion. The orders to cut power generation have triggered a new wave of judicialization in the electricity sector and discourage investments in renewable sources.
- Green flag will continue throughout 2025 if the rain scenario remains favorable, says Aneel
The director general of ANEEL, Sandoval Feitosa, stated that the tariff flag system may continue to indicate the color green on consumers' electricity bills throughout 2025 if the rainy scenario for the electricity sector remains favorable. Feitosa stressed that the rainy season began “very intensely”, with rains at the headwaters of the rivers that supply the country's main hydroelectric reservoirs.
- 2025 auctions enable hydroelectric expansion, but sector sees room for more opportunities
The publication of the Capacity Reserve Auction (LRCAP) guidelines, to be held in July, brought relief to power generators. However, for large hydroelectric dams, the segment's participation in the event could be greater, while small power plants (PCH) are trying more space in the market with an exclusive auction. According to the Brazilian Association of Electric Power Generating Companies (Abrage), it is possible to increase the power of hydroelectric dams by up to 18.4 GW, with the motorization of empty wells, expansion and installation of new turbines.
- Distributed generation grows 33.1% in 2024, with an addition of 8.8 GW
Brazil expanded distributed migro and mini-generation (MMGD) power by 8,808 MW in 2024, an increase of 33.1% compared to the installed capacity at the end of the previous year. The solar source with panels installed on the roofs of homes continues to dominate the installed capacity, with 779 thousand connections across the country in the year. As a result, the total installed capacity of MMGD reached 35.4 GW, according to data from ANEEL. Among the new installations, practically all of them are photovoltaic energy.
- Conventional and encouraged energy prices decline in the short term
The very short-term prices for conventional and encouraged energy in the Southeast subsystem closed the first two weeks of the year with a negative variation compared to the immediately preceding week of 13.40% and 9.98%, respectively. The data correspond to the contracts for January closed between January 3 and 10 and were released by BBCE.
- The free energy market tends to see greater competition in 2025, but discounts should maintain current levels.
The discounts offered in the free market compared to the regulated one should stabilize in 2025. According to experts, the pace of migrations from last year may be slowed down by the large volume of exits from the captive environment that has already taken place. Competition between marketers, on the other hand, must intensify, while mergers and acquisitions may consolidate larger players. The expectation is that the discounts will remain between 25% and 30%.
- Delinquency in the MCP falls to R$ 38 million in November
The liquidation of short-term market operations (MCP) in November 2024 was in default of R$ 38 million, against R$ 177.8 million the previous month, according to the Electric Energy Trading Chamber (CCEE). The liquidation totaled R$ 1.32 billion of the total of R$ 2.64 billion recorded. Of the unpaid amount, R$ 1.10 billion is related to hydrological risk thresholds.”
Source: ELECTRA CLIPPING — ISSUE 02/25, FROM 24/01/2025
The load on the SIN is expected to change by 4.3% in January. The figure is up from the 2.6% reported last week. In the Southeast/ Midwest subsystem, the variation reaches 3.2%, well above the 0.6% previously forecast. The region will once again have the highest variation, of 11.2%, followed by the North, with 4.8%. In the Northeast, cargo is expected to grow by only 0.8%.
> Find out more in the news “ONS: cargo rises and ends January with an increase of 4.3%”: https://bit.ly/4juO9XI
- PATENT VECTORS (politics)
The vetoes of funding the Climate Fund for logistics mobility projects and incentives for batteries may be a missed opportunity in the decarbonization process, according to lawyer Thiago Silva, partner at the Vieira Rezende law firm. Both devices were suppressed by the government in the sanction this week of Law 15,103, which establishes the Energy Transition Acceleration Program (Paten).
> Read more in the article “Lawyers defend review of Paten's vetoes”: https://bit.ly/40MTfaw
- THE GIRL (generation
Confirmed on January 9 by the United States National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA), the presence of La Niña in the Equatorial Pacific Ocean is expected to persist throughout the summer. According to a Cliatempo projection, the phenomenon will have different impacts on the energy sector, being positive for water generation and negative for wind and solar sources, due to less intense winds and the reduction of sunny days.
> Continue reading the article “La Niña must persist in summer and impact the energy sector, Climatempo predicts”: https://bit.ly/42vPNST
- ENERGY CHANNEL (events)
SECTORIAL AGENDA
13 March/2025
Hotel Windsor Barra - RJ
https://www.agendasetorial.com.br/pt/home.html
WORKSHOP FOR
12 March/2025
Hotel Windsor Barra - RJ
https://workshoppsr.ctee.com.br/pt/home.html
- OTHER NEWS FROM TODAY
Aneel approves expansion of the Três Marias power plant to LRCAP: https://bit.ly/3EdLZf2
“Power plant could add 163 MW of power”.
Electra signs purchase and sale agreement with Enliv: https://bit.ly/4hcUrK0
“Capital investment is part of the negotiation for the acquisition of the start-up, which will be carried out in two stages.”
Aneel extends consultation to 10/02 for the value of O&M of UFVs: https://bit.ly/40wujmf
“Reference to O&M costs for photovoltaic plants impacts the CCC budget”.”
Accredited by the National Electric Energy Agency — ANEEL to support the regulatory body
Soluções no Setor Elétrico
Nossa expertise no Setor Elétrico é resultado de diversos projetos executados por nossos profissionais em empresas de Geração, Transmissão, Distribuição e Comercialização.
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