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INDICE DE MODULAÇÃO DA DCIDE E OS DESCONTOS TARIFÁRIOS DAS FONTES DE ENERGIA
14/9/2026
Por: Antonio Araújo da Silva
A crescente importância da formação horária do preço da energia elétrica no Brasil tornou necessário distinguir dois fenômenos que, embora relacionados à comercialização de energia, possuem naturezas distintas: de um lado, os descontos tarifários regulados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), incidentes principalmente sobre as Tarifas de Uso dos Sistemas de Transmissão e Distribuição (TUST/TUSD); de outro, o Índice de Modulação da Dcide (IMD), que representa o efeito econômico decorrente do perfil horário de geração em comparação com uma geração hipoteticamente distribuída de maneira uniforme ao longo das horas.
Desde a adoção do PLD horário, em janeiro de 2021, a hora em que a energia é produzida passou a ter impacto crescente sobre o resultado econômico dos agentes. A Dcide desenvolveu, nesse contexto, seus Índices de Modulação por fonte e submercado. O indicador compara o valor econômico da geração efetivamente realizada a cada hora, considerando o PLD horário, com o valor que seria obtido caso a mesma quantidade de energia fosse gerada em um perfil denominado flat, isto é, uniformemente distribuído pelas horas do período. O resultado é expresso em R$/MWh.
Assim, quando o IMD é positivo, a fonte apresenta um prêmio de modulação, pois sua geração tende a ocorrer em horários nos quais o PLD é relativamente mais elevado. Quando o IMD é negativo, verifica-se um desconto de modulação, porque a geração está concentrada em períodos de preços menores. O indicador igual a zero significa, em termos econômicos, que não existe prêmio ou desconto relevante em relação ao perfil flat.
É importante destacar que o IMD da Dcide não representa um desconto tarifário estabelecido pela ANEEL. O indicador é uma referência analítica de mercado. Seu cálculo utiliza, fundamentalmente, a geração horária das usinas disponibilizada pelo ONS e os valores horários do PLD divulgados pela CCEE. Atualmente, a metodologia da Dcide contempla as fontes solar, eólica e hidráulica, nos quatro submercados do Sistema Interligado Nacional — Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte.
A diferença entre os dois conceitos torna-se especialmente importante quando se analisam as chamadas fontes incentivadas. A legislação brasileira criou mecanismos de redução das tarifas de uso dos sistemas elétricos para estimular determinadas fontes de geração. A Lei nº 9.427/1996, juntamente com sua regulamentação, fundamenta a concessão de descontos na TUST/TUSD para empreendimentos enquadrados nas hipóteses legais. A ANEEL disciplina a aplicação desses benefícios, inclusive por meio da Resolução Normativa nº 1.031/2022 e das regras de comercialização correspondentes.
Na prática, os percentuais de desconto tarifário associados à energia incentivada podem variar conforme o enquadramento da usina e do contrato. A documentação regulatória da ANEEL registra, entre outros, descontos de 50%, 80% e 100%, conforme a situação específica do empreendimento e da energia comercializada. A própria base de dados da CCEE para 2026 identifica montantes de energia incentivada com descontos de 50%, 80% e 100%, além de energia convencional com desconto de 0%.
Dessa forma, pode-se estabelecer uma distinção simplificada:
Categoria| Desconto regulatório TUSD/TUST| Relação com o IMD da Dcide Energia convencional| 0%| O IMD pode gerar prêmio ou desconto econômico Energia incentivada| 50%, 80% ou 100%, conforme enquadramento| O desconto tarifário é independente do IMD Cogeração qualificada| Há hipóteses de 50%, conforme enquadramento| Pode apresentar prêmio/desconto de modulação Solar| Conforme enquadramento regulatório do empreendimento| IMD tende a ser negativo quando a geração ocorre em horas de PLD baixo Eólica| Conforme enquadramento regulatório do empreendimento| IMD pode ser positivo quando a geração coincide com preços elevados Hidráulica| Conforme enquadramento regulatório do empreendimento| IMD pode ser positivo pela capacidade de geração em horários de maior valor
Portanto, não se deve interpretar um desconto de 50%, 80% ou 100% da energia incentivada como sendo o mesmo que o desconto de modulação calculado pela Dcide. O primeiro é um benefício tarifário regulatório, relacionado à utilização da rede de transmissão e/ou distribuição; o segundo é um resultado econômico associado ao comportamento horário da geração diante do PLD.
Essa distinção é particularmente relevante no ambiente de contratação livre. Uma energia incentivada pode possuir, por exemplo, determinado percentual de desconto na TUSD/TUST e, simultaneamente, apresentar prêmio ou desconto de modulação. Os dois efeitos podem coexistir e influenciar a avaliação econômica do contrato, mas são calculados por metodologias distintas.
Os dados mais recentes divulgados pela Dcide demonstram a relevância econômica desse fenômeno. Em maio de 2026, a geração solar apresentou índices negativos em todos os submercados: -R$ 89,94/MWh no Sudeste/Centro-Oeste, -R$ 60,41/MWh no Norte, -R$ 54,87/MWh no Nordeste e -R$ 52,86/MWh no Sul. Em sentido oposto, a geração eólica apresentou índices positivos nos quatro submercados, enquanto a hidráulica também apresentou prêmios positivos.
No caso da energia solar, o fenômeno está relacionado à concentração da geração durante o período diurno, justamente quando a elevada oferta fotovoltaica pode contribuir para reduzir o preço horário da energia. Em maio de 2026, o desconto de modulação da solar no Sudeste/Centro-Oeste chegou a aproximadamente 40,9% do PLD médio daquele submercado.
A geração hidráulica apresentou comportamento oposto: no mesmo mês, o prêmio de modulação variou de R$ 14,20/MWh no Norte a R$ 34,08/MWh no Sul. A explicação econômica está relacionada à maior flexibilidade operacional das hidrelétricas, que permite maior contribuição nos períodos em que a geração solar diminui e o sistema necessita de outras fontes para atendimento da carga.
A fonte eólica também apresentou prêmio positivo em todos os submercados em maio de 2026, variando de R$ 6,24/MWh no Sul a R$ 33,80/MWh no Norte. No Nordeste, região de grande concentração da geração eólica brasileira, o prêmio foi de aproximadamente R$ 9,93/MWh, equivalente a cerca de 6% do PLD médio do submercado.
Os dados evidenciam, portanto, que a simples comparação do preço médio da energia de diferentes fontes pode ser insuficiente. Para uma avaliação econômica mais completa, é necessário considerar pelo menos quatro componentes: (1) preço da energia; (2) desconto regulatório de TUSD/TUST; (3) perfil de geração e seu efeito de modulação; e (4) localização da geração e do consumo nos diferentes submercados.
Em síntese, a regulação da ANEEL cria os mecanismos de incentivo tarifário destinados a determinadas fontes e empreendimentos, enquanto o Índice de Modulação da Dcide procura mensurar o efeito econômico do perfil horário de geração diante do PLD horário. A combinação desses fatores é fundamental para a correta avaliação de contratos de energia no mercado livre. Uma fonte pode possuir significativo benefício regulatório de TUSD/TUST e, ainda assim, sofrer perda econômica decorrente de sua modulação horária; da mesma forma, uma fonte pode apresentar menor ou nenhum benefício tarifário e obter prêmio econômico decorrente da produção em horários de preços elevados.
Por essa razão, na análise de uma operação de compra e venda de energia, o percentual de desconto regulatório não deve ser utilizado isoladamente como medida de vantagem econômica. O valor efetivo da energia depende da interação entre benefício tarifário, preço contratado, perfil de geração, PLD horário, submercado, sazonalidade, flexibilidade contratual e riscos de exposição à CCEE. O Índice de Modulação da Dcide constitui, nesse contexto, importante instrumento complementar para identificar quanto o perfil temporal da geração agrega ou subtrai valor da energia comercializada.
Referências
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Resolução Normativa nº 1.031, de 26 de julho de 2022. Estabelece procedimentos para aplicação dos descontos nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição.
BRASIL. Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996. Institui a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e disciplina o regime das concessões de serviços públicos de energia elétrica.
CÂMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA – CCEE. Dados abertos: Energia Incentivada. São Paulo: CCEE, 2026.
DCIDE. Índices de Modulação. Campinas: Dcide, jun. 2026.
DCIDE. Índices Mensais de Modulação – Análise Maio de 2026. Campinas: Dcide, 2026.
ONS – OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO. Dados de geração do Sistema Interligado Nacional. Rio de Janeiro: ONS.
Antonio Araújo da Silva Consultor da TATICCA / Tax / Corporate Finance / Advisory
O substitutivo ao PL 5.017/2019 aprovado na Comissão de Serviços de Infraestrutura do Senado introduz novas obrigações de contratação de geração termelétrica a gás natural e de centrais hidrelétricas de até 50 MW. Este artigo analisa os principais dispositivos da proposta e estima seus potenciais efeitos sobre os custos do setor elétrico e as tarifas dos consumidores. Simulações realizadas pela TR Soluções indicam que, caso as contratações sejam implementadas nas condições avaliadas, a receita associada à Energia de Reserva poderá apresentar expressiva elevação a partir da próxima década, atingindo o impacto tarifário médio estimado em 5% sobre as tarifas do subgrupo B1 Residencial em 2036. Os resultados reforçam a importância de que as decisões de expansão da oferta sejam alinhadas às necessidades identificadas pelo planejamento setorial e a mecanismos competitivos de contratação.
1. Introdução
Desde 2021, com a edição da Lei nº 14.182/2021 (Lei 14.182), a TR Soluções acompanha a recorrência de iniciativas legislativas que estabelecem obrigações específicas de contratação de geração de energia elétrica, muitas vezes com definição prévia de fonte, localização e características operativas. Ao longo desse período, a empresa realizou simulações para avaliar os impactos tarifários dessas medidas, especialmente quando as contratações não decorrem das necessidades identificadas pelo planejamento setorial e dos mecanismos competitivos tradicionais. O substitutivo aprovado na Comissão de Serviços de Infraestrutura (CI) do Senado para o Projeto de Lei nº 5.017/2019 (PL 5.017) recoloca esse debate no centro das discussões sobre governança setorial e modicidade tarifária.
Concebido na Câmara dos Deputados para tratar exclusivamente de aspectos tarifários aplicáveis à irrigação, à aquicultura e ao abastecimento humano via poços artesianos, o texto incorporou no Senado temas estruturais de expansão da oferta – dispositivos específicos para a contratação de termelétricas a gás natural e centrais hidrelétricas de até 50 MW –, além de ajustes no Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) e diretrizes de inovação e pesquisa na Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
Sob a ótica do suprimento e da alocação dos custos setoriais, o texto estabelece três blocos de contratação obrigatória:
Geração termelétrica a gás natural de origem amazônica na região Norte, em montante equivalente à diferença entre a potência instalada e a garantia física de usinas estruturantes locais, com modulação operativa a cargo do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
Contratação de 4.900 MW em centrais hidrelétricas de até 50 MW, com contratos de 25 anos e cronograma de suprimento entre 2032 e 2035.
2.500 MW em usinas a gás com inflexibilidade mínima de 70%, com contratação até o primeiro trimestre de 2027 e entrada em operação até julho de 2032.
Em todas as frentes, os custos resultantes são rateados entre os usuários do Sistema Interligado Nacional (SIN), exceto aqueles da subclasse residencial baixa renda.
A imposição, por lei, de blocos específicos de expansão da geração insere-se em um movimento observado no setor elétrico nos últimos anos, com a Lei 14.182, o marco legal da geração eólica offshore (Lei nº 15.097/2025) e, mais recentemente, a Lei nº 15.269/2025 (Lei 15.269).
As análises técnicas desses mecanismos legislativos demonstram a importância de manter o alinhamento entre a contratação de novas usinas e o planejamento setorial. A fixação ex-ante da fonte, localização, nível de inflexibilidade e alocação dos custos restringe o espaço para que o planejamento setorial e os mecanismos competitivos definam as alternativas de expansão de menor custo global, pilares da alocação eficiente de riscos do setor e da modicidade tarifária.
Estudos quantitativos desenvolvidos pela TR Soluções comprovam essa premissa. Em simulações anteriores sobre cenários de contratação compulsória, como em artigo publicado em setembro de 2025, identificou-se que a alocação fixa de garantias e encargos de reserva tende a produzir reflexos relevantes nas tarifas.
Neste estudo, que analisa especificamente o potencial de impacto tarifário do substitutivo ao PL 5.017, o cenário se repete: a modelagem econômica indica de forma consistente que a introdução de obrigações de suprimento desvinculadas da sinalização de necessidade técnica tende a elevar os custos sistêmicos.
2. Geração termelétrica com gás de origem amazônica
O substitutivo prevê a realização de leilões específicos para geração termelétrica a gás natural de origem amazônica na Região Norte. O mecanismo vincula o volume da contratação à diferença entre a potência instalada e a garantia física das usinas hidrelétricas contratadas por meio de Leilões de Projetos Estruturantes (Belo Monte, Jirau e Santo Antônio).
Essas hidrelétricas foram concebidas no modelo a fio d'água. A diferença entre a capacidade nominal instalada (18.551 MW) e a garantia física agregada (9.107 MWm) reflete a sazonalidade e a característica de projeto desses empreendimentos, não constituindo, em sentido regulatório, uma ineficiência operacional a ser corrigida por suprimento térmico.
Tabela 1 - Características das usinas estruturantes
Importante observar que o novo texto legal limita a contratação a 60% da necessidade de expansão da geração termelétrica inflexível a gás natural estabelecida no Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE 2035), da Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
O argumento em defesa da contratação das térmicas a gás é de que essa geração térmica já estaria prevista pelo planejamento oficial. Esse ponto requer uma ressalva metodológica. O cenário de referência do PDE 2035 incorpora 7.246 MW de térmicas inflexíveis a gás porque foi elaborado sob a obrigação normativa de representar o comando legal da Lei 14.182. Mas, quando a EPE realiza simulações desvinculadas dessas contratações compulsórias — como demonstrado na sensibilidade à Lei 15.269 apresentada no próprio PDE 2035 —, a trajetória de expansão de menor custo total não contempla novas termelétricas inflexíveis até 2035, por não se mostrarem competitivas sob o ponto de vista técnico-econômico.
Cabe, portanto, ao legislador esclarecer se a trava de 60% incide sobre a trajetória de referência do PDE 2035 (atrelada ao histórico da Lei 14.182) ou sobre a necessidade estritamente identificada pelos modelos de planejamento sem imposição legal.
Neste estudo, assumiu-se a incidência dos 60% sobre a expansão inflexível do cenário de referência do PDE 2035 (7.246 MW), de modo que o volume máximo resultante seria de 4.348 MW.
Para a mensuração do impacto econômico e tarifário dessa contratação, adotou-se, para fins de simulação, o valor de R$ 800/MWh como referência para o custo médio total da energia entregue (combustível, capital e operação). Essa premissa fundamenta-se em marcos concretos do setor:
Histórico de leilões em sistemas isolados/amazônicos: no Leilão de Suprimento a Roraima (2019), que viabilizou a UTE Jaguatirica II a partir do gás do campo de Azulão (AM), o preço médio ficou em R$ 833/MWh.
Parâmetros de Custos do PDE 2035: o custo variável unitário (CVU) de térmicas flexíveis a gás estimado pela EPE alcança R$ 1.000/MWh, enquanto plantas inflexíveis apresentam CVUs entre R$ 430/MWh e R$ 490/MWh, aos quais devem ser somados os custos fixos de investimento e logística de transporte.
Uma eventual contratação de 4.348 MW ao preço de referência de R$ 800/MWh, com inflexibilidade de 51%1 (complemento do fator de capacidade das hidrelétricas estruturantes), resultaria em aproximadamente 19,4 TWh/ano de geração inflexível, correspondendo a um custo da ordem de R$ 15,5 bilhões por ano.
3. Contratação de usinas hidrelétricas de até 50 MW
O texto do substitutivo estabelece a obrigação de contratação do montante total de 4.900 MW em hidrelétricas de pequeno porte, determinando que o leilão para a contratação seja promovido pelo Poder Executivo no prazo de até 12 meses a contar da publicação da nova lei (superando a expiração do prazo do primeiro trimestre de 2026 da legislação em vigor, que prevê a contratação compulsória de 3.000 MW da fonte). O cronograma de início de suprimento, em contratos de 25 anos, passa a ser distribuído na seguinte escala: 2.000 MW com início de suprimento em 2032; 1.000 MW em 2033; 1.000 MW em 2034; e 900 MW em 2035.
Paralelamente, o projeto altera a regra de atualização monetária do preço-teto de referência. Enquanto a norma em vigor prevê a correção integral pelo INCC na fase pré-leilão, o novo texto introduz um indexador híbrido composto por 50% de INCC e 50% de IPA no período que antecede o certame, mantendo o IPCA integral para o reajuste dos contratos na fase de suprimento.
Tomando como referência inicial o preço de R$ 392,84/MWh verificado no Leilão A-5 de agosto de 2025, correspondente à atualização do preço de referência das hidrelétricas do Leilão A-6 de 2019, e aplicando, de forma aproximada, a atualização híbrida proposta até agosto de 2027, data adotada pela TR como premissa para a realização do certame, o preço de partida é estimado em R$ 429,00/MWh.
A contratação plena dos 4.900 MW a esse valor de referência, sob um fator de capacidade de 47% (equivalente ao observado nos certames recentes da fonte), resulta em um volume de geração compulsória de 20,2 TWh/ano quando a totalidade dos blocos estiver em operação comercial (a partir de 2036). Isso corresponde a uma receita fixa total da ordem de R$ 8,7 bilhões por ano (a preços de agosto de 2026).
O efeito final repassado à conta de luz por meio de encargo dependerá do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), uma vez que a dinâmica dessa contratação é assumida como sendo a da energia de reserva. Cabe ressaltar, contudo, que essa estimativa considera apenas a receita fixa associada à contratação da geração. Não foram quantificados, nesta etapa, outros efeitos econômicos previstos no substitutivo, em especial os custos associados ao risco hidrológico (GSF) assumido pelos consumidores do SIN, cuja magnitude dependerá das condições hidrológicas e da futura regulamentação.
4. Geração termelétrica a gás com inflexibilidade de 70%
A segunda frente termelétrica introduzida pelo substitutivo ao PL 5.017 estabelece a contratação compulsória de 2.500 MW em novas usinas a gás natural com inflexibilidade anual mínima de 70%, por um período de suprimento de 15 anos. Isso resulta num volume mínimo de geração obrigatória de 15,33 TWh/ano.
A proposta fixa o prazo de contratação até o primeiro trimestre de 2027 e o início do suprimento até julho de 2032, com distribuição regionalizada obrigatória entre Goiás, Região Integrada de Desenvolvimento do Distrito Federal e Entorno (RIDE-DF), Rondônia, Triângulo Mineiro e Região Metropolitana de São Luís.
A ausência de infraestrutura de transporte de gás nessas regiões exige a construção de novos gasodutos (com as térmicas atuando como âncoras de demanda para as redes dutoviárias) ou a estruturação de cadeias de GNL/GNC (pipeline virtual), soluções que adicionam elevados custos de infraestrutura ou de frete no preço final do combustível.
Além disso, a fixação de um piso de inflexibilidade de 70% impõe um nível mínimo elevado de geração térmica ao longo do ano. Em um cenário marcado pela expansão acelerada de fontes renováveis variáveis (solar e eólica) e por momentos de sobreoferta diurna, a obrigatoriedade de geração térmica contínua reduz o espaço de acomodação da energia renovável no mercado, podendo intensificar episódios de corte de geração (curtailment) e elevar o custo global de operação do SIN.
A relevância da imposição de uma inflexibilidade mínima de 70% deve ser analisada também à luz da composição atual da geração termelétrica do SIN. O sistema já apresenta parcela significativa de geração térmica associada à inflexibilidade, reduzindo o espaço disponível para que esse parque responda aos sinais econômicos e às necessidades operativas do sistema.
A Figura 1 ilustra a geração termelétrica por razão de despacho, em base diária, entre 1º de janeiro de 2021 e 9 de julho de 2026. Nesse período, a geração inflexível apresentou média de 4.176 MWm, correspondendo a 56% da geração termelétrica total, de 7.393 MWm. Quando desconsiderados os anos de 2021 e 2022, marcados pela escassez hídrica e pelo elevado despacho térmico por outras razões, essa participação aumenta: entre janeiro de 2023 e julho de 2026, a geração inflexível média foi de 4.279 MWm, equivalente a 67% da geração termelétrica total.
Os dados mostram, portanto, que a introdução de novos blocos termelétricos com elevada inflexibilidade ocorreria em um sistema no qual parcela relevante da geração térmica já opera de forma pouco responsiva aos sinais de despacho econômico. Em períodos de elevada disponibilidade de geração renovável, a ampliação dessa parcela pode reduzir a flexibilidade operativa do SIN e aumentar a necessidade de cortes de geração de outras fontes.
Fonte: plataforma SETE, da TR Soluções, com base em dados do ONS.
Para a avaliação dos impactos econômicos, adotou-se como estimativa de preço médio de referência o valor de R$ 750,00/MWh a valores de hoje. Esse preço fundamenta-se nos parâmetros do PDE 2035, considerando O&M fixo, tributos, amortização do investimento e logística. Assim, a receita fixa anual para fazer frente a essa contratação seria da ordem de R$ 11,5 bilhões.
5. Potenciais impactos tarifários da contratação compulsória prevista no PL 5.017
Para mensurar o potencial efeito do substitutivo ao PL 5.017 sobre as contas de luz, a TR Soluções modelou duas trajetórias de receita fixa de energia de reserva na plataforma SETE. A análise quantitativa desenvolvida nesta seção restringe-se aos efeitos associados aos três blocos de contratação de geração descritos nas seções 2 a 4. Outros dispositivos introduzidos pelo substitutivo não foram quantificados. Da mesma forma, os preços adotados para as novas contratações constituem referências para fins de simulação e não representam estimativas dos preços que efetivamente resultarão dos futuros certames. Esses valores poderão variar em função, entre outros fatores, das condições de financiamento, dos custos de combustível e logística, do nível de competição, da configuração dos projetos e das condições estabelecidas nos editais. Eis os cenários simulados:
Cenário Base (sem PL): consolida os compromissos vigentes e já contratados do setor elétrico, incluindo os Leilões de Energia de Reserva (LER), o Procedimento Competitivo Simplificado (PCS), o Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Energia (LRCE), o Complexo Termelétrico Jorge Lacerda (CTJL - Lei nº 14.299/2022), a MP nº 1.232/2024, e a adição da UTE Candiota III, conforme prevê a Lei 15.269. É importante destacar que este cenário de referência desconsidera a contratação compulsória de 3.000 MW em hidrelétricas de até 50 MW estipulada originalmente pelas Leis 14.182 e 15.269.
Cenário com PL (substitutivo ao PL 5.017): reintroduz e expande a contratação compulsória de hidrelétricas de até 50 MW (totalizando 4.900 MW ou 2.303 MWm ao preço base de R$ 429,00/MWh), adiciona o bloco de 2.500 MW em térmicas inflexíveis a 70% (1.750 MWm, a R$ 750/MWh) e incorpora a geração a gás amazônico (aprox. 4.348 MW ou 2.217 MWm, com inflexibilidade de 51%, a R$ 800,00/MWh).
A comparação entre as duas trajetórias evidencia uma mudança de patamar no encargo setorial. Na Figura 2, referente ao CenárioBase, observa-se a trajetória da receita fixa de energia de reserva: após atingir o ponto máximo em torno de R$ 20,3 bilhões em 2030 (em termos nominais), a receita fixa total inicia uma trajetória de declínio e estabilização, recuando para o patamar de R$ 14,5 bilhões em 2036, em termos nominais, à medida que contratos antigos vão expirando.
Figura 2 - Evolução da receita fixa de energia de reserva no cenário sem PL
Fonte: plataforma SETE, da TR Soluções.
Na Figura 3, fica claro o impacto da inclusão da nova receita fixa estimada pelas determinações do PL a partir de 2032. Em 2036, primeiro ano em que a totalidade das novas usinas estaria em operação plena, a receita fixa de energia de reserva ultrapassaria a marca de R$ 63 bilhões, em termos nominais. Os custos referentes ao PL 5.017 responderiam por mais de 77% desse montante.
Na Figura 3, fica claro o impacto da inclusão da nova receita fixa estimada pelas determinações do PL a partir de 2032. Em 2036, primeiro ano em que a totalidade das novas usinas estaria em operação plena, a receita fixa de energia de reserva ultrapassaria a marca de R$ 63 bilhões, em termos nominais. Os custos referentes ao PL 5.017 responderiam por mais de 77% desse montante.
Figura 3 - Evolução da receita fixa de energia de reserva incluindo o PL
Type iFonte: plataforma SETE, da TR Soluções.mage caption here (optional)
Para representar uma condição de longo prazo do mercado de curto prazo, adotou-se um PLD de referência de R$ 132/MWh. O valor foi obtido a partir de uma série composta pelos valores mensais realizados desde janeiro de 2016 e por 12 meses adicionais de projeção. Para cada submercado, calculou-se a mediana mensal da série resultante, sendo os R$ 132/MWh correspondentes à média das medianas obtidas para submercado SE/CO.
Para isolar o efeito direto sobre o consumidor cativo residencial, a simulação focou exclusivamente no subgrupo B1 Residencial, considerando a data-base de 2036, ano de maturidade plena das contratações, e utilizando esse PLD de referência para estimar a receita obtida com a liquidação da energia de reserva no mercado de curto prazo. O resultado é um impacto tarifário médio estimado de 5% em 2036.
Esse impacto equivale a um acréscimo de quase R$ 60/MWh no Encargo de Energia de Reserva (EER), a ser rateado entre os usuários sujeitos ao encargo. Como o EER é rateado em R$/MWh, seu impacto percentual sobre a tarifa tende a ser maior nos níveis de tensão mais elevados, nos quais a tarifa total é relativamente menor.
Esse resultado apresenta elevada sensibilidade à trajetória do PLD. Mantidas as demais premissas, valores menores de PLD reduzem a receita obtida com a liquidação da energia de reserva no mercado de curto prazo e, consequentemente, aumentam a parcela dos custos a ser recuperada por meio do EER. O movimento inverso ocorre em cenários de PLD elevado. Portanto, a sensibilidade ao preço de curto prazo altera o valor do encargo a ser pago pelos consumidores, mas não modifica o compromisso econômico associado à contratação da geração.
Como sensibilidade, caso fosse aplicado ao volume de geração modelado o piso regulatório do PLD vigente em 2026, de R$ 57,31/MWh, a receita anual obtida com a liquidação dos três novos blocos de contratação seria reduzida em aproximadamente R$ 4,1 bilhões em relação ao cenário de referência de R$ 132/MWh. Mantidas as demais premissas, essa diferença teria de ser recuperada por meio de maior arrecadação do EER. O exercício utiliza o piso de 2026 exclusivamente como referência de sensibilidade, não constituindo projeção para o PLD ou para seus limites regulatórios em 2036.
No sentido oposto, em cenários de preços elevados no mercado de curto prazo, a receita proveniente da liquidação da energia pode reduzir substancialmente a necessidade de arrecadação do EER. Considerando os preços de referência e os volumes de geração adotados neste estudo, a receita fixa conjunta dos três blocos equivale a aproximadamente R$ 650/MWh de energia gerada. Assim, em uma situação hipotética na qual o PLD médio de liquidação se mantivesse nessa ordem de grandeza, a receita obtida no mercado de curto prazo poderia ser suficiente para cobrir praticamente toda a receita fixa modelada. Acima desse patamar, a liquidação poderia inclusive gerar receitas superiores à receita fixa, embora o ponto de equilíbrio efetivo seja maior quando considerados custos adicionais, como aqueles associados ao risco hidrológico assumido pelos consumidores.
Isso não significa, contudo, que um cenário de PLD elevado implique redução do custo total da energia para os consumidores: o efeito descrito refere-se especificamente ao EER, podendo preços elevados no mercado de curto prazo produzir pressões sobre outros componentes de custo do setor elétrico.
Em suma, a aprovação do substitutivo transforma um encargo setorial relativamente estável em termos de receita fixa e com potencial de redução, conforme contratos antigos vão se encerrando, em um encargo elevado e persistente, com efeitos sobre as tarifas ao longo dos próximos 15 a 30 anos.
Considerações finais
Os resultados reforçam a importância de se deslocar o debate da preferência por determinadas fontes para a eficiência da governança setorial. A discussão técnica não reside na atratividade do gás natural ou das centrais hidrelétricas de pequeno porte, mas na preservação da lógica regulatória em que os investimentos são orientados pelas necessidades efetivas do sistema.
O fortalecimento institucional do setor elétrico brasileiro apoia-se na coordenação entre o planejamento (EPE), a operação centralizada (ONS), a regulação (Aneel) e as diretrizes do Ministério de Minas e Energia (MME). A manutenção da previsibilidade e do equilíbrio do mercado depende do fortalecimento dessas instâncias técnicas e do respeito à sua atuação coordenada, garantindo que a expansão da infraestrutura continue respaldada por análises de custo-benefício rigorosas.
Em síntese, a avaliação técnica da TR Soluções reforça que a expansão da oferta de energia tende a produzir os melhores resultados em termos de eficiência e modicidade quando orientada pelo planejamento setorial e pela competição isonômica. A preservação dos ritos institucionais de contratação, portanto, é o caminho mais seguro para a busca de modicidade tarifária, segurança do suprimento e confiança dos agentes do setor elétrico.
1 A adoção do percentual de 51% de inflexibilidade constitui uma premissa estritamente ilustrativa e simplificadora para fins de simulação, não representando uma determinação direta ou inequívoca do texto legal. O substitutivo ao PL 5.017 estabelece apenas que a inflexibilidade anual das térmicas será "inversamente proporcional ao fator de capacidade das hidrelétricas estruturantes", sem definir fórmula matemática, coeficientes, piso, teto ou a metodologia exata de cálculo. Há indefinição regulatória sobre se o parâmetro de referência considerará o fator de capacidade histórico efetivamente verificado nas usinas ou a razão entre garantia física e potência instalada (estimada em 49% no agregado de Belo Monte, Jirau e Santo Antônio). A calibração final dessa regra de inflexibilidade, que poderá adotar curvas sazonais, cálculo individualizado por empreendimento ou acoplamento à geração hidráulica real, dependerá de futura regulamentação do Poder Executivo e das diretrizes de modulação operativa do ONS.
PAUTA DO 14° CIRCUITO DELIBERATIVO PÚBLICO ORDINÁRIO DA DIRETORIA DE 2026
17/8/2026
18/08/2026
RELAÇÃO DOS ASSUNTOS RELATIVOS AOS AGENTES DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO.
1. Processo: 48500.030135/2025-51 Assunto: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da Celesc Distribuição S.A. – Celesc-DIS, após análise das contribuições recebidas na Consulta Pública nº 14/2026. Área Responsável: Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica - STR. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior Minutas de voto e ato
2. Processo: 48500.002020/2024-96 Assunto: Recursos Administrativos interpostos pela Enel Distribuição Ceará – Enel CE e pelo município de Limoeiro do Norte, estado do Ceará, representado por sua Prefeitura Municipal, contra decisão da Agência Reguladora do Estado do Ceará – ARCE, referente ao pedido de devolução em dobro dos valores faturados a maior por erro de classificação de unidades consumidoras sob a titularidade do município de Limoeiro do Norte, estado do Ceará. Área Responsável: Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo - SMA, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior Minutas de voto e ato
3. Processo: 48500.001847/2024-82 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Enel Distribuição Ceará – Enel CE contra a decisão da Agência Reguladora do Estado do Ceará – ARCE, no âmbito do Processo nº 02381070/2023, referente ao pedido de devolução em dobro dos valores faturados a maior por erro de classificação de unidades consumidoras sob a titularidade do município de Aracoiaba, estado do Ceará. Área Responsável: Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo - SMA, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
4. Processo: 48500.001410/2024-49 Assunto: Recurso Administrativo interposto por Bruna Cristina Oliveira e Souza contra o Despacho nº 409/2026, emitido pela Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo – SMA, referente às condições apresentadas no orçamento de conexão para microgeração distribuída na unidade consumidora nº 3015092285, na área de concessão da Cemig Distribuição S.A. – Cemig-D. Área Responsável: Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo - SMA, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota Minutas de voto e ato
5. Processo: 48500.001412/2024-38 Assunto: Recurso Administrativo interposto por Bruna Cristina Oliveira e Souza contra o Despacho nº 419/2026, emitido pela Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo – SMA, referente às condições apresentadas no orçamento de conexão para microgeração distribuída na unidade consumidora nº 3015092242, na área de concessão da Cemig Distribuição – Cemig-D. Área Responsável: Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo - SMA, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota Minutas de voto e ato
6. Processo: 48500.019224/2026-28 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Karpowership Brasil Energia Ltda. – KPS Brasil contra os Despachos nº 2.236/2026, nº 2.237/2026, nº 2.238/2026 e nº 2.239/2026, emitidos pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica – SGM, referente à composição da Parcela de Custos Fixos – PCF das Usinas Termelétricas – UTEs Karkey 019, Karkey 013, Porsud I e Porsud II. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica - SGM, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
7. Processo: 48500.000138/2024-80 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Axia Energia S.A. (Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras) contra o Despacho nº 3.185/2026, emitido pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica – STD, que indeferiu o pedido de suspensão da aplicação da Parcela Variável por Indisponibilidade – PVI referente aos eventos que atingiram a Linha de Transmissão Itaberá – Tijuco Preto nos dias 30 de setembro de 2023 e 24 de outubro de 2023. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - STD, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
8. Processo: 48500.005550/2023-13 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Interligação Elétrica de Minas Gerais S.A. – IEMG contra o Despacho nº 358/2024, emitido pela Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica – SCE, que autorizou a implantação de reforços em instalações de transmissão de energia elétrica sob concessão da Recorrente e estabeleceu os valores das correspondentes parcelas da Receita Anual Permitida – RAP. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior Minutas de voto e ato
9. Processo: 48500.002865/2025-62, 48500.008579/2026-91 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela MEZ 2 Energia S.A. contra o Despacho nº 1.847/2026, emitido pela Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica – SCE, que estabeleceu receita, a preços de junho de 2025, a ser paga via Parcela de Ajuste no Ciclo Tarifário 2026/2027 à Recorrente, Contrato de Concessão do Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica nº 2/2020, como ressarcimento pela implantação de reforço provisório autorizado pelo Despacho nº 187/2025. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota Minutas de voto e ato
10. Processo: 48500.003931/2024-31 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela Tecnotrading Comercializadora de Energia Ltda. contra o Despacho nº 946/2026, que decidiu manter o Termo de Intimação nº 1/2025, lavrado pela Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado – SFF, referente às obrigações da Recorrente quanto ao processo de manutenção de autorização para comercialização de energia elétrica, de modo a revogar a outorga da empresa, emitida pelo Despacho nº 647/2020. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota Minutas de voto e ato
11. Processo: 48100.003409/1995-75 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela Light Energia S.A. contra o Despacho nº 2.439/2026, que determinou, como consequência do regime concessório aplicável, o prazo de 31 de março de 2028, por corresponder ao termo final da concessão da Usina Hidrelétrica – UHE Nilo Peçanha, a data de conclusão pela Recorrente do túnel de transposição de águas do reservatório de Vigário para o reservatório de Ponte Coberta, localizados no estado do Rio de Janeiro. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior Minutas de voto e ato
12. Processo: 48500.003993/2024-42 Assunto: Pedido de Impugnação apresentado pela Cerâmica Fortijolo Ltda. contra a decisão do Conselho de Administração da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em sua 1.432ª reunião, referente ao procedimento de desligamento por descumprimento de obrigações. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica - SGM. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior Minutas de voto e ato
13. Processo: 48500.001198/2025-09 Assunto: Pedido de Impugnação apresentado pela PCH Jauru SPE S.A. contra a decisão do Conselho de Administração da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em sua 1.438ª reunião, referente à penalidade por insuficiência de lastro de energia de reserva. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica - SGM. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
14. Processo: 48500.004277/2025-63 Assunto: Pedido de Impugnação apresentado pela Energias de Machadinho I SPE Ltda. – UFV Machadinho SPE I5 contra a decisão do Conselho de Administração da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em sua 1.440ª reunião, referente ao Procedimento de Desligamento por Descumprimento de Obrigação. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica - SGM. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior Minutas de voto e ato
15. Processo: 48500.022631/2026-12 Assunto: Pedido de Efeito Suspensivo referente ao Pedido de Impugnação apresentado pela 2W Comercializadora Varejista de Energia S.A. – Em Recuperação Judicial (2W) contra a decisão da Diretoria da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em sua 22ª reunião de 2026, referente à Penalidade por Insuficiência de Lastro de Energia. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota Minutas de voto e ato
16. Processo: 48500.022964/2026-41 Assunto: Pedido de Efeito Suspensivo referente ao Pedido de Impugnação apresentado pela Veneza Nutrição Animal Ltda. contra a decisão da Diretoria da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em sua 23ª reunião de 2026, referente ao Procedimento de Desligamento por Descumprimento de Obrigação. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior Minutas de voto e ato
17. Processo: 48500.018439/2026-21, 48500.018441/2026-09 Assunto: Pedidos de Medidas Cautelares protocolados pela Cooperativa de Geração de Energia e Desenvolvimento – Coprel com vistas a impedir a produção de efeitos definitivos das decisões contidas no Despacho nº 2.130/2026, emitido pela Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica – SCE e pela Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica – SFT, e no Despacho nº 2.131/2026, emitido pela SCE, até a análise dos Recursos Administrativos interpostos pela Requerente, referentes a excludente de responsabilidade e alteração de cronograma de implantação da Pequena Central Hidrelétrica – PCH Santo Antônio do Jacuí. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior Minutas de voto e ato
18. Processo: 48500.020905/2026-39, 48500.021716/2026-83 Assunto: Pedidos de Medidas Cautelares protocolados pelas empresas Lightsource Flor Geração de Energia Elétrica Ltda., Lightsource Milagres Expansão Geração de Energia Ltda. e Lightsource Brasil Energia Renovável Ltda., com vistas à suspensão, pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, de qualquer ato direcionado à execução das Garantias Financeiras para Solicitação de Acesso – GPAs aportadas pelas Recorrentes, no âmbito da solicitação de acesso de protocolo SGA-SPA-0329/2025 e SGA-SPA-0352/2025, até a análise de mérito do requerimento. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
19. Processo: 48500.019383/2026-22 Assunto: Pedido de Medida Cautelar protocolado pela Mato Grosso Empreendimento Energético Ltda. com vistas à suspensão das cobranças dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão – EUSTs pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS até a análise de mérito do Recurso interposto pela Requerente contra o Despacho nº 2.075/2026, emitido pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica – STD. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato Voto Divergente
20. Processo: 48500.018052/2026-75 Assunto: Pedido de Medida Cautelar protocolado pela Companhia Estadual de Geração de Energia Elétrica – CEEE-G com vistas a impedir a suspensão da operação comercial das unidades geradoras UG01 e UG02 da Usina Hidrelétrica – UHE Canastra até a análise de mérito do requerimento referente às obras de manutenção do empreendimento. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
21. Processo: 48500.021385/2025-09 Assunto: Requerimento Administrativo protocolado pela ISA Energia Brasil S.A. com vistas à anuência prévia para a exploração de atividades atípicas, além daquelas outorgadas pelos Contratos de Concessão de Transmissão de Energia Elétrica nº 59/2001, nº 12/2023, nº 8/2022 e nº 6/2023. Área Responsável: Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado - SFF. Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota Minutas de voto e ato
22. Processo: 48500.001381/2024-15 Assunto: Acompanhamento das determinações constantes do Despacho nº 4.506/2023 no âmbito da Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado – SFF. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
23. Processo: 48500.011699/2026-76 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Tucano Renováveis S.A., das áreas de terra necessárias à implantação da Pequena Central Hidrelétrica – PCH Tucano M1, localizada no município de Itarumã, estado de Goiás. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
24. Processo: 48500.010039/2026-78 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação e servidão administrativa, em favor da Vale do Turvo Hidrelétrica Ltda., das áreas de terra necessárias à implantação da Pequena Central Hidrelétrica – PCH Lixiguana, localizada no município de Muitos Capões, estado do Rio Grande do Sul. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota Minutas de voto e ato
25. Processo: 48500.019861/2026-02 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Companhia Energética de Pernambuco – Neoenergia Pernambuco, das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Tamandaré 2, localizada no município de Tamandaré, estado de Pernambuco. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
26. Processo: 48500.019860/2026-50 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Companhia Energética de Pernambuco – Neoenergia Pernambuco, das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Santa Cruz do Capibaribe 2, localizada no município de Santa Cruz do Capibaribe, estado de Pernambuco. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota Minutas de voto e ato
27. Processo: 48500.001369/2019-43 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da FS Transmissora de Energia Elétrica S.A., das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Feira de Santana III, localizada no município de Feira de Santana, estado da Bahia. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
28. Processo: 48500.022164/2026-21 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Copel Distribuição S.A. – Copel-DIS, das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Porto Rico, localizada no município de Porto Rico, estado do Paraná. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior Minutas de voto e ato
29. Processo: 48500.021242/2026-70 Assunto: Autorização e estabelecimento da parcela da Receita Anual Permitida – RAP referente à implantação de reforços em instalações de transmissão sob responsabilidade da Matrinchã Transmissora de Energia – TP Norte S.A., em decorrência da 4ª emissão do Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica – POTEE 2025. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior Minutas de voto e ato
Para quem está na correria e não conseguiu acompanhar os assuntos da comunidade na semana passada, aqui vai um resumo:
Política e Regulação
- Lula assina quatro decretos que regulamentam a abertura do mercado de energia para baixa tensão, o marco legal do hidrogênio de baixa emissão de carbono, a captura e armazenamento de carbono e o ProBioQAV. https://tinyurl.com/5j83f4e5
- Associações do setor pedem urgência na tramitação do PL 3.716/2026, que retira do gerador a exclusividade de cobrança de custos de baterias. https://tinyurl.com/yv6ymp8d
- Decreto 13.096/2026 regulamenta o marco legal do hidrogênio de baixa emissão de carbono e institui incentivos para a indústria do H2. https://tinyurl.com/47x59b7y
- 1.539 usinas eólicas e solares manifestaram interesse no ressarcimento por cortes de geração, somando cerca de 53 GW de capacidade instalada. https://tinyurl.com/33fpchys
Distribuição
- Aneel rejeita recurso da Enel SP e mantém o processo de caducidade da concessão da distribuidora, em decisão unânime da diretoria. https://tinyurl.com/4vwdf4s7
- Ministro Silveira afirmou que o governo federal acatará a decisão da Aneel sobre a Enel SP, sem alinhamento político no processo. https://shorturl.at/wkw14
*Geração e Operação*
- PMO de agosto revisou a projeção de crescimento da carga de energia para 4,1%, uma redução em relação à previsão anterior de 4,7%. https://shorturl.at/yy1D3
- ONS estima crescimento médio anual de 4,5% para a carga do SIN no período de 2026 a 2030, conforme a 2ª Revisão Quadrimestral. https://shorturl.at/cy1yT
- ONS ampliou em 50% a contratação de recursos de resposta da demanda, totalizando 344 MW de redução de carga para o período entre setembro e dezembro de 2026. https://shorturl.at/FsqLZ
- ONS prepara operação mais conservadora dos reservatórios para o próximo ciclo de controle de cheias, diante de sinais de cenário úmido associado ao El Niño. > https://tinyurl.com/3rdrb92k
ABERTURA DO MERCADO
- Decreto 13.097/2026 estabelece prazos, atribuições e mecanismos para a migração de toda baixa tensão ao ambiente livre. https://tinyurl.com/ym7rk62w
- Regulação da Aneel será decisiva para a atratividade do mercado livre entre consumidores de baixa tensão, com preocupação sobre os prazos para detalhamento das regras até novembro de 2027. https://tinyurl.com/nhcuy9hk
A regulação da Aneel será decisiva para a atratividade do mercado livre entre os consumidores da baixa tensão. Entidades do setor elogiam o decreto do governo com as diretrizes para a abertura, porém, destacam preocupação com os prazos para o detalhamento das regras até novembro do ano que vem.
> Continue a leitura na matéria “Regulação da Aneel será decisiva para abertura do mercado, avaliam executivos”: https://tinyurl.com/nhcuy9hk
> Sobre o mesmo assunto, leia também “Aneel prevê regulamentação do mercado livre apenas em 2027”: https://tinyurl.com/4cxykrew
- DECRETO 13.097/2026 (comercialização)
O conteúdo do decreto 13.097/2026, com as regras para abertura de mercado foi bem recebido pelo setor de comercialização de energia. A publicação trouxe prazos, atribuições e mecanismos necessários para a migração de toda baixa tensão ao ambiente livre. Para a Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia, o decreto avança de forma contundente rumo à abertura do mercado de eletricidade para todos os consumidores.
> Saiba mais em “Comercialização aprova teor do decreto, mas alerta para comunicação e segurança para consumidor”: https://tinyurl.com/ym7rk62w
> Leia também “Governo publica decreto que regulamenta abertura do mercado”: https://tinyurl.com/3xa6yd57
- REGULAMENTAÇÕES PARA HIDROGÊNIO DE BAIXA EMISSÃO DE CARBONO (política)
O Diário Oficial da União desta quinta-feira, 13 de agosto, também trouxe a publicação do decreto 13.096/2026, que trata do hidrogênio de baixa emissão de carbono. O decreto vem dois anos após a publicação do marco legal do H2. Ele regulamenta o marco legal do energético, dispõe sobre a sua Política Nacional, institui incentivos para a indústria do H2 de baixa emissão de carbono e institui o Regime Especial de Incentivos para a Produção de Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono. Além disso, o decreto também regulamenta a lei que institui o Programa de Desenvolvimento do Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono.
> Leia mais na notícia “Decreto traz regulamentações para hidrogênio de baixa emissão de carbono”: https://tinyurl.com/47x59b7y
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