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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

COMPENSATION FOR GENERATION CUT (generation)

6/12/2024

“The Fifth Panel of the Federal Regional Court of the 1st Region granted an injunction determining that the National Electric Energy Agency guarantees full compensation to wind and solar generators affected by generation cuts in all constrained off events that occurred after the court ruling. The decision partially addresses the complaint filed by Abeeólica and Absolar, associations that represent these entrepreneurs.

> Continue reading “TRF1 determines compensation for power cuts at solar wind power plants”: https://bit.ly/4ggyrxz

Source: Canal Energia

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MANAGEMENT OF OPERATIONAL AND REGULATORY RISKS IN WEATHER CONTINGENCIES IN THE ELECTRICITY SECTOR

5/12/2024

By: Caio Cezar Neiva Huais

Publication: O Setor Elétrico Magazine — Issue of 05/12/2024


“Climate change has become one of the biggest global concerns, impacting various sectors of the economy.

The electricity sector, a fundamental segment for the development and maintenance of modern infrastructure and vital for the economic and social development of a country, has been facing increasing challenges due to climate change. Situations such as storms, floods, and droughts not only impact the operation of companies in the sector, but also bring up regulatory and compliance issues.

Climate change can generate a series of operational risks for energy companies, which must manage risks in situations such as:

-Physical risks: damage to infrastructure, interruption in energy supply, and increased demand during extreme weather events;

— Compliance risks: changes in regulations aimed at mitigating climate impacts, requiring adaptations in company operations; and

-Reputational risks: social pressure increases on companies to adopt sustainable practices and prepare for weather events.

To address these challenges, electric sector companies must implement a robust risk management framework that includes: risk identification; assessment and prioritization; development of contingency and mitigation plans; regulatory compliance and ongoing monitoring; and communication.

Risk identification— The first step is identifying operational and regulatory risks. This can be done by:

Scenario analysis: simulations of different weather events and their impacts on the operation, this includes storms, floods, and fires;

Asset mapping: identification of vulnerable infrastructure and its location in disaster-prone areas. (This column already included an approach to operational risk, a tool that measures vulnerability, impact, and risk of assets in operation).

After identification, it is crucial to assess the likelihood and impact of each risk, prioritizing those that may cause the greatest harm to the operation and regulatory compliance. Then, mitigation plans must be drawn up for each identified risk, encompassing actions such as:

— Investments in resilient infrastructure: strengthening electrical networks and protecting substations.

Training and empowerment: prepare teams to respond quickly to emergencies.

Strategic partnerships: collaborate with government agencies and NGOs to develop prevention and response initiatives.

Regulatory compliance — Companies must be aware of regulatory changes that may arise in response to weather events. This includes topics such as environmental regulations, which are requirements for the reduction of greenhouse gas emissions and the use of renewable energy. Safety regulations must also be observed, with guidelines to ensure safe operation during extreme events.

A continuous monitoring system is essential to ensure that companies comply with regulations and can adapt quickly to new requirements. In addition, effective communication is essential during crisis management. Companies must maintain an open line of communication with their stakeholders, clients, investors, and regulatory bodies, who must be informed about risks and actions taken. If there is damage, companies must engage with affected communities, ensuring a coordinated and effective response.

Therefore, managing operational and regulatory risks in the electricity sector, especially in the face of weather contingencies, is a complex but vital task. Companies that take a proactive approach to identifying, evaluating, and mitigating these risks will be better positioned to face future challenges and contribute to a more sustainable and resilient electricity sector. Investments in infrastructure, training and communication are fundamental to guarantee not only the continuity of services, but also the protection of the environment and the communities involved.

About the author:

Caio Huais is an industrial engineer, specializing in Electrical Engineering and Automation with
MBA in maintenance engineering and business management. It currently holds the position of
corporate maintenance manager at Grupo Equatorial, responsible for the performance of
High Voltage from 7 dealerships in Brazil.

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OTHER INFORMATION FOR TODAY

5/12/2024

- EDP wants to increase its distribution presence in Brazil: https://bit.ly/3OH21Qv

“The company has R$ 12 billion to invest in SP, ES and the transmission segment in 5 years. Expansion must follow the rule of limiting the country to 20% of global EBITDA”.

- Prumo's new UTE may participate in the next capacity auction: https://bit.ly/3OG6bYY

“The project is under construction and is considered a competitive project for auction.”

- The skyrocketing energy price and the risks for the free market: https://bit.ly/49lXZqa

“The presence of a Central Counterparty may also attract new agents, such as investment funds and banks, which, due to commandments and regulations, operate only in markets with CCPs.”

Source: Canal Energia

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LOAD ON THE SIN (generation)

5/12/2024

“The Electric Energy Trading Chamber, the National Electric System Operator and the Energy Research Company released last Tuesday, December 3, the Load Forecasts for the Annual Planning of the Energy Operation 2025-2029. The forecast is for an average annual expansion of 3.3% of the load of the National Interconnected System SIN in the period.

> Continue reading the news article “The load on the SIN is expected to increase by an average of 3.3% between 2025 and 2029”: https://bit.ly/4ggEBx5”

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ANEEL POSTPONES DECISION ON CONTRIBUTIONS FROM DISTRIBUTORS (distribution)

5/12/2024

“Ricardo Tili, director of the National Electric Energy Agency, requested a review of the process that considered a request filed by the Brazilian Association of Energy Distributors with a view to suspending the application of the contract clauses relating to the assessment of efficiency criteria in relation to the economic and financial management of distributors. The application of the clauses would require the concessions to execute billion-dollar investments totaling more than R$ 10 billion. At the meeting, Tili said she wanted to reanalyze the new arguments presented.

> Learn more in the article “Aneel once again postpones decision on billion-dollar investments in distributors”: https://bit.ly/3BfJpny

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ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica

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