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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.
A indústria do hidrogênio verde está na expectativa de ver os decretos que regulamentam as leis do Marco Legal serem publicados na COP 30. De acordo com a presidente executiva da ABIHV, Fernanda Delgado, os textos já foram encaminhados à Casa Civil e tudo indica que serão publicados durante o evento que acontece mês que vem em Belém (PA). Serão dois decretos, um para cada lei, de 2024. Um dos pontos mais esperados é o justamente o segundo, que trata da distribuição de R$ 18 bilhões de recursos para incentivar a indústria.
> Saiba mais na notícia “Regulamentação do H2 deve ser publicada na COP 30”: https://bit.ly/4q8p6wM
- PERSPECTIVA DOS RESERVATÓRIOS (geração)
Os reservatórios do Sistema Interligado Nacional devem chegar em março de 2026 com armazenamento entre 53,7% e 81,3%. Essa são as visões pessimistas e otimistas de acordo com análise do Operador Nacional do Sistema Elétrico divulgado nessa sexta-feira, 10 de outubro. Enquanto isso, as projeções de afluência estão abaixo da Média de Longo Termo (MLT) no cenário inferior (69% da MLT) e no cenário superior, onde alcança 100% da MLT.
> Continue a leitura na notícia “ONS projeta reservatórios entre 53,7% e 81,3% em março de 2026”: https://bit.ly/42BQPMv
- ENEL SP (distribuição)
A Justiça Federal determinou que a Agência Nacional de Energia Elétrica suspenda o processo de renovação antecipada da concessão da Enel São Paulo até decisão final em processo que pode resultar na caducidade do contrato atual.
Leia mais em “Justiça suspende prorrogação antecipada da concessão da Enel SP”: https://bit.ly/3W2Ds4k
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- OUTRAS NOTÍCIAS DE HOJE
Embaixador admite decepção com atraso em compromissos de redução de emissões: https://bit.ly/4h3ejQo
Correa do Lago citou economias importantes como EU. Governo brasileiro antecipou sua NDC e esperava que demais países apresentassem suas propostas até fevereiro desse ano.
MME prepara planos de aceleração de soluções em energia, mineração e combustíveis: https://bit.ly/4nJX3Ch
Propostas vão abranger sete temas, que serão apresentados nas negociações da COP 30, em Belém.
MME vai criar Secretaria para Eletromobilidade: https://bit.ly/48KxsVt
Estado do Pará deverá ter alívio nas contas com uso de recurso do Uso do Bem Público.
FRAGMENTOS EXTRAÍDOS DO ELECTRA ENERGY/CLIPPING Ed. 20/2025 de 10/10/2025
13/10/2025
- Demanda por minerais estratégicos para geração de energia vai crescer 54% em dez anos, estima EPE
A demanda por minerais estratégicos e críticos pelo setor energético deve crescer nos próximos dez anos, especialmente na geração renovável e nos veículos elétricos, de acordo com a Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Estudos de planejamento da empresa apontam que a capacidade instalada de geração elétrica no país vai crescer 35% até 2034, ao passo que a composição mineral da matriz elétrica deve aumentar 54%. Eólicas e solares são as fontes com maior uso de minerais e devem manter essa composição em 2034.
- Setembro registra expansão de 1,4 GW na matriz elétrica somente com fontes renováveis
Em setembro, entraram em operação 27 novas usinas de geração de energia elétrica no país, somando 1,4 GW, incluindo 17 solares e 08 eólicas. Os dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) também mostram que, no ano, houve uma expansão de 5,9 GW no parque gerador brasileiro, com a inauguração de 97 usinas. Desse total, 12 são termelétricas (2,5 GW), 35 solares (1,7 GW) e 37 eólicas (1,5 GW). Dentre os estados que mais receberam projetos estão Rio de Janeiro, Bahia e Rio Grande do Norte.
- Silveira diz que abertura do mercado livre beneficia classe média
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira (PSD/MG), defendeu que a abertura do mercado livre de energia elétrica vai beneficiar a classe média ao “acabar com o monopólio das distribuidoras” na venda ao consumidor final. Silveira defendeu o avanço no Congresso das discussões da medida provisória 1304/2025, a MP dos Vetos. “Quem comprar energia no mercado livre compra 20% mais barato”, disse.
- Brasil ignora seu maior trunfo energético
O mundo já escolheu sua principal aposta para o armazenamento de energia em larga escala: as usinas hidrelétricas reversíveis (UHRs), responsáveis por mais de 94% de toda a capacidade global de armazenamento. Mas o Brasil, que detém expertise mundial em hidroeletricidade, não conta hoje com nenhuma UHR em operação. Estudos recentes identificaram cerca de 5.500 aproveitamentos viáveis para usinas do tipo no território nacional, muitos dos quais poderiam utilizar reservatórios já existentes. Essa abundância de alternativas reforça o potencial técnico e geográfico do Brasil para liderar globalmente na adoção dessa tecnologia.
- Aneel muda regra para reduzir desconto bilionário a geradores de energia renovável
A Aneel aprovou uma mudança nas regras para a concessão de benefícios tarifários a usinas de geração renovável: apenas empreendimentos de até 300 MW de potência injetada passam a ter direito ao benefício tarifário. A alteração cumpre determinação do Tribunal de Contas da União (TCU). Com a mudança, o órgão regulador passou a adotar nas outorgas o conceito de “complexo de geração”, que considera tanto o compartilhamento de infraestrutura (ponto de conexão com a rede elétrica) pelas usinas quanto uma avaliação societária de seus donos.
- MP 1300 e MP 1304: o impacto das medidas provisórias no setor elétrco
As discussões sobre as mudanças no setor elétrico não se encerram com a aprovação da MP 1300, mas se projetam sobre a 1304, que carrega os pontos de maior impacto para a modernização do setor. Considerando o cenário atual, será necessário um esforço expressivo de articulação entre os atores setoriais para construir consensos relevantes. Sem isso, corre-se o risco de perpetuar o status quo e, pior, de ver o sistema elétrico colapsar diante de uma realidade operacional cada vez mais complexa, marcada pela inserção exponencial de fontes renováveis e pela urgência em modernizar redes físicas e digitais. A avaliação é de Wagner Ferreira, sócio do Caputo, Bastos e Serra Advogados.
- Babilônia e Electra inauguram sistema de carregamento para carros elétricos
O Grupo Electra, referência em soluções inteligentes de energia, e o Babilônia, referência na cena gastronômica de Curitiba, inauguraram um sistema de carregamento de veículos elétricos no estacionamento do restaurante. A iniciativa conecta a preocupação de ambas as empresas com a inovação, a sustentabilidade e a prestação de serviços diferenciados para seus clientes.
- Sem mercado de capacidade, bateria não é viável para reduzir curtailment
Os sistemas de baterias no Brasil se tornarão viáveis principalmente com o empilhamento de receitas e do mercado de capacidade, por meio de leilões. Para Matheus Dias, da Aurora Energy Research, mesmo diante de um contexto de alto curtailment e risco de modulação para energia solar, as baterias ainda não são viáveis no modelo merchant. Estudo da consultoria a pedido da Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia (Absae) demonstrou que a contratação de 1 GW em baterias em um leilão de reserva de capacidade pode gerar uma economia de até R$ 4,6 bilhões em comparação com mesmo volume contratado em usinas termelétricas a gás natural.
- Senado discute se prejuízo do curtailment deve ir para a conta de luz
A discussão sobre os cortes de geração de energia precisa ser feita com cautela e profundidade para evitar que os custos bilionários sejam repassados aos consumidores de energia, que já pagam os subsídios que resultaram no crescimento acelerado da geração. O alerta foi feito em audiência pública sobre o tema na Comissão de Infraestrutura (CI) do Senado. No evento, foram feitas ponderações sobre os motivos dos cortes e tentativas de minimizar o problema, incluindo mudanças nas regras de ressarcimento e possibilidade de dividir o custo com a MMGD.
- Produção de energia limpa é atrativo para empresas investirem no Brasil
A energia renovável é um grande valor agregado para empresas que querem entrar no Brasil, segundo Thomas Kwan, vice-presidente do Instituto de Pesquisas de Sustentabilidade da Schneider Electric. “Isso é uma espécie de ímã”, afirmou. Mas ainda existe um gargalo para distribuição de energia limpa, devido ao fato de que há muitos parques geradores eólicos e solares no Nordeste do Brasil, enquanto o consumo de energia elétrica se concentra na região Sudeste e o sistema de transmissão não atende toda a oferta.
- Companhia oferece energia limpa para empresas e residências
O objetivo do Grupo Electra é transformar energia em oportunidades, por meio da oferta de soluções inteligentes para que empresas e pessoas tenham acesso à energia de forma limpa, acessível e estratégica. “Estruturados em diferentes segmentos de mercado, nos posicionamos como uma companhia de soluções completas no setor, unindo economia, sustentabilidade e inovação”, disse o presidente do Grupo, Claudio F. Alves. A Electra Comercializadora, especializada no atendimento de consumidores de média e alta tensão, é a espinha dorsal do grupo. Somadas a ela, estão Electra Illian (painéis solares fotovoltaicos), Electra Hydra (responsável por 24 pequenas centrais hidrelétricas) e Electra Wind (projetos eólicos), além da Electra Soluções, que atua em infraestrutura energética.
Fonte: ELECTRA ENERGY/CLIPPING Ed. 20/2025 de 10/10/2025
Para quem está na correria e não conseguiu acompanhar os assuntos dessa semana, aqui vai um resumo:
Curtailment
- Os cortes de geração renovável atingiram 6.640 MW médios em setembro, um recorde histórico segundo dados atualizados da Volt Robotics, superando agosto em 14%. https://bit.ly/3IwFlTJ
- Principais motivos do curtailment no ano:
45% devido à falta de demanda (Razão Energética).
40% por questões de confiabilidade elétrica.
15% por razões externas.
https://bit.ly/4o9paL6
MP 1304
- Transmissoras propõem ampliar prazos de concessão de 30 para 40 anos na MP 1304, alegando que o tempo atual é insuficiente para amortizar investimentos. https://bit.ly/4nCx4N7
- Aneel alerta para riscos de emendas que podem agravar o excesso de energia e cortes de geração. https://bit.ly/48gSV87
- Senador Eduardo Braga (MDB-AM) sugere 2 semanas para votação da MP, que está próxima do fim da vigência. https://bit.ly/4nKrIQ5
Empresas e Negócios
- J&F iniciou processo de compra da Roraima Energia (Oliveira Energia) e de UTEs, aguardando aprovação do Cade e Aneel. https://bit.ly/4oaPDrL
- Light planeja participar do Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) com projeto hidrelétrico de 160 MW no RJ. https://bit.ly/42zhQ34
- Lote 3 do Leilão de Sistemas Isolados tem recursos de empresas contra a vitória do Consórcio IFX You.On. https://bit.ly/47cbgC5
- Equatorial Goiás multada em R$ 15 milhões por uso indevido de dados comerciais. https://bit.ly/4nLbrKM
Crescimento da Matriz Elétrica
- 1,4 GW adicionados em setembro, todos de fontes renováveis:
17 usinas solares (934,72 MW)
8 eólicas (391,5 MW)
1 hidrelétrica (50 MW) e 1 PCH (24 MW)
https://bit.ly/4h8XNhY
Regulação e Operação
- ONS garante atendimento energético até março de 2026, com reservatórios dentro do esperado. https://bit.ly/4q9A2dU
- Aneel estabelece novas regras para evitar fracionamento de usinas em busca de descontos nas tarifas TUST e TUSD. https://bit.ly/48SLEeM
Outros
- PSR alerta para a necessidade do Brasil precisa ficar atento com a questão da política tarifária devido à atração de grandes consumidores (mineração, data centers). https://bit.ly/47aWWtE
O Operador Nacional do Sistema Elétrico apresentou na última quarta-feira, 8 de outubro, projeções indicando que o atendimento energético está garantido até março de 2026. Os reservatórios das hidrelétricas, de acordo com o ONS, tiveram evolução dentro do esperado durante o período seco. A avaliação foi feita na reunião mensal do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico.
> Continue a leitura na matéria “Atendimento energético está garantido até março de 2026, diz ONS": https://bit.ly/4q9A2dU
- MULTA POR USO INDEVIDO DE DADOS (distribuição)
A Equatorial Goiás levou uma multa de R$ 15 milhões pelo uso indevido de informações. Conforme o processo, a sanção decorre de ação fiscalizatória da Aneel motivada por uma denúncia. Segundo a agência, a denúncia apontava práticas atentatórias à livre concorrência envolvendo a comercializadora pertencente ao mesmo grupo empresarial.
> Leia mais em “Equatorial Goiás leva multa de R$ 15 mi por uso indevido de dados”: https://bit.ly/4nLbrKM
- CRESCIMENTO DA MATRIZ ELÉTRICA (geração)
O crescimento da oferta de energia elétrica no Brasil em setembro foi de 1.400,21 MW. De acordo com a Agência Nacional de Energia Elétrica, todas as 27 usinas que entraram em operação comercialmente no mês são renováveis: 17 UFVs (934,72 MW), oito EOLs (391,5 MW), uma UHE (50 MW) e uma PCH (24 MW). Em agosto, a expansão ficou em 310 MW.
> Saiba mais na notícia “Aneel: matriz elétrica cresceu 1,4 GW em setembro”: https://bit.ly/4h8XNhY
WhatsApp Bruno - https://api.whatsapp.com/send/?phone=5511932738511
- OUTRAS NOTÍCIAS DE HOJE
Light pronta para a renovação da concessão: https://bit.ly/4q5y3qC
Distribuidora alega estar melhorando o serviço e deve anunciar grande plano de investimentos após renovação.
Eletrobras conclui venda de última térmica: https://bit.ly/48kuo1Z
Alienação da UTE Santa Cruz representou um montante de R$ 703,5 milhões aos cofres da empresa.
Governo publica Lei 15.235, que institui Luz do Povo: https://bit.ly/43d5I7Y
Famílias de baixa renda com consumo mensal de até 120 KWh terão isenção no pagamento das cotas de CDE e classe rural também contará com descontos especiais. Nova legislação muda três leis e revoga dispositivos de outras duas normativas.”
PAUTA DO 2º CIRCUITO DELIBERATIVO PÚBLICO ORDINÁRIO DA DIRETORIA DE 2025.
10/10/2025
14/10/2025
RELAÇÃO DOS ASSUNTOS RELATIVOS AOS AGENTES DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO.
1. Processo: 48500.003979/2025-20 Assunto: Reajuste Tarifário Anual da Neoenergia Distribuição Brasília S.A. – NDB, a vigorar a partir de 22 de outubro de 2025. Área Responsável: Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica - STR.
Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
2. Processo: 48500.003985/2025-87 Assunto: Reajuste Tarifário Anual da EDP São Paulo Distribuição de Energia S.A. – EDP SP, a vigorar a partir de 23 de outubro de 2025. Área Responsável: Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica - STR.
3. Processo: 48500.000100/2024-15 Assunto: Avaliação da proposta de alteração do Estatuto Social da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em decorrência do Decreto nº 11.835/2023. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica - SGM.
Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili
Diretor Pedido Vista: Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
4. Processo: 48500.023397/2025-60 Assunto: Proposta de abertura de Consulta Pública com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da proposta para as Regras de Comercialização de Energia Elétrica, versão 2026. 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
5. Processo: 48500.023833/2025-09 Assunto: Adequação do Submódulo 5.6 “Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e Eficiência Energética – EE” dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET aos percentuais de aplicação e prazos dos investimentos em pesquisa e desenvolvimento e em eficiência energética estabelecidos nas Leis nº 14.514/2022 e nº 15.103/2025. Área Responsável: Superintendência de Inovação e Transição Energética - STE.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
6. Processo: 48500.006150/2018-50 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Ampla Energia e Serviços S.A. (Enel Distribuição Rio – Enel RJ) em face do Despacho nº 1.860/2024, emitido pela Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado – SFF, que negou pedido de anuência prévia para celebração dos contratos de refinanciamento de mútuos entre a Enel RJ, na condição de mutuária, e suas partes relacionadas, Enel Brasil S.A., Enel Finance International N.V., Enel CIEN S.A. e Enel Trading Brasil S.A., na condição de mutuantes. Área Responsável: Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado - SFF, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
7. Processo: 48500.000183/2019-77, 48500.001452/2021-37, 48500.001632/2024-61 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela ISA Energia Brasil S.A. em face do Despacho nº 620/2025, emitido pela Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica – SCE, que autorizou a implantação de Reforços de Grande Porte na Linha de Transmissão Euclides da Cunha – Mococa, e respectivos reforços de pequeno porte na Subestação Euclides da Cunha, sob concessão da Recorrente, conforme Contrato de Concessão nº 59/2001, estabelecendo 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.
8. Processo: 48500.008863/2025-87, 48500.008866/2025-11, 48500.008867/2025-65 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela ISA Energia Brasil S.A. em face do Despacho nº 1.176/2025, emitido pela emitido pela Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica – SCE, que autorizou a implantação de reforços nas Subestações Cabreúva, Mogi Guaçu I e Água Vermelha, todas sob concessão da Recorrente, conforme Contrato de Concessão nº 59/2001, estabelecendo 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.
9. Processo: 48500.017139/2025-44 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela MEZ 5 Energia S.A. em face do Despacho nº 2.294/2025, emitido pela Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica – SFT, que tratou da solicitação de emissão de Termo de Liberação Definitivo – TLD para instalações associadas à construção das Subestações Charqueadas 3 e Porto Alegre 4. Área Responsável: Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica - SFT, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
10. Processo: 48500.000120/2024-88 Assunto: Recursos Administrativos interpostos pelo Município de Tamboril, estado do Ceará, e pela Enel Distribuição Ceará – Enel CE em face de decisão emitida pela Agência Reguladora do Estado do Ceará – ARCE, referente ao levantamento de pontos de iluminação pública. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
11. Processo: 48500.003286/2024-56 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Algodoeira Lopes Ltda. em face de decisão emitida pela Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo – ARSESP, referente à devolução de valores faturados incorretamente pela Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL Paulista. 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
12. Processo: 48500.001436/2024-97 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela EDP São Paulo Distribuição de Energia S.A. em face da decisão da Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de São Paulo – ARSESP, referente à cobrança de diferença de consumo por procedimento irregular em unidade consumidora sob a titularidade da Sra. Katia Regina Tavares. 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
13. Processo: 48500.005542/2023-69 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela Interligação Elétrica Evrecy S.A. em face da Resolução Autorizativa nº 15.511/2024, que autorizou a implantação de melhorias em instalação de transmissão concedida à Recorrente, por meio do Contrato de Concessão nº 1/2020, e estabeleceu as parcelas de Receita Anual Permitida – RAP e o cronograma para a entrada em operação comercial dos reforços autorizados. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
14. Processo: 48500.006736/2022-09 Assunto: Requerimento Administrativo protocolado pela Companhia Energética de São Paulo – CESP com vistas à indenização de bens reversíveis ainda não amortizados ou depreciados das Usinas Hidrelétricas – UHEs Jupiá, Ilha Solteira, Jaguari e Paraibuna. Área Responsável: Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado - SFF.
Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
15. Processo: 48500.005057/2019-17 Assunto: Aplicação de penalidade de multa editalícia e de suspensão temporária do direito de participar em licitações, em desfavor da Brasil Biofuels S.A. – BFF, em razão do descumprimento do cronograma de implantação da Usina Termelétrica – UTE Hibrido Forte de São Joaquim Área Responsável: Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica - SFT.
Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
16. Processo: 48100.000129/1993-44 Assunto: Prorrogação do prazo da outorga de concessão para exploração da Usina Hidrelétrica – UHE Guilman-Amorim, outorgada à ArcelorMittal Brasil S.A. e à Samarco Mineração S.A., localizada nos municípios de Nova Era e Antônio Dias, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
17. Processo: 48500.029941/2025-87 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da EDP Espírito Santo Distribuição de Energia S.A. – EDP ES, das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Santa Mônica, localizada no município de Guarapari, estado do Espírito Santo. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
18. Processo: 48500.029944/2025-11 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação e instituição de servidão administrativa, em favor da EDP Espírito Santo Distribuição de Energia S.A. – EDP ES, das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Pontal do Ipiranga e da sua estrada de acesso, localizadas no município de Linhares, estado do Espírito Santo. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
19. Processo: 48500.029827/2025-57 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da UFV Riacho Geração de Energia Elétrica S.A., das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Seccionadora Buritizeiro 6, localizada no município de Buritizeiro, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
20. Processo: 48500.028222/2025-49 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A. – Cemig-D, das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Abadia dos Dourados 3 – UHE Emborcação, que interligará a Subestação Abadia dos Dourados 3 à Linha de Distribuição UHE Emborcação – Coromandel, localizada no município de Abadia dos Dourados, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
21. Processo: 48500.026671/2025-52 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Enel Distribuição Ceará – Enel CE, das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Pici – Jurema, CII, que interligará a Linha de Distribuição Pici – Unitextil à Subestação Jurema, localizada nos municípios de Caucaia e Fortaleza, estado do Ceará. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
22. Processo: 48500.004026/2024-06 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 15.731/2025, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Graça Aranha Silvânia Transmissora de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à implantação do eletrodo de terra Silvânia, localizada nos municípios de Unaí e Paracatu, estado de Minas Gerais; Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
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.
Auditoria Externa
Nossa auditoria externa combina metodologia global, análise estratégica, expertise no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (MCSE) e foco em normas regulatórias. Oferecemos serviços especializados para geração, transmissão, distribuição e comercialização, com abordagem proativa e relatórios precisos, assegurando qualidade e satisfação aos nossos clientes.
Auditoria Interna
Nossa auditoria interna integra governança e inovação com soluções como outsourcing, criação de comitês e avaliação de riscos. Planejamos e executamos auditorias estratégicas alinhadas ao negócio, utilizando análise de dados e indicadores de desempenho. Reavaliamos estratégias continuamente, garantindo eficiência, valor e melhoria nos processos organizacionais.
Controle Patrimonial
Oferecemos soluções completas em controle patrimonial com inventários, laudos de avaliação, unitização de ativos e gestão de estoques. Nossa equipe multidisciplinar une expertise técnica, contábil e regulatória para atender concessionárias e permissionárias do Setor Elétrico, garantindo precisão, padronização e suporte estratégico em obras e fiscalizações.
Revisão de Processos
Nossa revisão de processos integra confiabilidade, eficiência e melhoria contínua. Abrangemos governança, gestão de riscos e compliance em todos os níveis, com respostas ágeis e custo-efetivo. Atualizamos normas, diagnosticamos falhas e aplicamos as melhores práticas, garantindo controles internos robustos e alinhados às necessidades estratégicas do negócio.
Gestão de Riscos e Controles Internos
Nossa gestão de riscos e controles internos utiliza metodologia COSO-ERM e profissionais certificados para consolidar a baseline de riscos e garantir conformidade com legislações como Sarbanes-Oxley. Atuamos com governança integrada, alinhando estratégias, processos e tecnologia para identificar, avaliar e gerenciar riscos de forma eficiente, promovendo segurança e desempenho organizacional.
Compliance
O processo de Recuperação Judicial é um meio legal para preservação de empresas que, comprovadamente, cumprirem com os requisitos legais, de forma a manter sua função social, estimular a atividade econômica e garantir o pagamento de credores.
Gestão de Contratos
Nossa gestão de contratos abrange diagnóstico completo, avaliação de riscos e identificação de melhorias. Com inventário detalhado, análise de processos e matriz de critérios, aprimoramos controles internos, normas e procedimentos. Utilizamos tecnologia para monitoramento, garantindo eficiência, compliance e suporte estratégico em contratos existentes e futuros.
Centro de Serviços Compartilhados
Nosso Centro de Serviços Compartilhados (CSC) integra equipes, analisa custos e identifica gargalos para propor soluções eficientes. Desenvolvemos planos de centralização personalizados, com cenários estratégicos e cronogramas detalhados. Garantimos execução ágil, acompanhamento contínuo e suporte completo, otimizando serviços e promovendo eficiência operacional.
Revisão Tarifária Periódica – RTP e Base de Remuneração Regulatória – BRR
Com expertise em Revisão Tarifária Periódica (RTP) e Base de Remuneração Regulatória (BRR), oferecemos diagnósticos precisos, mapeamento de riscos e assessoria técnica para validação e ajustes. Atuamos na adequação ao MCPSE e PRORET, suporte em fiscalizações, projeções tarifárias e avaliações patrimoniais, garantindo eficiência, compliance e maximização de retornos para nossos clientes.
CVA e Itens Financeiros / DCF
Gestão e auditoria de itens financeiros e tarifários no setor elétrico, incluindo CVA, DCF, CDE, CCC, PROINFA, encargos setoriais e tarifas de Itaipu e rede básica. Abrange descasamentos tarifários, penalidades, compensações, garantias financeiras, recalculo tarifário e suprimento, promovendo neutralidade e conformidade regulatória.
Auditoria e Assessoria para Obras de Geração, Transmissão e Distribuição
Auditoria e consultoria para obras de geração, transmissão e distribuição no setor elétrico, com equipe multidisciplinar. Atuamos no controle físico-financeiro, gerenciamento de riscos, verificação de requisitos, licenciamento ambiental, segurança, e atendimento legal. Presença em projetos de usinas, linhas e subestações, garantindo eficiência e conformidade.
Programas de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação – PDI e Eficiência Energética – PEE
Auditoria e suporte em PDI e PEE, incluindo análise de contratos, notas fiscais, registros contábeis e limites de gastos. Atuação regulatória com revisão de dados enviados à ANEEL, controle financeiro, verificação de saldos e otimização de processos. Foco no cumprimento de obrigações, diagnósticos, indicadores e acompanhamento técnico, contábil e financeiro.
Assessoria especializada na preparação, revisão e auditoria de relatórios socioambientais, alinhados ao padrão GRI e exigências da ANEEL. Experiência com empresas do setor elétrico e suporte na implementação de controles internos, garantindo conformidade e dados completos para sustentabilidade e relato integrado.
Auditoria do Programa Luz Para Todos – PLPT e Programa Mais Luz para a Amazônia - PMLA
Auditoria independente dos Programas Luz Para Todos e Mais Luz para a Amazônia, com foco em conformidade aos manuais de operacionalização. Inclui análise de planilhas, contratos, notas fiscais e registros contábeis, revisão de processos e controle financeiro, garantindo transparência no repasse e aplicação de recursos e na execução de projetos técnicos.
Sistema de Inteligência Analítica do Setor Elétrico - SIASE
Apoio completo para garantir a integridade das informações no SIASE, com validação de dados conforme o Submódulo 10.6 do PRORET, verificação de consistência de descontos tarifários e alinhamento com normativos. Implementação de monitoramento contínuo e geração de relatórios para identificar e corrigir inconsistências de forma proativa.
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