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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.
O senador Eduardo Braga (MDB-AM) afirmou nesta quarta-feira, 8 de outubro, que pretende dar até duas semanas de prazo para que a Medida Provisória 1304 possa ser discutida e votada nos plenários da Câmara e do Senado. A ideia é estabelecer um “cronograma de trás para frente”, para que os trabalhos da comissão mista possam avançar, sem comprometer o debate nas duas casas. A MP 1304 tem 30 dias restantes de vigência, contados a partir de hoje.
> Continue a leitura na matéria “MP 1304: Braga defende até duas semanas para discussão na Câmara e Senado”: https://bit.ly/4nKrIQ5
- ISA ENERGIA DEVERÁ PARTICIPAR DE AQUISIÇÕES (negócios e empresas)
A Isa Energia Brasil se coloca em uma posição de operadora de ativos. Nesse sentido, avalia que é natural participar de processos de M&A como compradora de projetos ao invés de estar na ponta de venda de empreendimentos. Contudo, a previsão para os próximos anos é de que a companhia mantenha a seletividade na escolha dos projetos, sejam eles greenfield ou já operacionais.
>Saiba mais em “Isa Energia se coloca como compradora de ativos”: https://bit.ly/3KFyqs0
- LIGHT VAI AO LRCAP (expansão)
O presidente da Light, Alexandre Nogueira, revelou que a empresa deve participar do leilão de reserva da capacidade com um projeto hídrico. O leilão, que deveria ser realizado este ano, vem sendo sucessivamente adiado por conta de problemas no edital. A estimativa é que após a consulta pública instaurada esse ano, o LRCAP seja realizado em 2026. A disputa será com um projeto de 160 MW no complexo de Lajes no Rio de Janeiro. O executivo se mostro confiante com o projeto.
> Leia mais na notícia “Light vai ao LRCAP com projeto hídrico”: https://bit.ly/42zhQ34
WhatsApp Bruno - https://api.whatsapp.com/send/?phone=5511932738511
- OUTRAS NOTÍCIAS DE HOJE
RAP de novos projetos substituirão RBSE pós 2028 na Isa Energia: https://bit.ly/48RUXf1
Valor das receitas que serão obtidas com projetos em construção pela empresa é calculado em R$ 1,1bi quando entrarem em operação, um patamar próximo da indenização pela renovação antecipada.
Isa Energia vê potencial de ampliar base de ativos na concessão paulista: https://bit.ly/4ob7PkY
Empresa calcula que há R$ 17,7 bilhões em ativos totalmente depreciados, mas nem todos precisam ser trocados ou demandam reforços, perspectiva é aportes que somam R$ 1.5 bi ao ano.
Lula sanciona lei da Tarifa Social, resultante da MP 1300: https://bit.ly/4q1rDJj
Legislação estabelece a gratuidade da tarifa para o consumo mensal até 80 KWh de famílias de famílias de baixa renda.”
FRAGMENTOS EXTRAÍDOS DA REVISTA O SETOR ELÉTRICO – Edição 214 de 08/10/2025
8/10/2025
- O Curtailment e a segurança do sistema
Edmilson Freitas edmilson@atitudeeditorial.com.br
A confiabilidade do sistema elétrico depende de um equilíbrio delicado entre geração, transmissão, distribuição e consumo. Com a entrada maciça das renováveis, esse equilíbrio se tornou mais complexo. O curtailment, ou seja, a redução ou o desligamento forçado da geração renovável devido a limitações na rede ou à falta de equilíbrio entre oferta e demanda. Esse fenômeno, do qual já tratei anteriormente aqui, está diretamente ligado à segurança do sistema elétrico, conceito que envolve a capacidade de manter a estabilidade e a confiabilidade do fornecimento mesmo diante de oscilações e imprevistos.
Em períodos de alta geração renovável e baixa demanda, os operadores precisam limitar a injeção de energia para evitar sobrecargas ou instabilidades. Embora, tecnicamente necessário, o curtailment traz impactos econômicos, desperdiça energia limpa e pode comprometer a segurança operacional a longo prazo, especialmente se a rede não evoluir na mesma velocidade que a expansão da geração.
Com a expansão das renováveis em regiões de alto potencial, como o Nordeste, a oferta de energia cresce em ritmo mais acelerado que a capacidade de transmissão e a demanda local. Diante disso, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) precisa intervir para evitar sobrecargas, desequilíbrios de frequência e risco de blecautes, determinando cortes na geração. Esse processo, por sua vez, impacta contratos de compra e venda de energia, causa perdas financeiras às geradoras e levanta questionamentos sobre a previsibilidade e a equidade das decisões operacionais.
A complexidade aumenta porque a intermitência das renováveis exige uma operação mais dinâmica e sofisticada. Diferente das hidrelétricas e térmicas, fontes solares e eólicas têm produção variável, demandando do ONS um planejamento de despacho cada vez mais integrado a sistemas de previsão climática, modelos de simulação e ferramentas digitais capazes de antecipar cenários críticos e minimizar cortes desnecessários.
Ao mesmo tempo em que o ONS atua para evitar sobrecargas e quedas de frequência, precisa manter reserva operativa e capacidade de resposta rápida para contingências. Isso requer coordenação fina entre agentes de geração, transmissão e distribuição.
Para aumentar a confiabilidade e reduzir o curtailment, soluções vêm sendo debatidas e implementadas em diversos países. Entre elas, destacam-se:
- Armazenamento de energia, que permite guardar a produção excedente para uso posterior, ajudando a equilibrar o sistema;
- Expansão e modernização da transmissão, eliminando gargalos que limitam o escoamento da energia gerada;
- Redes inteligentes e digitalização, que possibilitam uma operação mais dinâmica e previsível;
- Mecanismos de mercado para flexibilidade, que remuneram recursos capazes de estabilizar a rede em momentos críticos.
Capazes de absorver a produção excedente e liberá-la em horários de maior demanda, os sistemas de armazenamento de energia, sem dúvida, devem figurar como a alternativa mais eficiente e viável para redução dos impactos do curtailment. Além disso, a criação de mercados de capacidade e flexibilidade surge como alternativa para valorizar ativos que garantam estabilidade ao sistema. No Brasil, onde o potencial renovável cresce de forma acelerada, a segurança do sistema dependerá cada vez mais da capacidade de integrar planejamento energético, inovação tecnológica e políticas públicas. Se bem conduzido, esse movimento pode transformar o desafio do curtailment em uma oportunidade para tornar o setor elétrico mais resiliente, sustentável e preparado para as metas de descarbonização. Reduzir o curtailment e aumentar a confiabilidade do sistema não é apenas uma questão técnica, mas estratégica. Envolve garantir energia limpa, acessível e estável para sustentar o crescimento econômico e os compromissos ambientais. O desafio está posto — e a resposta dependerá da capacidade de alinhar políticas públicas, investimentos e tecnologia para construir um setor elétrico mais resiliente e eficiente.
Edmilson Freitas
- Atualização regulatória é urgente para modernizar a rede elétrica brasileira
Antonio Carlos Barbosa Martins é diretor técnico do CIGRE-Brasil
A morosidade na manutenção, expansão e acesso à infraestrutura de transmissão e das redes de distribuição, especialmente frente à crescente demanda por fontes renováveis para data centers e veículos elétricos, impacta na instabilidade do fornecimento e no preço alto da energia para o consumidor final. A atualização regulatória se faz urgente para adaptações à era digital e sustentável por um futuro com mais desenvolvimento econômico, ambiental e social no Brasil. Nos anos 90, o setor elétrico brasileiro contou com um grande programa de privatizações e a segmentação entre geração, transmissão (ativos de tensão maior ou igual a 230kv) e distribuição (com tensões menores), de maneira a acomodar o crescimento da carga com base em investidores. Para transmissão, o governo federal adotou a entrada de novos investidores privados na expansão da rede. Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), quase 80 mil quilômetros de novas linhas foram envolvidos em concessão pública de 30 anos, por leilões que excederam US$ 50 bilhões em investimentos. Essas concessões estão prestes a vencer e o modelo regulatório atual — estruturado em tetos de receita — não acompanha as exigências de manutenção e modernização da rede. O contexto de transmissão tem procedimentos para reforçar, reformar ou substituir ativos na concessão. O regulador deve aprovar quase todos os projetos de serviços públicos na rede. Do contrário, o serviço público deve ser impedido de incorporar os custos de investimento na base de ativos para repassar como tarifas aos usuários finais. A aprovação prévia é do regulador, que vem postergando decisões. Logo, uma série de projetos estão acumulados. Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), cerca de 100 mil equipamentos teriam a “vida útil regulatória” ultrapassada até 2022, exigindo US$ 6 bilhões para “intervenções indicadas”. Isso, apesar de norma específica da ANEEL prever melhorias para substituição de equipamentos de transmissão com vida útil esgotada. Para “Melhorias de Grande Porte”, há uma seção específica do plano de expansão com visão de 5 anos à frente, avaliado e produzido pelo ONS. Quando o projeto é incluído no rol de consolidação do Ministério de Minas e Energia, se faz necessária a prévia fixação de receita por resolução específica da ANEEL. Para as “Melhorias de Pequeno Porte”, elaboradas pelo ONS, a receita adicional correspondente é estabelecida na Receita Anual Permitida (RAP), após a entrada em operação comercial. O regulador define como “melhoria” iniciativas para manter o serviço e “reforços” às frentes para aumentar capacidade, confiabilidade e substituição, devido ao fim da vida útil ou para conexão de usuários. No entanto, o que as concessionárias entendem por vida útil do ativo, que consideram aspectos físicos, econômicos e regulatórios, não batem com a regulação. Logo, fica difícil a aprovação para investimento na rede. Estima-se que cerca de 22% seja a parcela média de ativos totalmente depreciados em serviço, em relação à toda a base, atualmente. Isso expõe as concessionárias a riscos, como penalidades por indisponibilidade de fornecimento de energia, sem uma remuneração adequada. Em função do regramento atual, é provável que um grande conjunto de ativos atinja a vida útil física sem suporte regulatório para mantê-lo funcionando. O modelo de reinvestimento na rede é omisso, pois não considera indicadores de mercado. Ele é confuso, por não reconhecer o potencial esforço de extensão da vida útil de equipamentos e criar “dependência” do ONS e da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). As conclusões e propostas são parte do estudo técnico recém divulgado pela Academia Nacional de Engenharia (ANE) e o CIGRE Brasil. O documento traz insights para a promoção da resiliência da rede elétrica, diante da expansão da geração distribuída, e estímulos à transição energética em linha com a sustentabilidade e incorporação de tecnologias digitais. A modernização da transmissão exige um regime especial, acerca dos planos de investimentos, para acelerar avanços e apoiar a expansão e o acesso às redes. Assim, o regulador pode progredir de forma mais racional quanto à remuneração dos ativos, ponderando corretamente OPEX e CAPEX da rede existente. Caso contrário, a eficiência e a segurança do sistema seguirão em risco.
- A batalha contra os “gatos”: do prejuízo bilionário à nova lei que endurece punições
Abradee reafirma compromisso do segmento de distribuição com o combate ao crime e pede colaboração da sociedade e das autoridades
O furto de energia elétrica, popularmente conhecido como “gato”, é um desafio para o setor elétrico brasileiro. Segundo o estudo “Furto de energia – perdas não técnicas”, da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), apenas em 2024, o problema custou mais de R$ 10,3 bilhões em perdas reais — um volume de energia equivalente à geração de duas usinas hidrelétricas de Santo Antônio. A prática se concentra principalmente no mercado de baixa tensão, e a Região Norte responde por quase 50% dessas perdas, seguida pelo Sudeste (15%), Nordeste (12%), Sul (8%) e Centro-Oeste (7%). Para além do impacto econômico, os “gatos” colocam em risco a estabilidade da rede e a vida da população: em 2024, foram 45 mortes e 69 feridos em acidentes envolvendo ligações clandestinas e roubos de equipamentos.
ESTRATÉGIAS DE COMBATE
A Abradee vem intensificando sua atuação por meio da Campanha Nacional de Segurança, que alerta a população sobre os riscos e incentiva denúncias de irregularidades. Além disso, as distribuidoras têm investido em medidores mais resistentes e em sistemas de inteligência artificial para identificar fraudes sofisticadas. “Perde o consumidor e perdem as distribuidoras. O valor da perda não técnica regulatória já contribui com 2,6% da conta de energia. As distribuidoras também perdem — cerca de R$ 4 bilhões/ ano — ou seja, não é falta de incentivo econômico. Ao contrário. A perda não técnica regulatória cai ano a ano, ao passo que a perda real aumenta”, explica o diretor executivo de Regulação da Abradee, Ricardo Brandão.
ENDURECIMENTO LEGAL
O Brasil ainda convive com o furto de cabos elétricos e de telecomunicações. Neste caso, a lei 15.181/2025, sancionada recentemente, intensificou as punições. As penas agora variam de 2 a 8 anos para furto, de 6 a 12 anos para roubo e até 16 anos para receptação qualificada, sempre com multa. “É muito importante, sim, a penalização daquele que está provocando essa receptação, que no fundo é quem incentiva que esse crime ocorra”, comenta o presidente da Abradee, Marcos Madureira. Se houver interrupção de serviços, ou o crime ocorrer em situação de calamidade, por exemplo, a punição será dobrada. Mesmo com as medidas já em curso, a Abradee reforça que o combate ao furto de energia e de cabos exige engajamento conjunto de empresas, poder público e sociedade. Mais do que uma questão econômica, trata-se de garantir segurança, justiça tarifária e confiabilidade do sistema elétrico, pilares fundamentais para sustentar o desenvolvimento do país.
Fonte: REVISTA O SETOR ELÉTRICO – Edição 214 de 08/10/2025
O diretor geral da Aneel, Sandoval Feitosa, disse nesta terça-feira (07/10) que a agência pretende atuar no Congresso Nacional para mostrar o risco de emendas à MP 1304 que podem piorar o quadro atual de excesso de energia e de cortes de geração. “Nós vamos interagir com o relator da matéria, na medida em que formos provocados, e também na medida em que precisaremos informar alguns impactos de várias das emendas que estão lá colocadas”, comentou, em conversa com jornalistas.
> Saiba mais na matéria “Aneel deve mostrar ao Congresso risco de emendas à MP 1304, diz diretor”: https://bit.ly/48gSV87
- NOVA REGRA PARA DESCONTOS NAS TUST E TUSD (geração)
A Aneel estabeleceu uma nova regra para a concessão de descontos nas Tarifas de Uso dos Sistemas de Transmissão (Tust) e de Distribuição (Tusd) para empreendimentos de geração renovável. A resolução aprovada nesta terça-feira, 7 de outubro, estabelece condições claras para evitar o fracionamento de projetos eólicos e solares de grande porte, com a finalidade de enquadramento no benefício.
> Continue a leitura na notícia “Aneel aprova regra para evitar fracionamento de usinas na aplicação de descontos no fio”: https://bit.ly/48SLEeM
- CURTAILMENT (geração)
Os cortes de geração renovável aumentaram 15,2% em setembro. Segundo medição da ePowerBay, as perdas totais acumuladas se aproximam de 35,14 milhões de MWh. A falta de capacidade de alocar energia na carga, Razão Energética, está no topo do ranking com 45% do total. Entre os três motivos que levam ao pedido de desligamento pelo ONS, a classificação Confiabilidade Elétrica aparece depois, com 40% e em terceiro, com os demais 15% está Razões Externas.
> Continue a leitura em “Falta de demanda é o principal motivo do curtailment no ano”: https://bit.ly/4o9paL6
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- OUTRAS NOTÍCIAS DE HOJE
Processo sobre falhas da Enel SP deve avançar antes do pedido de renovação: https://bit.ly/46WvRcx
O diretor-geral da Aneel, Sandoval Feitosa, disse que não vê a possibilidade de deliberar sobre o contrato antes disso.
AIE estima que renováveis dobrem de capacaidade até 2030: https://bit.ly/3L0Z4eP
Relatório 2025 mostra que renováveis dobrem de capacidade até o final da década com a solar liderando essa expansão com até 80% do volume, apesar de crescimento de projeções em outras fontes.
Brazil WindPower debaterá COP 30 e aceleração da descarbonização: https://bit.ly/4nCRTbb
Evento entre 28 e 30 de outubro em São Paulo promete discutir políticas públicas, inovação, governança, rotas estratégicas para eólica e hidrogênio, além da expectativa de protagonismo das renováveis na primeira Conferência das Partes no Brasil.
BRR em Movimento: Uma Conversa com Tomaselli Sobre Fiscalização e Inovação
8/10/2025
O BRR em Foco começou como um projeto pessoal de compartilhar minha experiência e visão sobre Base de Remuneração Regulatória (BRR) e Gestão de Ativos. Desde que comecei, foram mais de 15 artigos, lidos em 17 países diferentes e com mais de 5.000 visualizações, o que me traz muito orgulho desse resultado. Sempre busquei apresentar minha visão sobre o tema, analisando os desafios regulatórios, as mudanças metodológicas e a modernização da fiscalização.
Mas agora, acredito que é o momento de abrir essa visão e tornar este espaço um ponto de encontro para outras perspectivas, trazendo outros profissionais que, assim como eu, estão diretamente envolvidos nesse contexto desafiador que é o setor elétrico brasileiro.
Para começar, convidei Luis Cândido Tomaselli, especialista em regulação da SFF na ANEEL e um dos responsáveis pela criação do Bulldozer, ferramenta que vem revolucionando a fiscalização econômica e financeira do setor elétrico.
Tomaselli na sua trajetória, dentro da ANEEL, participou de equipes focadas no desenvolvimento de ferramentas regulatórias, como CTR, PCAT, SISCVA e BANTAR. Nesta conversa, ele compartilha sua visão sobre os avanços da fiscalização regulatória, os impactos do Bulldozer e o futuro da BRR nas concessionárias.
Abaixo, a entrevista completa, com meus comentários sobre cada tema abordado.
Entrevista: A Evolução da BRR e o Papel do Bulldozer
Você tem uma trajetória acadêmica e profissional muito sólida. Como foi sua jornada até chegar à SFF na ANEEL? O que te motivou a atuar na área regulatória?
Tomaselli:
"Antes de ingressar na ANEEL, meu foco era majoritariamente acadêmico. Minha formação é em Engenharia Elétrica, com ênfase em Eletrônica de Potência, e minha trajetória anterior à ANEEL foi exclusivamente voltada à formação acadêmica. Todavia, durante o doutorado, na UFSC, precisei refletir sobre meu futuro profissional. Na época, em 2005, avaliei as oportunidades disponíveis e soube que a ANEEL estava compondo seu primeiro quadro de servidores efetivos. Encarei isso como uma possibilidade interessante, principalmente dado o contexto da época.
Na ANEEL, pude trabalhar em diversas equipes e processos. Por exemplo, na SRD (atual STD), participei da equipe responsável pela implantação da TUSDg e pela criação do CTR, que substituiu o TARDIST. Na SRE (atual STR), tive oportunidade de contribuir com equipes que desenvolveram a planilha automatizada de cálculo de tarifas (PCAT), a planilha de apuração da CVA (SISCVA) e o banco de tarifas (BANTAR). Já na SFF, atuei na implantação do RIT, do banco de pagamentos e nos processos de base e de validação da CVA.
Posso dizer que tive sorte durante esse período na agência, por encontrar boas equipes de trabalho e com disposição de mudar os processos."
Sua contribuição para o Bulldozer foi fundamental para transformar a fiscalização regulatória. Quais os maiores benefícios que você enxerga após sua implementação? E quais são os próximos desafios para a ferramenta?
Tomaselli:
"Vendo em perspectiva, sou apenas um dos elementos que estão por trás do processo. Existem muitas ações necessárias para se chegar aonde estamos, e o resultado é a soma de cada contribuição. Antes, tínhamos procedimentos muito disformes, padrões não muito definidos, e a eficiência dependia muito das pessoas, aumentando a possibilidade de erros e retrabalho.
Podemos dizer que a fase inicial focou na melhora da leitura dos problemas, buscando estruturar e estabelecer um fluxo organizado de dados, contudo, ainda com soluções pontuais. Com o tempo, começamos a definir uma estrutura conceitual de como lidar com parte significativa do trabalho e, principalmente, ter um conjunto de ferramentas e dados mais padronizados, de forma a sermos mais consistentes, reduzindo variações e melhorando a previsibilidade.
Agora, estamos trabalhando para implementar ferramentas analíticas de maior nível, para passarmos a um estado de monitoramento contínuo, com ênfase na previsão e prevenção."
Essa digitalização da fiscalização tende a se expandir para outras áreas dentro da ANEEL? Como você enxerga o papel da inovação nesse processo regulatório?
Tomaselli:
"A primeira questão é muito difícil, pois envolve a estratégia da organização. Mas, independentemente da estratégia adotada, e respondendo à segunda questão, a digitalização permite a implantação de soluções interessantes, como usar abordagem RAG, sistemas multiagentes para automações mais elaboradas, criar hubs de dados, etc. O desafio é integrar tudo de forma simples e acessível a todos."
As concessionárias estão conseguindo se adaptar bem às novas ferramentas e exigências?
Tomaselli:
"Penso que já passamos da fase reativa, mas acredito que temos algo que ainda está em processo de amadurecimento. E, interessante, gostaria de observar que esse processo de reação, interno e externo, até agora, resultou em ampliação de possibilidades e testes, nunca em redução.
Dito isso, porém, olhando para o mundo que temos acesso, fica muito difícil de opinar sem vivenciar o dia a dia das dificuldades das equipes das empresas. Por isso, o encurtamento das discussões, com fiscalizações in loco, contribui para um avanço mais equilibrado da agenda evolutiva de exigências por parte da fiscalização."
As equipes de BRR dentro das concessionárias estão evoluindo no mesmo ritmo da ANEEL?
Tomaselli:
"Considerando o que foi realizado no tempo disponível, posso afirmar que as empresas conduziram esforços de maneira estruturada e eficiente, em diferentes graus. Mas, no geral, observo que as equipes de base das empresas de distribuição, incluindo contratadas, merecem muito crédito.
Hoje, todas demonstram uma capacidade ampliada para lidar com o processo de fiscalizações econômica e financeira, em comparação a 2017, quando essa jornada começou."
O posicionamento assertivo e claro de Luis Cândido Tomaselli reforça o que já era evidente para quem acompanha o setor elétrico e sua constante evolução: a fiscalização da BRR não é um processo estático e está em um ciclo contínuo de transformação irreversível. A digitalização e a padronização das análises estão tornando o processo mais estruturado, transparente e previsível, trazendo desafios tanto para a ANEEL quanto para as distribuidoras.
A fase de alta discricionariedade e dependência de parceiros externos para a fiscalização ficou para trás. Hoje, há um esforço contínuo para fortalecer a isonomia, estruturar os dados e reduzir a subjetividade na análise da BRR. O Bulldozer foi um marco nessa mudança, eliminando discrepâncias e garantindo maior rastreabilidade dos valores homologados e dos trâmites regulatórios realizados. Mas, como Tomaselli destacou, esse foi apenas o primeiro passo.
Esse avanço exige um setor preparado para acompanhar a evolução. Algumas distribuidoras já superaram a fase de resistência às mudanças e estão se ajustando à nova realidade, enquanto outras ainda precisam percorrer um longo caminho de adaptação e resiliência. A capacitação das equipes de Gestão de Ativos e BRR será um fator determinante para o sucesso das concessionárias nessa transição. Isso significa investir não apenas em conhecimento técnico, mas também em equipes multidisciplinares, gestores com visão estratégica e novas formas de interpretar e responder às exigências regulatórias.
Outro ponto importante levantado na entrevista foi o impacto da inovação na fiscalização. As possibilidades tecnológicas são vastas, mas a grande questão não é apenas desenvolver novas ferramentas, e sim garantir que elas sejam integradas de forma simples e acessível a todos os agentes do setor. A inovação não pode acontecer a qualquer custo. Se for excessivamente complexa ou difícil de implementar, pode gerar novas barreiras ao invés de soluções. Encontrar um equilíbrio entre modernização e aplicabilidade prática será essencial para consolidar esse novo modelo regulatório.
Por fim, a evolução da fiscalização da BRR não pode ser analisada apenas sob a ótica da ANEEL ou das concessionárias. Esse é um processo que impacta todo o setor e, acima de tudo, se reflete diretamente nas tarifas e na qualidade do serviço prestado ao consumidor. Um modelo mais eficiente e transparente beneficia não apenas as empresas reguladas, mas toda a sociedade.
Áreas como CVA, P&D, Eficiência Energética e CCC serão as próximas a passarem por mudanças regulatórias. O setor está pronto para esse novo cenário? Como os profissionais de BRR podem liderar essa transformação e se preparar para essa nova fase? Essas são perguntas que ainda precisam ser debatidas e que certamente continuarão sendo pauta aqui no blog.
Agora me despeço e deixo aqui as perguntas para os colegas. Quero ouvir sua opinião:
Como você enxerga essa evolução da fiscalização regulatória?
Quais os próximos desafios para a BRR e para as distribuidoras?
Autor: Bruno S. Oliveira
Executivo em Base de Remuneração | Especialista em Geração de Ativos
O Brasil precisa ficar atento com a questão da política tarifária ao passo que grandes cargas estão sendo alvo de atração ao país. A atração de grandes consumidores como mineração, data centers, clusters industriais estão no centro da discussão. A consultoria PSR alerta que o exemplo dos Estados Unidos trouxe de volta ao centro da agenda o tema da tarifa. O país vê o aumento do consumo em função da digitalização e pela corrida global em torno da inteligência artificial.
> Saiba mais na matéria “PSR: política tarifária volta à agenda regulatória global”: https://bit.ly/47aWWtE
- LOTE 3 DO LEILÃO DOS SISTEMAS ISOLADOS (expansão)
A Aneel recebeu dois pedidos de impugnação contra o resultado do Lote 3 do leilão dos sistemas isolados. Os recursos apresentados pelas empresas Clean Energy Solutions e AMZ Energia alegam que a proposta do Consórcio IFX You.On, vencedor da disputa, é inexequível do ponto de vista técnico e econômico.
Leia mais em “Sistemas isolados: empresas recorrem de resultado do Lote 3, por “proposta inexequível”: https://bit.ly/47cbgC5
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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Métodos compartilhados com os clientes
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