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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

Tarifas de Aplicação reformuladas pela TR Soluções para o grupo B
Fonte: Plataforma ESTRUTURA, da TR Soluções.

1.5.1 Viabilidade dos veículos elétricos

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

Residencial: perfil típico sem modulação
Fonte: Plataforma ESTRUTURA, da TR Soluções.

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

Residencial: perfil típico com modulação parcial
Fonte: Plataforma ESTRUTURA, da TR Soluções.
  • 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

Residencial: perfil típico com modulação extrema
Fonte: Plataforma ESTRUTURA, da TR Soluções.

1.5.3 Paybacks dos sistemas de armazenamento

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)

Tarifas de Aplicação para o Grupo A (Cemig 2026)
Fonte: Resolução Homologatória Aneel nº 3.589/2026.

‍Tabela 3 - Tarifas de Aplicação para o Grupo B (Cemig 2026)

Tarifas de Aplicação para o Grupo B (Cemig 2026)
Fonte: Resolução Homologatória Aneel nº 3.589/2026.

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.

Fonte: TR SOLUÇÕES

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PAUTA DA 36ª REUNIÃO PÚBLICA ORDINÁRIA DA DIRETORIA DE 2025

3/10/2025

RELAÇÃO DOS ASSUNTOS RELATIVOS AOS AGENTES DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO.

1. Processo: 48500.015303/2025-89 Assunto: Aprovação dos Editais dos Leilões nº 5/2025-ANEEL, nº 6/2025- ANEEL e nº 7/2025-ANEEL (Leilões de Energia Existente A-1, A-2 e A-3, de 2025), destinados à compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes, consolidados após avaliação das contribuições apresentadas na Consulta Pública nº 25/2025. Área Responsável: Secretaria de Leilões - SEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa 

2. Processo: 48500.007320/2022-08 Assunto: Resultado da Consulta Pública nº 13/2024, instituída com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da regulamentação referente à redução de no mínimo 50% nas tarifas de uso de rede, prevista no § 1º-A do art. 26 da Lei nº 9.427/1996, em cumprimento à decisão do Tribunal de Contas da União – TCU objeto dos Acórdãos nº 2.353/2023-TCU-Plenário, nº 129/2024-TCU-Plenário e nº 955/2024-TCU-Plenário, relacionados à análise de subsídios referentes à Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST e à Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD para fontes incentivadas. 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 

3. Processo: 48500.008300/2022-46 Assunto: Pedido de Reconsideração, com Pedido de Efeito Suspensivo, interposto pela Neoenergia Distribuição Brasília – NDB em face do Despacho nº 1.513/2025, que negou provimento ao Requerimento Administrativo protocolado pela Recorrente com vistas ao aperfeiçoamento de processo de análise da sustentabilidade econômico-financeira da concessionária para o ano de 2023 e deu outras providências. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior 

BLOCO DA PAUTA 

Os itens de 4 a 51 serão deliberados em bloco, conforme o art. 12 da Norma de Organização ANEEL nº 18, revisada pela Resolução Normativa nº 698/2015.

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4. Processo: 48500.008787/2022-67 Assunto: Requerimento Administrativo protocolado pela Energisa Mato Grosso do Sul – Distribuidora de Energia S.A. – EMS com vistas ao enquadramento desta distribuidora como beneficiária da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - STD, Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica - SGM. 

Diretor(a)-Relator(a): Hélvio Neves Guerra 

Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Agnes Maria de Aragão da Costa
Minutas de voto e ato                              Minutas de voto-vista 

5. Processo: 48500.005850/2021-22, 48500.005858/2021-99, 48500.005859/2021-33, 48500.005860/2021-68, 48500.005861/2021-11, 48500.005862/2021-57, 48500.005863/2021-00, 48500.005864/2021-46 Assunto: Recursos Administrativos interpostos pelas empresas Mez 1 Energia S.A., Mez 2 Energia S.A., Mez 3 Energia S.A., Mez 4 Energia S.A., Mez 5 Energia S.A., Mez 6 Energia S.A., Mez 8 Energia S.A. e Mez 9 Energia S.A., do Grupo MEZ Energia, em face dos Autos de Infração nº 1/2025, nº 2/2025, nº 3/2025, nº 4/2025, nº 5/2025, nº 6/2025, nº 7/2025 e nº 8/2025, lavrados pela Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado – SFF, que aplicaram a penalidade de multa em decorrência de realização de transferência de seus controles societários diretos sem a anuência da ANEEL. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a):  Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
Minutas de voto e ato
Processo incluído na pauta em razão de solicitação de sustentação oral em Circuito Deliberativo, conforme § 10 do art. 63 da Norma de Organização ANEEL nº 1 (Resolução Normativa nº 1.133/2025).

6. Processo: 48500.001612/2024-91 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA em face do Auto de Infração nº 27/2024, lavrado pela Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica – SFT, que aplicou penalidade de multa após fiscalização relacionada à descontinuidade do fornecimento de energia elétrica. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
Minutas de voto e ato

7. Processo: 48500.001962/2025-38 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Energética Suape II S.A. em face do Despacho nº 1/2025, emitido pela Agência de Regulação dos Serviços Públicos Delegados do Estado de Pernambuco – ARPE, que manteve parcialmente a penalidade de multa aplicada pelo Auto de Infração nº 2/2024, em razão do descumprimento no disposto no art. 12, V, da Resolução Normativa nº 846/2019. Área Responsável: Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica - SFT. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
Minutas de voto e ato

8. Processo: 48500.002041/2025-92 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Termopernambuco S.A. em face da decisão emitida pela Agência de Regulação dos Serviços Públicos Delegados do Estado de Pernambuco – ARPE, que manteve integralmente a penalidade de multa aplicada pelo Auto de infração nº 3/2024. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
Minutas de voto e ato

9. Processo: 48500.006251/2023-98 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Enel Distribuição Ceará – Enel CE em face da decisão da Agência Reguladora do Estado do Ceará – ARCE, referente ao pedido de devolução em dobro dos valores faturados a maior por erro de classificação de unidades consumidoras sob a titularidade do Município de Iguatu, estado do Ceará. Área Responsável: Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo - SMA, Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - STD, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota
Minutas de voto e ato

10. Processo: 48500.005789/2023-85 Assunto: Recurso Administrativo interposto pelo Município de Aracoiaba, estado do Ceará, representado por sua Prefeitura Municipal, em face da decisão emitida pela Agência Reguladora do Estado do Ceará – ARCE, referente aos procedimentos de faturamento de iluminação pública realizado no Município pela Enel Distribuição Ceará – Enel CE. Área Responsável: Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo - SMA, Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - STD, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
O processo foi retirado de pauta

11. 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 processo de levantamento de pontos de iluminação pública. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
Minutas de voto e ato

12. Processo: 48500.003069/2024-66 Assunto: Recurso Administrativo interposto pelo Município de Iguatu, estado do Ceará, em face da decisão emitida pela Agência Reguladora do Estado do Ceará – ARCE, referente ao faturamento de perdas nos reatores de lâmpadas de iluminação pública. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
Minutas de voto e ato

13. Processo: 48500.009376/2022-99 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Assú Transmissora de Energia S.A. em face dos Despachos nº 3.094/2024 e nº 3.095/2024, emitidos pela Superintendência de Fiscalização Técnica de Energia Elétrica – SFT e pela Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica – SCE, que indeferiram pleitos da Recorrente de recebimento de receita de instalações de transmissão na Subestação Açu III, bem como de excludente de responsabilidade pelo atraso no início da operação comercial dos empreendimentos integrantes do Contrato de Concessão nº 5/2018. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE, Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica - SFT. 

Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
Minutas de voto e ato
Processo incluído na pauta em razão de solicitação de sustentação oral em Circuito Deliberativo, conforme § 10 do art. 63 da Norma de Organização ANEEL nº 1 (Resolução Normativa nº 1.133/2025).

14. Processo: 48500.003840/2024-03 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. – Taesa em face do Despacho nº 30/2025, emitido pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica – STD, que indeferiu as solicitações de recontabilização dos valores das Parcelas Variáveis por Indisponibilidade – PVI devido aos reajustes anuais e revisões periódicas da Receita Anual Permitida – RAP estabelecidos pelas Resoluções Homologatórias nº 3.343/2024 e nº 3.348/2024. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
Minutas de voto e ato

15. Processo: 48500.003587/2025-61 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Equatorial Goiás Distribuidora de Energia S.A. em face do Despacho nº 512/2025, emitido pela Superintendência de Mediação Administrativa, Ouvidoria Setorial e Participação Pública – SMA, referente ao pedido de devolução em dobro dos valores faturados a maior por erro de classificação da unidade consumidora sob a titularidade da Cooperativa Mista Agropecuária de Itapirapuã – Comai. Área Responsável: Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo - SMA, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
Minutas de voto e ato
*Atualizado em 2/10/2025, às 14h42min.

16. Processo: 48500.008166/2025-26 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Brasnorte Transmissora de Energia S.A. – Brasnorte em face do Despacho nº 1.622/2025, emitido pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica – STD, que indeferiu solicitação de afastamento da aplicação de de Parcela Variável Por Indisponibilidade – PVI em razão do desligamento automático da Linha de Transmissão Brasnorte – Nova Mutum, C1 e C2, ocorrido em 15 de fevereiro de 2023. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - STD, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
Minutas de voto e ato

17. Processo: 48500.008833/2025-71 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Silvânia Transmissora de Energia S.A. em face do Despacho nº 1.698/2025, emitido pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica – STD, que indeferiu o pleito de emissão de Termo de Liberação de Receita – TLR da Recorrente para a integração do Seccionamento da Linha de Transmissão Samambaia – Emborcação C1, Contrato de Concessão nº 10/2021. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - STD, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
Minutas de voto e ato

18. Processo: 48500.010193/2025-69 Assunto: Recurso Administrativo interposto pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras em face do Despacho nº 1.173/2025, emitido pela Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica – SCE, que autorizou a implantação de reforços na Subestação Jacarepaguá e estabeleceu os valores das correspondentes parcelas da Receita Anual Permitida – RAP, referente ao Contrato de Concessão nº 62/2001. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
Minutas de voto e ato

19. Processo: 48500.002108/2024-16 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Companhia Estadual de Geração de Energia Elétrica – CEEE-G em face do Despacho nº 2.178/2024, emitido pela Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica – SFT, que suspendeu a operação comercial das unidades geradoras UG 1 e UG 2 da Central Geradora Hidrelétrica – CGH Toca. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
Minutas de voto e ato

20. Processo: 48500.001280/2022-82 Assunto: Recursos Administrativos interpostos pela Associação Brasileira de Energia Eólica e Novas Tecnologias – Abeeolica, e pelas empresas Ventos de São Romualdo Energias Renováveis S.A., Ventos de São Teofano Energias Renováveis S.A., Ventos de São Teonas Energias Renováveis S.A., Ventos de São Thomas Energias Renováveis S.A., Ventos de São Tilão Energias Renováveis S.A., Ventos de Santo Ubaldo Energias Renováveis S.A., Ventos de Santo Urbano I Energias Renováveis S.A., Ventos de São Vigílio Energias Renováveis S.A., Ventos de Santa Virgínia Energias Renováveis S.A. e Ventos de São Vladimir Energias Renováveis S.A. em face ao Despacho nº 1.788/2024, emitido pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica – STD, que aprovou a revisão 2024.06 dos Submódulos 1.2 – Glossário (Procedimental), Submódulos 7.1 – Acesso ao Sistema de Transmissão (Procedimental e Responsabilidades), Submódulos 8.1 – Administração de Contratos (Procedimental e Responsabilidades) e Submódulos 8.3 – Apuração mensal de serviços e encargos da transmissão e encargos setoriais (Procedimental e Responsabilidades) dos Procedimentos de Rede. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - STD. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
Minutas de voto e ato

21. Processo: 48500.000006/2021-13 Assunto: Recursos Administrativos interpostos pelas empresas Açucareira Virgolino de Oliveira S.A., Virgolino de Oliveira Bioenergia Ltda., Virgolino de Oliveira S.A Açúcar e Álcool, Companhia Energética Vale do São Simão, Massa Falida da Laginha e Ribeirão Energia Ltda. em face das notificações, lançadas pela Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica – STR, de Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE relativas aos exercícios de 2020 a 2023. Área Responsável: Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica - STR, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
Minutas de voto e ato

22. Processo: 48500.003804/2024-31 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pelas Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – Eletronorte em face da Resolução Homologatória nº 3.475/2025, que homologou o resultado das Revisões Tarifárias Periódicas da Receita Anual Permitida – RAP de 2025 do Contrato de Concessão de Transmissão de Energia Elétrica nº 17/2009 e outros. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
Minutas de voto e ato

23. Processo: 48500.003647/2025-45 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela Energisa Tocantins – Distribuidora de Energia S.A. – ETO em face da Resolução Homologatória nº 3.479/2025, que homologou o resultado da Revisão Tarifária Periódica de 2025 da Recorrente e deu outras providências. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota
Minutas de voto e ato

24. Processo: 48500.000360/2024-82, 48500.000361/2024-27 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela Cemig Geração e Transmissão S.A. – Cemig GT em face do Resolução Autorizativa nº 15.414/2024, que autorizou a implantação de reforços em instalação de transmissão sob responsabilidade da Recorrente, Contrato de Concessão nº 6/1997; 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): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
Minutas de voto e ato

 25. Processo: 48500.000965/2024-73 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pelas Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – Eletronorte em face da Resolução Autorizativa nº 15.344/2024, que autorizou a Recorrente a implantar as melhorias em instalação de transmissão sob sua responsabilidade e estabeleceu os valores das correspondentes parcelas da Receita Anual Permitida – RAP. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
Minutas de voto e ato

26. Processo: 48500.014096/2025-45 Assunto: Pedido de Reconsideração, com Pedido de Efeito Suspensivo, interposto pela Venture Capital Holding do Brasil Ltda. em face da Resolução Autorizativa nº 16.195/2025, que declarou de utilidade pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Copel Distribuição S.A, as áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Belém – Ponta Grossa Norte, localizada no município de Ponta Grossa, estado do Paraná. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
Minutas de voto e ato

27. Processo: 48500.005360/2023-98 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela Companhia Siderúrgica Nacional – CSN em face do Despacho nº 110/2025, que negou provimento ao Pedido de Impugnação interposto contra a decisão exarada na 1.350ª Reunião do Conselho de Administração da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CAd/CCEE, no Processo de Recontabilização nº 4.791, e deu outras providências. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Ludimila Lima da Silva 

Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Sandoval de Araújo Feitosa Neto
Minutas de voto e ato                                    Minutas de voto-vista 

28. Processo: 48500.006215/2025-96 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela São Francisco Transmissão de Energia S.A. em face do Despacho nº 598/2025, que negou provimento ao Pedido de Medida Cautelar protocolado pela Recorrente com vistas ao afastamento de penalidades e descontos a título de Parcela Variável por Atraso na Entrada em Operação – PVA referente às instalações de transmissão integrantes do Contrato de Concessão nº 18/2018. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
Minutas de voto e ato

29. Processo: 48500.018871/2025-31 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela Gold Comercializadora de Energia Ltda. em face do Despacho nº 2.716/2025, que manteve o Termo de Intimação nº 22/2025, lavrado pela Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado – SFF, de modo a revogar a outorga de autorização da Recorrente, objeto do Despacho nº 2.063/2019, posteriormente alterado pelo Despacho nº 471/2024. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
Minutas de voto e ato

30. Processo: 48500.004491/2022-77 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela Gralha Azul Transmissão de Energia S.A em face do Despacho nº 3.525/2024, que indeferiu o Requerimento Administrativo da Recorrente com vistas à recomposição do equilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão nº 1/2018- ANEEL, bem como os pleitos alternativos e subsidiário apresentados em 18 de abril de 2023. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
Minutas de voto e ato

31. Processo: 48500.002653/2024-02 Assunto: Pedido de Medida Cautelar protocolado pela Empresa de Transmissão de Energia do Pará S.A. – Etepa com vistas à manutenção dos efeitos do Despacho nº 654/2025 pelo prazo de mais 120 (cento e vinte) dias e à preservação integral da Receita Anual Permitida – RAP da Concessionária. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. 

Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota
Minutas de voto e ato

32. Processo: 48500.005057/2019-17 Assunto: Aplicação de multa editalícia e suspensão temporária 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
Minutas de voto e ato

33. Processo: 48500.028005/2025-59 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Copel Distribuição S.A. – Copel-DIS, das áreas de terra necessárias à regularização fundiária da Subestação Nissin, bem como, para fins de instituição de servidão administrativa, das áreas de terra necessárias à implantação de sua estrada de acesso, localizadas no município de Ponta Grossa, estado do Paraná. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota
Minutas de voto e ato

34. Processo: 48500.028233/2025-29 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Cemig Distribuição S.A. – Cemig-D, das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Urucuia 2, localizada no município de Pintópolis, 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
Minutas de voto e ato

35. Processo: 48500.028363/2025-61 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Elektro Redes S.A., das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Atibaia 04, localizada no município de Atibaia, estado de São Paulo. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
Minutas de voto e ato

36. Processo: 48500.028234/2025-73 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 Uberaba 12 – Uberlândia 10, localizada no município de Uberlândia, 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
Minutas de voto e ato

37. Processo: 48500.029539/2025-01 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 Montes Claros 8 – Chocolates Garoto, que interligará a Subestação Montes Claros 8 à Subestação Chocolates Garoto Ltda., localizada no município de Montes Claros, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota
Minutas de voto e ato

38. Processo: 48500.026586/2025-94 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Companhia Energética do Rio Grande do Norte – Cosern, das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Santa Cruz II – Fomento, que interligará a Subestação Santa Cruz II à Subestação Fomento do Brasil, localizada nos municípios de Santa Cruz, Sítio Novo, Lagoa de Velhos e Serra Caiada, estado do Rio Grande do Norte. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
Minutas de voto e ato

39. Processo: 48500.027741/2025-90 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Companhia Energética do Rio Grande do Norte – Cosern, das áreas de terra necessárias à passagem do trecho de Linha de Distribuição que perfaz o seccionamento da Linha de Distribuição Extremoz – Dom Marcolino, na Subestação Estivas, que interligará a Linha de Distribuição Extremoz – Dom Marcolino à Subestação Estivas, localizada no município de Extremoz, estado do Rio Grande do Norte. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota
Minutas de voto e ato

40. Processo: 48500.029596/2025-81 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Equatorial Goiás Distribuidora de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Iporá – Arenópolis – Derivação Montes Claros de Goiás, que interligará a Estrutura da Linha de Distribuição Iporá – Arenópolis já existente à Subestação Montes Claros de Goiás, localizada nos municípios de Diorama, Iporá e Montes Claros de Goiás, estado de Goiás. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
Minutas de voto e ato

41. Processo: 48500.028853/2025-68 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Energisa Mato Grosso – Distribuidora de Energia S.A. – EMT, das áreas de terra necessárias à passagem do trecho de Linha de Distribuição que perfaz o Seccionamento da Linha de Distribuição CPA – Cidade Alta, que interligará a Linha de Distribuição CPA – Cidade Alta à Subestação Sucuri, localizada no município de Cuiabá, estado de Mato Grosso. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
Minutas de voto e ato

42. Processo: 48500.000979/2024-97 Assunto: Alteração, a pedido, o Anexo da Resolução Autorizativa nº 15.350/2024, que trata da 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 Itanhandu 2 – Passa Quatro 1, que interligará a Subestação Itanhandu 2 à Subestação Passa Quatro 1, localizada nos municípios de Itanhandu e Passa Quatro, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
Minutas de voto e ato

43. Processo: 48500.028762/2025-22 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 16.013/2025, que trata da 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 Conselheiro Pena – Resplendor 1, localizada nos municípios de Conselheiro Pena e Resplendor, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
Minutas de voto e ato

44. Processo: 48500.003463/2024-02 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 15.615/2024, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D, das áreas de terra necessárias à passagem de trecho da Linha de Distribuição Osório 1 – Tramandaí, localizada no município de Osório, estado do Rio Grande do Sul. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
Minutas de voto e ato

45. Processo: 48500.002812/2024-61 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 15.539/2024, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Graça Aranha Silvânia Transmissora de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Transmissão Graça Aranha – Silvânia, localizada nos estados do Maranhão, Tocantins e Goiás. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
Minutas de voto e ato

46. Processo: 48500.003820/2024-24 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 16.193/2025, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Mineração Rio do Norte S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Transmissão Oriximiná – Saracá, que interligará a Subestação Oriximiná à Subestação Saracá, localizada no município de Oriximiná, estado do Pará. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
Minutas de voto e ato

47. Processo: 48500.000906/2024-03 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 15.235/2024, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Fótons de Santa Marta Energias Renováveis S.A., das áreas de terra necessária à passagem da Linha de Transmissão SE Paraíso – SE Paraíso II, que interligará a Subestação UFVs Paraíso à Subestação Paraíso II, localizada no município de Paraíso das Águas, estado de Mato Grosso do Sul. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota
Minutas de voto e ato

48. Processo: 48500.001328/2021-71 Assunto: Autorização e estabelecimento da Parcela da Receita Anual Permitida – RAP referente a reforços em instalações de transmissão, sob concessão da Isa Energia Brasil S.A., em decorrência da 1ª emissão do Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica – POTEE 2020. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
Minutas de voto e ato

49. Processo: 48500.008476/2022-06 Assunto: Prorrogação de pedido de vista referente à avaliação Inicial de propostas de projetos de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação – PDI para a Chamada de PDI Estratégico nº 23: "Hidrogênio no Contexto do Setor Elétrico Brasileiro". Área Responsável: Superintendência de Inovação e Transição Energética - STE. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa 

Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
Minutas de voto e ato

50. Processo: 48500.004885/2020-63 Assunto: Prorrogação do prazo de pedido de vista referente ao Resultado da Consulta Pública nº 039, de 2023, instituída com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da regulação para o armazenamento de energia elétrica. Área Responsável: Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica - STR, Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE, Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica - SFT, Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - STD, Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica - SGM, Superintendência de Inovação e Transição Energética - STE. 

Diretor(a)-Relator(a): Daniel Cardoso Danna 

Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
Minutas de voto e ato

Fonte: Aneel

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Resumo das Notícias de Hoje

2/10/2025

Dia 02 de outubro de 2025, quinta-feira

- EÓLICA OFFSHORE (política)

O grupo de trabalho criado pelo Conselho Nacional de Política Energética para tratar do marco legal da eólica offshore deve apresentar em novembro as diretrizes para a regulamentação da Lei 15.097. A proposta será submetida ao CNPE, que tem reunião ordinária prevista para dezembro desse ano.

> Saiba mais na notícia “GT deve propor em novembro diretrizes para eólica offshore”: https://bit.ly/3KuwfaB

- CURTAILMENT (geração)

O presidente da Comissão de Infraestrutura do Senado, Marcos Rogério (PL-RO), defendeu uma solução para o curtailment que não represente aumento para o consumidor. O senador reuniu 16 representantes de entidades setoriais em audiência pública para discutir o tema. E prometeu voltar a ouvir o setor, em busca de uma proposta que trate o passado e o futuro, para evitar um problema semelhante ao do GSF.

> Continue a leitura na matéria “Solução para curtailment não deve representar aumento para consumidor”: https://bit.ly/4pWn42Y

- EVENTOS (canalenergia)

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- OUTRAS NOTÍCIAS DE HOJE

Decisão final sobre Angra 3 deve sair até o fim do ano, afirma Silveira: https://bit.ly/46Jj4di

Ministro pediu urgência na atualização da modelagem econômico-financeira pelo BNDES, espera que o novo estudo seja apresentado até novembro.

CNPE ratifica acordo com Bolívia que garante a Jirau 157,6 MWméd: https://bit.ly/474RZCB

Gerador vai poder vender dois terços da produção adicional da usina, com a elevação permanente da cota do reservatório.

Elecnor com apetite no próximo leilão de transmissão: https://bit.ly/4pOXHzQ

Companhia vai brigar pelos maiores lotes na única competição do segmento marcada para esse ano enquanto avança com a implementação de três projetos.

Elecnor inaugura centro no Piauí de olho na expansão da transmissão: https://bit.ly/4mHbwxL

Multinacional espanhola investiu R$ 7 milhões em estrutura completa para capacitação gratuita junto ao Senai de 900 linheiros por ano na cidade de Piripiri, que possui tradição na formação desse tipo de profissional.”

Fonte: CanalEnergia

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Resumo das Notícias de Hoje

1/10/2025

Dia 01 de outubro de 2025, quarta-feira

- CURTAILMENT (negócios e empresas)

As contas ainda não foram fechadas, mas a perspectiva é de que o volume de curtailment de setembro deverá ficar em um nível abaixo de agosto. Contudo, a projeção é de alcançar 5.000 MW médios. Apesar da redução, será o segundo maior volume já registrado pela Volt Robotics. Ficará atrás apenas do mês de agosto quando reportou 5.800 MW médios e acima do que foi registrado no primeiro semestre do ano.

> Saiba mais na matéria “Curtailment em setembro deverá ser de 5 GW médios, estima Volt”: https://bit.ly/4nWM8VB

- HIDROGÊNIO VERDE (negócios e empresas)

O marco regulatório do Hidrogênio Verde, dado pela lei 14.948/2024, foi promulgado há pouco mais de um ano. Apesar de ainda ser necessário a publicação de decretos para sua regulamentação, o setor está se movimentando por aqui. Um dado que demonstra essa perspectiva no país são as iniciativas como o Portal do Hidrogênio, lançado este mês. E ainda, o número de projetos que foram protocolados para conexão à Rede Básica junto ao MME que somam demanda acumulada de 35,9 GW até 2038.

> Leia mais na notícia “Hidrogênio tem demanda de quase 36 GW até 2038 no NE”: https://bit.ly/4mLurrg

- LINHAS DE TRANSMISSÃO (expansão)

Considerada fundamental para a transição energética, a transmissão de energia apresenta um bom panorama de oportunidades futuras na visão da Taesa. Durante o Investor Day da transmissora, realizado nesta terça-feira, 30 de setembro, o diretor de Negócios e Gestão de Participações, Maurício Dall’Agnese, destacou a publicação de atualização do Programa de Expansão da Transmissão / Plano de Expansão de Longo Prazo (PET/PELP) pela Empresa de Pesquisa Energética. Estão sinalizados projetos maduros que somam investimentos de cerca de R$ 40 bilhões para os próximos anos.

> Continue a leitura em “Taesa vê setor com muitas oportunidades nos próximos anos”: https://bit.ly/3INgGu2

- EVENTOS (canalenergia)

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Data: 28-30 de outubro

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- OUTRAS NOTÍCIAS DE HOJE

Taesa quer mostrar vantagens de renovação de concessões: https://bit.ly/48apULi

Para transmissora, ativos sensíveis para o SIN demandam análise diferenciada.

Taesa deve antecipar Ananaí em dez meses: https://bit.ly/4gOpnRz

Empreendimento tem investimento de R$ 1,8 bilhão e deve entrar em operação no ano que vem.

Curtailment e a graxa de resgate: lubrificação estratégica evita perdas e mantém operação eficiente: https://bit.ly/46IzZg0

Na operação de turbinas eólicas, cada hora disponível é valiosa. Diante do curtailment , a Kluber acredita que a lubrificação adequada vai além de evitar desgaste; ela garante operação contínua, reduz impactos das restrições e protege o investimento.

Fonte: CanalEnergia

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Resumo das Notícias de Hoje

30/9/2025

Dia 30 de setembro de 2025, terça-feira

- SUBSÍDIOS, GD, CURTAILMENT (expansão)

O corte de geração de usinas centralizadas tem produzidos sobrecustos ao setor elétrico. Esse comportamento decorre da necessidade da energia hídrica e térmica para equilibrar o Sistema Interligado Nacional. O excesso de subsídios concedidos ao setor elétrico é apontado como um dos causadores dessa situação. A sobreoferta de energia limpa e problemas operacionais é o resultado desse momento de elevados níveis de curtailment.

> Saiba mais na matéria “Subsídios levaram ao descontrole da expansão, afirmam agentes”: https://bit.ly/472G883

- CHAMADA NORDESTE (negócios e empresas)

A Chamada Nordeste recebeu pedidos de R$ 127,8 bilhões em financiamentos. Esse volume é 13 vezes mais alto do que a ideia inicial de R$ 10 bilhões. O consórcio de instituições que participam do processo contabilizou 246 projetos relacionados à Nova Indústria Brasil, foco da iniciativa. Os segmentos temáticos têm relação direta com a transição energética.

> Leia mais na notícia “Chamada pública no NE recebe R$ 130 bi em projetos”: http://bit.ly/4nzMIZQ

- CONCESSÃO DA ENEL (distribuição)

A Procuradoria Geral do Município de São Paulo ingressou com uma petição nos autos da Ação Civil Pública na Justiça Federal contra a Enel São Paulo, a União e a Agência Nacional de Energia Elétrica para impedir a renovação antecipada da concessão do serviço de energia elétrica em São Paulo. No pedido, a Prefeitura reforça a necessidade de uma intervenção judicial urgente para a segurança e o bem-estar dos paulistanos.

> Continue a leitura na matéria “Prefeitura de SP vai à Justiça barrar renovação antecipada da Enel”: https://bit.ly/4o0cx52

- EVENTOS (canalenergia)

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Data: 28-30 de outubro

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- OUTRAS NOTÍCIAS DE HOJE

Setor deve pensar como implementar mudanças, diz ex-diretora da Aneel: https://bit.ly/4pJcbBv

Mudança em sistema de formação de preços seria prioridade. Procurador da agência alerta sobre impactos da GD no sistema.

Rafael Lazzaretti é o novo diretor-presidente da CPFL Paulista: https://bit.ly/4nrmFng

Executivo possui 16 anos de trajetória no Grupo e é formado em engenharia de controle e automação.

TotalEnergies mira Brasil e quer aumentar produção de energia em 20%: https://bit.ly/42laGPT

Companhia vendeu 50% de um portifólio solar de 1,4 GW na América do Norte por US$ 1,5 bi.

Fonte: CanalEnergia

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Confira a consulta pública que está terminando nos próximos dias

30/9/2025

Data final: 06/10/2025

Consulta Pública n° 198 de 19/09/2025

Proposta de diretrizes para a implantação de medidores inteligentes no curto prazo, seguida de Análise de Impacto Regulatório, e para a apresentação de análise de custo-benefício para implantação de medidores inteligentes no médio e longo prazo pelas distribuidoras de energia elétrica.

Saiba mais no site: https://bit.ly/ConsultaPúblicaMME

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Accredited by the National Electric Energy Agency — ANEEL to support the regulatory body

ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica

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.

Relatório Socioambiental / Sustentabilidade / Relato Integrado

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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Our team

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Aderbal Hoppe

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Ricardo Massera

Sócio de Auditoria e Consultoria

+55 41 99811-1887 ricardo.massera@taticca.com.br

Fernando Machado

Sócio de Auditoria

+55 47 99763-1510 fernando.machado@taticca.com.br

Renato Gonçalves

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Sócio de Auditoria e Consultoria

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Alexandre Schimmelpfeng

Sócio de Consultoria

+55 41 99991-4713 alexandre.schimmelpfeng@taticca.com.br

Murilo Alvarenga

Especialista em Ativos e Revisão Tarifária

+55 31 99957-4614 murilo.alvarenga@taticca.com.br

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Especialista

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