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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.
FRAGMENTOS EXTRAÍDOS DA VOLTS BY CANALENERGIA – 176ª EDIÇÃO DE 16/09/2025
16/9/2025
EXCLUSIVO
A gestão de ativos desponta como um dos maiores desafios estratégicos para a transição energética brasileira. Isso atraiu a atenção da repórter Michele Rios a um mergulho nesse universo para elaborar a reportagem especial desta semana do CanalEnergia . Com uma infraestrutura que combina equipamentos de diversas gerações tecnológicas, o país busca modernizar, otimizar e expandir seu parque de geração e transmissão para garantir segurança energética e uma matriz mais limpa e renovável. A entrada acelerada de fontes intermitentes, como a solar e eólica, que já representam mais de 30% da matriz elétrica nacional, intensifica a necessidade de uma gestão eficaz. Tecnologias de digitalização, como Internet das Coisas (IoT) e análise preditiva, tornam-se essenciais para estender a vida útil dos equipamentos e reduzir custos. A coordenação entre operadores, reguladores e agentes torna-se essencial para investimentos eficientes, maximizando o aproveitamento dos ativos e preparando a infraestrutura para o futuro. É, enfim, leitura obrigatória para quem quer estar sempre por dentro do que de mais recente chama a atenção da “comunidade elétrica”
ECONOMIA
Não houve explicações por parte do ONS, mas vale informar que novos recordes de demanda foram registrados na semana passada no submercado Norte. De certa forma isso preocupa porque o LRCAP (Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência) só vai rolar em 2026. Em 11 de setembro houve pico de demanda média (9.028 MW med). No mesmo dia também aconteceu um recorde de demanda máxima (9.891 MW). É torcer para isso não escalar demais.
A propósito do LRCAP, a Aneel aprovou regras de comercialização aplicáveis a contratos do certame. Houve a criação de um módulo que trata da Contratação de Reserva de Capacidade. A agência também homologou o módulo de Reajuste dos Parâmetros da Receita de CCEARs (Contratos de Comercialização de Energia Regulados). São mais peças agregadas ao quebra-cabeça que vem dominando debates entre os interessados.
Na CCEE enquanto isso, foi concluída a primeira liquidação do MCP (Mercado de Curto Prazo) após o controverso “leilão do GSF”. A operação de julho liquidou R$ 2,54 bilhões. Os valores represados caíram cerca de 72%. Passaram de R$ 1,09 bilhão em junho para R$ 310,46 milhões. Para providencial alívio aos agentes de mercado, esse valor é o menor desde 2015.
E a Iberdrola foi lá e comprou, por R$ 11,9 bi, a fatia da Previ na Neoenergia. Com essa aquisição, o grupo espanhol terá cerca de 83,8% do capital social da empresa. Esse movimento também liquidou o respectivo acordo de acionistas firmado em 2017.
Em tempo, para concluir a nossa ronda, a diretoria da Anel aprovou os termos do acordo para a transferência de controle da Amazonas Energia para a Âmbar Energia. O entendimento, costurado a partir de proposta apresentada pela empresa do Grupo J&F, envolve aporte de capital imediato de R$ 9,85 bilhões na distribuidora. Só falta agora a empresa bater o martelo.
POLÍTICA
O drama ainda está longe de terminar, mas uma decisão da Aneel praticamente firmou o epitáfio da Gold Energia. A agência revogou por unanimidade a autorização de operação da empresa, que deixou muita complicação pelo caminho ao longo de sua trajetória. Não deu outra. A medida foi motivada por grave inadimplência e descumprimento de contratos, com impacto tarifário até no ambiente regulado. Avaliação da CCEE apontou exposição negativa superior a R$ 220 milhões (maio–novembro de 2025) e risco de calote superior a R$ 1 bilhão. A Gold deixou de entregar energia a cooperativas (Cedrap e Coopernorte) e a distribuidoras, gerando custos no MCP. Ocorreu, além disso, rescisão unilateral de contratos sem autorização da Aneel e falta de apresentação de balanço patrimonial auditado. Outro problema é que houve acúmulo de penalidades não pagas (mais de R$ 2 milhões) o que a levou à situação de operação assistida e limitação de registro por parte da CCEE. A Aneel também autorizou a Procuradoria a avaliar ação civil pública e processo punitivo para responsabilizar sócios e administradores. Triste fim.
CONSUMO E COMPORTAMENTO
Há no Brasil cerca de 1,2 milhão de pessoas sem acesso regular à energia em áreas rurais e remotas e que sequer sabem por onde começar para pedir o serviço. Por isso, o governo federal anunciou o desenvolvimento de um aplicativo digital para o programa Luz para Todos , que deve facilitar o cadastro e acompanhamento das solicitações de atendimento em regiões como a Amazônia Legal, por exemplo.
Outra notícia boa é que o bônus de Itaipu ajudou no cálculo da inflação de agosto. O IPCA do mês passado recuou 0,11%. Foi no grupo Habitação, que abriga a despesa com energia, que o impacto foi bem significativo. Houve o menor resultado para o mês de agosto desde o Plano Real. Para se ter uma ideia, o peso da conta de luz caiu 4,21%. Anote aí porque é um fato histórico e deve demorar muito para acontecer de novo, tipo cometa de Halley.
CEMIG
Historicamente, a Cemig sempre foi muito ativa na captação de novos clientes para o mercado livre de energia. A carteira da empresa mineira acaba de ultrapassar a marca de 10 mil consumidores . Cálculos indicam que são mais de 7 mil unidades consumidoras no atacado e 3 mil no varejo, onde a companhia lidera o ranking com 192 contrapartes. Ou seja, está à frente da Matrix e Ultragaz.
GRUPO ENEL
O Grupo Enel segue colecionando antagonistas quando o assunto é distribuição de energia. Além do prefeito de São Paulo, que está no pé da filial local da empresa italiana, agora o Ministério Público Federal no Rio de Janeiro entrou com ação pública. Pede que a Aneel reconsidere a decisão de recomendar à União a prorrogação da concessão da Enel Rio. O MP quer que a agência se abstenha de prorrogar o contrato e que a diretoria realize nova deliberação. A conferir.
LEILÃO DO GSF
Nesta terça-feira, 16 de setembro, a diretoria da Aneel vai decidir sobre a extensão das concessões das usinas vencedoras do leilão do GSF, um tema cercado de expectativa pelo mercado. O julgamento definirá prazos adicionais de exploração que variam de três a sete anos, conforme cálculo da CCEE, e pode encerrar meses de dúvidas sobre a legalidade da taxa de desconto aplicada no certame — questionada pelo diretor Fernando Mosna. A decisão será a primeira com o colegiado completo da agência, após as recentes nomeações, e é considerada fundamental para dar segurança jurídica ao setor.
O histórico do leilão do GSF reforça essa importância. Autorizado pela MP 1300 e realizado em 1º de agosto na plataforma da CCEE, o mecanismo negociou débitos de geradores que contestavam judicialmente o pagamento do risco hidrológico. Em troca, os compradores dos passivos obtiveram a extensão das outorgas das usinas. Oito dos 11 empreendimentos participantes saíram vencedores. A liquidação financeira ocorreu em 13 de agosto, garantindo a quitação parcial das dívidas, embora ainda reste cerca de R$ 300 milhões em aberto. Haja coração!
INTERLIGAÇÃO MANAUS BOA VISTA
Aconteceu na última quarta-feira, dia 10, com direito a uma performance incomum do presidente Lula. Ele literalmente ancorou a cerimônia que marcou o início de energização da Interligação Manaus-Boa Vista , colocando Roraima finalmente no mapa do SIN (Sistema Interligado Nacional). Também conhecida como “Linhão de Tucuruí”, a obra demorou quase 15 anos para ser concluída. A Transnorte Energia, consórcio formado pela Eletronorte e Alupar, enfrentou vários percalços ao longo desse período. A coisa pegou mesmo no licenciamento ambiental, mas no que se refere à componente indígena. Não foi fácil chegar num acordo com os Waimiri-Atroari. Depois veio a negociação com a Aneel para buscar uma atualização da RAP (Receita Anual Permitida). Ao final de tudo, pelo menos serão economizados R$ 540 milhões anuais na compra de combustíveis fósseis usados até então para alimentar várias usinas térmicas. Outro ponto positivo é que o novo linhão deve possibilitar no futuro a interligação com outros países da América do Sul, via Venezuela.
Fonte: VOLTS BY CANALENERGIA – 176ª EDIÇÃO DE 16/09/2025
A diretoria da Aneel vai analisar, na próxima terça-feira, 16 de setembro, o processo de extensão de outorga das usinas vencedoras do leilão do GSF (fator que mede o risco hidrológico). Os empreendimentos terão prazos adicionais de exploração entre três e sete anos, segundo cálculo da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.
> Saiba mais na matéria “Aneel julga na terça extensão de outorgas do leilão do GSF”: https://bit.ly/47F1nxC
CARGA NO SIN (geração)
A carga no Sistema Interligado Nacional deve ter uma queda de 2,3%, indo a 79.403 MW med. Os dados são do Operador Nacional do Sistema Elétrico e estão no Informe Programa Mensal da Operação. Na semana passada, havia expectativa de queda de 2%. O Sudeste/ Centro-Oeste é quem puxa o resultado negativo, com um recuo de 4,8%. De acordo com o ONS, os demais subsistemas têm alta na carga. No Sul, a variação será de 0,5%, enquanto no Nordeste, a carga sobe 1,4%. Já a região Norte terá elevação de 1,8%.
> Leia mais em “Sudeste puxa e carga no SIN deve cair 2,3% em setembro”: https://bit.ly/4mkzTRD
LUZ PARA TODOS (cop 30)
O governo federal anunciou o desenvolvimento de um aplicativo digital para o programa Luz para Todos. Conforme publicação, a cooperação técnica acontece entre os ministérios de Minas e Energia (MME) e o da Gestão e da Inovação em Serviços Públicos (MGI). O objetivo é facilitar o cadastro e acompanhamento das solicitações de atendimento em regiões rurais e remotas da Amazônia Legal e outras áreas do país.
> Continue a leitura em “Governo anuncia plataforma para ajudar na expansão do Luz para Todos”: https://bit.ly/465FmXG
- EVENTOS (canalenergia)
Webinar ESS | Economia que gera valor: Eficiência Energética no Mercado Livre
WhatsApp Bruno - https://api.whatsavapp.com/send/?phone=5511932738511”
- OUTRAS NOTÍCIAS DE HOJE
Cemig passa a marca de 10 mil clientes no mercado livre: https://bit.ly/46DBAor
Companhia contabiliza mais de 7 mil unidades consumidoras no atacado e 3 mil no varejo, número que a coloca no topo do ranking.
Eletrobras prevê digitalização de subestações até 2027: https://bit.ly/48jQEZJ
Companhia está integrando tecnologias para implementação de gêmeos digitais em 269 ativos e no monitoramento de novos projetos. Investimento para conectividade em usinas é de R$ 110 milhões.”
Para quem está na correria e não conseguiu acompanhar os assuntos dessa semana, aqui está um resumo:
*Geração*
- Aumento no Custo Marginal de Operação (CMO): CMO médio subiu pouco mais de R$ 22/MWh na semana iniciada em 6/09. https://bit.ly/4ndziBS
- Inclusão da MMGD no Curtailment: Oito entidades do setor elétrico pediram a inclusão da micro e minigeração distribuída (MMGD) nos cortes de geração (curtailment). https://bit.ly/4nqmR5X
*Política e Regulação*
- Amazonas Energia: Aneel aprovou a transferência de controle da Amazonas Energia para a Âmbar (grupo J&F).
- Gold Comercializadora: Aneel revogou a autorização da Gold Comercializadora devido a inadimplência e descumprimento de contratos. https://bit.ly/3IaHKTN
- Energia Nuclear: MME reforçou que o uso da tecnologia nuclear no Brasil é restrito a fins pacíficos, após declarações do ministro Alexandre Silveira sobre defesa. https://bit.ly/4nrLRdg
- MP 1300 (Tarifa Social): Governo espera que o Congresso mantenha a ampliação da gratuidade da tarifa social. Votação foi adiada duas vezes na Câmara. ttps://bit.ly/3Vch1sQ
*Outras notícias*
- Linhão de Tucuruí (LT Manaus-Boa Vista): Ibama emitiu Licença de Operação (LO) para o linhão que integra Roraima ao SIN. https://bit.ly/3JSoElT
- Custos do Setor Elétrico: Subsídios e ineficiências somarão R$ 103,6 bilhões em 2025 (26% do total de R$ 395 bi). https://bit.ly/4ghK3Ru
- Integração Energética: Lula defende maior conexão energética na América do Sul. https://bit.ly/4gjVvvP
FRAGMENTOS EXTRAÍDOS DO ELECTRA ENERGY/CLIPPING Ed. 18/2025 de 12/09/2025
12/9/2025
Câmara adia votação da MP do setor elétrico que prevê ampliação da tarifa social
A votação da Medida Provisória 1.300 foi adiada nesta quarta-feira (10), após o texto ser retirado da pauta do plenário da Câmara dos Deputados. A proposta garante gratuidade de até 80 kWh por mês para beneficiários do programa de Tarifa Social e, se aprovada, irá beneficiar cerca de 18 milhões de pessoas. A perspectiva, segundo parlamentares sinalizam nos bastidores, é que a matéria será analisada apenas na próxima terça-feira (16) nos plenários da Câmara e do Senado, às vésperas de a medida caducar.
Geração a partir de biomassa poderá ser de 5,9 GW médios em 2035
A capacidade de injeção de energia gerada por biomassa para o Sistema Interligado Nacional (SIN) poderá chegar a 5,9 GW médios em 2035, indica a Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Atualmente, o montante está em 5,3 GW médios. Considerando também a produção utilizada para autoconsumo, a capacidade de geração da fonte atingiu 12,7 GW em julho. A EPE também calculou o potencial de produção de biogás e biometano a partir de biomassa, que pode sair de 5,5 bilhões de m³ em 2025 para 6,4 bilhões de m³ em 2035.
Lula defende integração energética ao inaugurar linhão de Roraima
O presidente Luiz Inácio Lula da Silva defendeu a integração energética entre os países da América do Sul na cerimônia de início da energização do linhão Manaus – Boa Vista, que integra Roraima ao SIN. A Transnorte Energia, SPE entre a Eletrobras (51%) e Alupar (49%), é a responsável pela linha, que tem aproximadamente 725 km e recebeu investimentos de R$ 2,6 bilhões. O governo estima que a interligação vai permitir economia superior a R$ 600 milhões por ano.
IA pode ajudar na busca por energia limpa ilimitada, dizem cientistas
A fusão nuclear tem sido aclamada há décadas como uma fonte quase ilimitada de energia limpa, o que seria uma solução revolucionária para a crise climática. Mas os especialistas só conseguiram alcançar e sustentar a energia de fusão por alguns segundos, e muitos obstáculos permanecem, incluindo instabilidades no processo altamente complexo. Mas, no ano passado, pesquisadores da Universidade de Princeton encontraram uma maneira de usar a inteligência artificial para prever instabilidades potenciais no processo e evitar que aconteçam.
O desafio e o diferencial das pequenas hidrelétricas no mercado livre de energia
Em um cenário onde fontes como a solar e a eólica ganham destaque, as Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) enfrentam um desafio significativo: o custo de implantação superior ao de outras tecnologias. Esse fator, combinado a um modelo regulatório que não valoriza adequadamente os atributos de cada fonte, dificulta a expansão das PCHs no mercado livre, afirma Claudio Alves, presidente da Electra. Essas usinas se destacam por sua flexibilidade operativa e seu papel na geração de energia limpa e de baixo impacto ambiental. A capacidade de modulação, que permite concentrar a geração em momentos de preços mais altos, é um diferencial competitivo valioso, ressalta Álvaro Scarabelot, diretor comercial da empresa.
O setor elétrico sem ‘sistema imunológico’
Até o fim dos anos 1990, a oferta de energia no Brasil era quase 100% de hidrelétricas. Estávamos vulneráveis a uma única fonte, mas a coordenação aumentava a eficiência. Em 2025 a situação é diferente, e para melhor. A matriz elétrica é bem diversificada. Porém, é alta a probabilidade de blackouts. Estão presentes as condições que degradam a segurança do sistema. Há energia em excesso, só que num período fixo (entre 10 e 15 h). Temos, assim, três propriedades: rigidez do período, ascendência de uma fonte e restrição de coordenação que, unidas, formam a inflexibilidade. É aí que entram os custos ocultos, pois ninguém conhece a confiabilidade real.
Busca por redução na conta de luz acelera migração para o mercado livre
Em junho de 2025, números da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) mostravam que o mercado livre somava mais de 77 mil unidades consumidoras, um recorde na linha do tempo de migração para esse mercado. O montante é 57,7% maior que o de 12 meses atrás. Segundo Rodrigo Ferreira, presidente da Associação Brasileira das Comercializadoras de Energia Elétrica (Abraceel), a atual fase de crescimento do mercado livre apresenta características de “atacarejo”, por combinar características de atacado e varejo.
Geração solar nas empresas médias triplica
A perspectiva de reduzir a conta de luz acelerou nos últimos anos a instalação de sistemas solares em médias empresas com faturamento anual entre R$ 15 milhões e R$ 500 milhões. Projetos de geração própria no local da carga nessa faixa do mercado já somam 4,3 GW, segundo a Greener Consultoria. Até julho deste ano foram mais 569 MW instalados e a previsão é chegar a dezembro com cerca de 900 MW.
Geradores, consumidores e distribuidores pedem inclusão de MMGD no curtaiment
Associações que representam geradores, consumidores e distribuidores divulgaram uma nota conjunta pedindo medidas estruturais para enfrentar os cortes de geração de energia. As entidades afirmam que a expansão acelerada da micro e minigeração distribuída tem agravado o problema e defendem que esses sistemas também participem do rateio dos seus custos, seja por meio de cortes físicos ou mecanismos financeiros. As entidades pedem que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), o Executivo e o Legislativo “exerçam o protagonismo” que o momento exige, conduzindo o setor a soluções “sustentáveis, equilibradas e seguras”.
ONS estima reservatórios acima de 50% no final de setembro
O boletim do Programa Mensal da Operação (PMO) correspondente à semana operativa até 12 de setembro prevê nível de Energia Armazenada (EAR) acima de 50% em todos os subsistemas do país no final do mês. O subsistema Norte tem a melhor previsão e deverá chegar a 80,8%. Já a Energia Natural Afluente (ENA) estimada para o fim de setembro é inferior à média em todos os subsistemas, sendo que o Nordeste deve registrar 46% da Média de Longo Termo (MLT). Quanto à demanda de carga, os cenários indicam desaceleração de até 2% no SIN.
ONS recebeu 40 pedidos de conexão de data centers desde 2024, diz Rea
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) recebeu 40 pedidos de instalações de data centers desde o ano passado. Desse total, 30 receberam parecer favorável para conexão, com uma demanda de cerca de 2,5 GW. Para o segundo semestre deste ano, estão em análise outras quatro solicitações que totalizam mais de 200 MW. As cargas têm representado um desafio para o operador.
Aneel busca equilíbrio e rapidez na solução do curtailment
Em reunião com representantes de associações e instituições, a Aneel pontuou convergências no âmbito do fechamento da terceira fase da Consulta Pública 45/2019, como a necessidade de encarar a problemática em agendas de curto e longo prazos, enfrentando a questão de forma conjuntural e estrutural. O entendimento é que, devido à natureza transversal, muitas causas ou repercussões em questão transcendem o objeto da CP, mas boa parte das soluções ainda está sob a jurisdição regulatória.
Ampliação da matriz elétrica em agosto é liderada por centrais eólicas e hidrelétricas
A potência de geração de energia elétrica no Brasil alcançou um acréscimo de 310 MW em agosto, totalizando 4,47 GW nos oito primeiros meses de 2025, segundo a Aneel. No acumulado do ano, 71 usinas começaram a operar comercialmente, incluindo 10 termelétricas, 32 eólicas e 18 plantas solares fotovoltaicas. Treze estados contaram com novas usinas em operação este ano, com destaque para o Rio de Janeiro, Bahia e Minas Gerais.
Fonte: ELECTRA ENERGY/CLIPPING Ed. 18/2025 de 12/09/2025
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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.
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