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Sinais de Preço e Resposta da Demanda: o papel das baterias na era da tarifação horária compulsória
16/6/2026
Paulo Steele Helder Sousa Rodolfo Ribeiro
1. A evolução regulatória da Tarifa Branca e o fim da inércia tarifária
1.1 O histórico do modelo voluntário (opt-in)
A busca por uma sinalização econômica eficiente para os consumidores conectados em baixa tensão no cenário brasileiro possui raízes profundas, remontando à idealização da antiga Tarifa Amarela, em 1985. Após um longo período de amadurecimento das discussões do setor, o conceito foi reformulado e deu origem à Tarifa Branca por meio da Resolução Normativa nº 733/2016 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) — posteriormente compilada na Resolução Normativa nº 1.000/2021.
Concebida sob a premissa de refletir os custos horários associados à prestação do serviço de transporte na rede de distribuição (componente TUSD Transporte), a Tarifa Branca pretendia alinhar a cobrança ao estresse que o perfil de consumo impõe à infraestrutura. Contudo, o modelo original de adesão espontânea e voluntária mostrou-se ineficaz. Até o ano de 2025, a modalidade havia alcançado cerca de 0,09% do mercado elegível em termos de energia consumida.
Esse cenário é atribuído, em grande parte, às dificuldades de comunicação para o engajamento do consumidor final e à própria estrutura regulatória definida no Submódulo 7.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária (Proret) na época. É importante ressaltar que o modelo foi proposto em um contexto tecnológico distinto do atual, quando a rede elétrica ainda não possuía a dinâmica e a bidirecionalidade proporcionadas hoje pela geração distribuída e pelos sistemas de armazenamento. Naquele cenário, a simples migração tarifária poderia gerar vantagens ou prejuízos sem que houvesse, de fato, uma mudança real no comportamento do consumidor.
Para evitar movimentos oportunistas que pudessem distorcer o sinal de preços e para preservar o equilíbrio econômico-financeiro das concessões — buscando a neutralidade de receita —, o regulador instituiu o parâmetro kz. Essa trava funcionava como um sistema de freios e contrapesos que, no contexto da época, era visto como um zelo necessário para a estabilidade do setor. No entanto, ao equilibrar as contas, esse mecanismo de proteção acabou limitando os ganhos financeiros potenciais da transição. Como consequência, o sistema travou a própria efetividade do sinal econômico que pretendia criar, esvaziando o incentivo principal para que o usuário alterasse ativamente os seus hábitos de consumo.
1.2 A "Curva do Pato" e a nova abordagem compulsória
O cenário de estagnação da Tarifa Branca colidiu com a rápida transformação do perfil de geração e carga do sistema elétrico brasileiro. O crescimento exponencial da MMGD impulsionou o surgimento da chamada "Curva do Pato" — um fenômeno sistêmico caracterizado por uma severa sobreoferta de energia solar no meio do dia, seguida por uma rampa abrupta de elevação da demanda e necessidade de acionamento de geração térmica ao anoitecer.
É essencial destacar que a modernização tarifária não é uma pauta repentina para a Aneel. O regulador vem pavimentando esse caminho com debates estruturais desde 2018 (nas discussões sobre a tarifa binômia na baixa tensão), passando pela aprovação dos sandboxes tarifários em 2022 e, mais recentemente, pela Tomada de Subsídios nº 11/2023.
O que ocorreu, diante da urgência imposta pela “Curva do Pato”, foi uma decisão estratégica de antecipar as etapas desse roadmap regulatório. A Aneel alterou sua postura rumo a uma indução assertiva de eficiência motivada pela confluência de três fatores críticos: os resultados concretos obtidos nos sandboxes, o amadurecimento da agenda de modernização tarifária e a necessidade inadiável de criar estímulos reais para a modulação de carga.
Por meio da Nota Técnica Conjunta nº 8/2025 e da subsequente instauração da Consulta Pública nº 046/2025, as superintendências técnicas da Agência propuseram a transição automática e compulsória para a tarifação horária focada, inicialmente, nos grandes consumidores da baixa tensão. O cronograma proposto prevê que, até o fim de 2026, todos os consumidores dos subgrupos B1 (residencial), B2 (rural) e B3 (comercial e industrial) com consumo mensal igual ou superior a 1.000 kWh sejam enquadrados compulsoriamente na nova sistemática horária. Embora representem apenas 2,5% do total de unidades consumidoras do segmento, esse grupo responde por expressivos 25% do seu consumo total.
O planejamento regulatório propõe ainda uma ampliação do rol de consumidores alcançados a partir de 2027, reduzindo o corte de enquadramento automático para consumos acima de 600 kWh/mês.
1.3 Custos marginais e a anatomia dos perfis de uso
Para compreender como a metodologia da Aneel transforma a relação dos usuários com a rede, é imperativo mergulhar na engenharia das tarifas. O modelo de cálculo tarifário considera dezenas de perfis típicos de uso, conhecidos como curvas de carga, segregados por classes de consumo, contemplando os setores comercial, industrial, residencial, rural, serviço público e iluminação pública. Essa abordagem analítica busca incorporar ao cálculo tarifário as especificidades setoriais intrínsecas a cada segmento, como os hábitos de consumo, o padrão de utilização da rede e a posse de equipamentos.
O verdadeiro termômetro econômico do sistema, no entanto, surge quando esses dados comportamentais são sobrepostos à realidade física da infraestrutura elétrica. A metodologia estabelece que, ao cruzar os perfis típicos de uso com os carregamentos observados nas redes de distribuição, o regulador obtém curvas horárias de custos estritamente associadas à prestação do serviço de transporte.
O resultado desse cruzamento revela os chamados Custos Marginais de Capacidade, que estimam o impacto econômico exato que ocorre na margem do sistema: o quanto custa expandir ou reforçar a rede de distribuição para atender o acréscimo de 1 kW na demanda.
Dentro da metodologia tarifária fundamentada nesses parâmetros, os custos são traduzidos em componentes tarifárias. São esses custos marginais de capacidade que fundamentam e calibram o valor da componente TUSD Transporte, atuando como uma espécie de fator de ponderação entre os níveis de tensão que rateiam os custos de distribuição e transmissão. Eles buscam garantir que a tarifa reflita de forma precisa e técnica os custos reais de atendimento. Ao revelar o custo exato de cada quilowatt exigido em horários críticos, a metodologia expõe o peso que o perfil estático — isto é, o comportamento inercial e inflexível do consumidor tradicional, que utiliza a energia sem reagir aos sinais de preço — exerce sobre a rede de distribuição.
Sabendo como a distribuidora precifica a expansão de sua rede hora a hora, o usuário equipado com sistemas de gestão automatizada, capacidade analítica e armazenamento de energia poderia moldar ativamente o seu próprio perfil de carga. Com essas tecnologias, ele passa a transitar exclusivamente nas janelas tarifárias de menor custo, beneficiando a si mesmo financeiramente e contribuindo para otimizar a utilização e mitigar a expansão das redes.
1.4 Simulações da tarifa reformulada sob a premissa de inércia comportamental
Para compreender o real impacto dessa modernização, o artigo anterior apresentou simulações em que foram removidas as amarras do parâmetro kz e adotada uma Tarifa Branca “reformulada”, concebida como um reflexo mais direto dos custos marginais de capacidade das redes.
Nessa abordagem, o mecanismo de contenção associado ao kz foi substituído pelo método tradicional de reconciliação de receita, aplicado de forma agregada por nível de tensão. Com isso, a sinalização tarifária passa a refletir com maior fidelidade os custos horários de utilização da infraestrutura elétrica, evidenciando e reduzindo subsídios cruzados historicamente embutidos na tarifa convencional, em especial aqueles em que consumidores comerciais e industriais de baixa tensão acabam contribuindo para financiar o estresse de rede provocado pelo pico noturno predominantemente residencial.
O modelo hipotético testado pela TR Soluções estruturou o sinal de preços que resultaria em uma Tarifa Branca reformulada com quatro postos tarifários bem definidos:
Posto 1 (Madrugada - 23h às 07h59): redução de 90% em relação à TUSD Transporte Convencional;
Posto 2 (Matutino - 08h às 13h59): redução de 74%;
Posto 3 (Vespertino - 14h às 17h59): zona de transição com redução sutil de 3%;
Posto 4 (Noturno - 18h às 22h59): elevação abrupta de 240%.
Assumindo uma premissa de inércia comportamental absoluta — isto é, pressupondo que os consumidores manterão estritamente as suas curvas de carga atuais —, as simulações baseadas nos dados reais da concessão revelam um impacto profundamente assimétrico entre as classes de consumo. O subgrupo B3 (comercial e industrial), cuja atividade ocorre majoritariamente no período diurno, é amplamente beneficiado de forma automática: 85,1% de seus consumidores obteriam uma redução média de 23,1% na fatura da TUSD Transporte sem qualquer alteração de rotina. De igual modo, o subgrupo B2 (rural) apresenta um saldo altamente positivo, com 73,9% dos usuários capturando uma redução média de 22,0% em função de perfis já otimizados, como o de irrigação noturna.
O grande gargalo reside no subgrupo B1 (residencial), que responde por 65,4% do mercado analisado. Devido à forte concentração de demanda no início da noite — impulsionada não apenas pelas cargas históricas, mas, cada vez mais, pelos novos hábitos de consumo gerados pela eletrificação da economia —, a inércia comportamental submetida à Tarifa Branca reformulada puniria 53,5% dos consumidores residenciais. Esse cenário de passividade geraria um aumento médio ponderado de 22,2% na fatura de transporte desse contingente, o que empurraria a média geral do subgrupo B1 para uma alta de 8,0%.
1.5 A quebra da inércia pela tecnologia
Os resultados projetados para o setor residencial, contudo, são válidos apenas sob o cenário estático da passividade do consumidor. A grande tese trazida pela modernização do setor elétrico é que a imposição de um sinal de preço rigoroso, transparente e tecnicamente bem estabelecido atua como o principal catalisador para a quebra definitiva dessa inércia comportamental. Um exemplo claro dessa força indutora é a tarifa de aplicação de R$ 1.622,50/MWh no Posto 4 (Noturno - 18h às 22h59) descrita na Tabela 1 — valor que não se trata de uma tarifa oficial publicada pela Aneel, mas sim o resultado do modelo hipotético de Tarifa Branca reformulada definido pela TR Soluções.
Tabela 1 - Tarifas de Aplicação reformuladas pela TR Soluções para o grupo B
A mudança nos hábitos de consumo, aliada à viabilidade de novas tecnologias, altera de forma significativa a relação do usuário com a rede de distribuição. A expansão acelerada da eletromobilidade é o maior expoente dessa transformação: segundo dados da Associação Brasileira do Veículo Elétrico (ABVE), as vendas de veículos eletrificados cresceram dez vezes mais que o conjunto do mercado automotivo em 2025, atingindo a marca expressiva de 224 mil unidades comercializadas, com um ritmo de adesão ainda mais acelerado registrado no início de 2026.
A introdução de veículos elétricos a bateria (BEV) ou híbridos plug-in (PHEV), por exemplo, adiciona uma carga substancial que pode ser deslocada integralmente para a madrugada (Posto 1), permitindo uma redução de até 90% nos custos relativos à componente de transporte de energia, para o caso específico analisado, da Cemig.
Para assegurar uma comparação aderente à realidade operacional, a análise de custos considerou os seguintes parâmetros técnicos e tributários:
Eficiência veicular: rendimento urbano de 6 km/kWh para o veículo elétrico, 12 km/l para veículos movidos a gasolina e 8,5 km/l para o etanol.
Custo de combustíveis: valores de mercado de R$ 6,29/l para a gasolina e R$ 4,21/l para o etanol.
Custo efetivo da energia: as tarifas de energia (Cemig) foram calculadas considerando os impostos: ICMS (18%), PIS/PASEP (1,25%) e COFINS (5,75%).
Distância analisada: projeção de rodagem mensal de 1.000 km, visando mensurar o impacto financeiro.
Sob este cenário, a diferença de custos operacionais entre motores a combustão e elétricos é substancial. Enquanto o gasto mensal com combustíveis fica entre R$ 495 (etanol) e R$ 524 (gasolina), o veículo elétrico apresenta custos significativamente menores. Contudo, a efetividade dessa economia depende dos hábitos de consumo e da modalidade tarifária adotada:
Custo padrão (Tarifa Convencional): sob uma tarifa com custo fixo de energia, independente do horário, o custo mensal é de R$ 197.
Otimização máxima (Tarifa Branca - madrugada): o carregamento veicular restrito à faixa das 23h às 8h reduz o custo mensal de energia para R$ 126, o que representa uma economia de aproximadamente 76% frente ao uso da gasolina.
Cenário crítico (Tarifa Branca - noturno): realizar o carregamento durante o horário de ponta (entre 18h e 22h59) representa a condição tarifária mais onerosa, elevando o custo mensal para R$ 355.
Cabe ressaltar, contudo, que a magnitude dessa economia possui um caráter marcadamente regional devido à complexa assimetria tributária brasileira. O cálculo do custo efetivo da energia, ao incorporar alíquotas 'por dentro', sofre forte variação a depender das normativas de cobrança e das regras de isenção de ICMS vigentes em cada estado. A variação dos custos dos combustíveis líquidos também tem implicações nas vantagens econômicas.
A análise evidencia que a gestão de custos dos veículos elétricos com a adoção da Tarifa Branca depende diretamente da modulação de hábitos de recarga. O carregamento planejado na madrugada maximiza o retorno financeiro do veículo, enquanto a manutenção da Tarifa Convencional mitiga a exposição pontual aos altos custos do horário de ponta. Em suma, a viabilidade microeconômica da eletromobilidade passa a estar intrinsecamente ligada à discricionariedade do consumidor sobre seus horários de recarga.
Sob a perspectiva do planejador de redes, o comportamento agregado dessas frotas de veículos elétricos sob diferentes estímulos tarifários dita a sustentabilidade dos ativos de distribuição. O carregamento desordenado e concentrado no início da noite sobrecarrega subestações e alimentadores locais que já operam no limite devido ao pico residencial tradicional. Portanto, a calibração precisa dos postos horários na Tarifa Branca atua como uma ferramenta de gestão de ativos que otimiza o fator de utilização da infraestrutura existente e posterga a necessidade de investimentos na expansão da capacidade de transporte.
1.5.2 O papel do armazenamento na mitigação da Tarifa Compulsória
A Figura 1 apresenta um dos 15 perfis típicos de carga residencial utilizados na definição da estrutura tarifária da Cemig na revisão tarifária de 2023. À época, esse perfil representava cerca de 12% do consumo residencial e, em uma eventual reformulação da Tarifa Branca nos moldes idealizados pela TR Soluções, essa classe estaria sujeita a um aumento de aproximadamente 11% na fatura de energia elétrica.
Figura 1 - Residencial: perfil típico sem modulação
Para um consumo de 1.000 kWh mensais com o perfil típico indicado na Figura 1, sem modulação de carga, a migração compulsória para uma Tarifa Branca reformulada, nos moldes idealizados pela TR Soluções, representaria um aumento de despesas, encarecendo a fatura mensal em R$ 141,24, para R$ 1.374,83. Isso ocorre porque o comportamento padrão da residência concentra grande parte do uso (mais de 35%) no horário Noturno, e o custo elevado cobrado nesse período de pico absorve completamente qualquer economia gerada nas horas mais baratas da madrugada.
Portanto, diante do iminente enquadramento obrigatório, os consumidores que mantiverem seus hábitos originais enfrentarão um aumento inevitável de custos operacionais. Como a alteração da rotina familiar de consumo noturno é, na prática, inviável, a solução técnica definitiva para mitigar esse impacto seria o armazenamento e a modulação inteligente de carga.
A instalação de um banco de baterias aliada à gestão de grandes cargas permite o deslocamento do consumo do horário crítico para a madrugada. Para ilustrar o impacto financeiro dessa estratégia, foram simulados dois cenários de modulação em comparação à fatura não modulada de R$ 1.374:
Modulação parcial (atenuação do pico): nesse cenário, o sistema de baterias e a automação são configurados para suprir a demanda da casa apenas nas horas iniciais e mais críticas do posto Noturno (das 18h às 20h), transferindo o carregamento do sistema para a madrugada. Essa manobra gera uma economia direta de R$ 299 mensais, (aproximadamente R$ 3.600 anuais em relação à Tarifa Branca reformulada sem gestão de carga).
Figura 2 - Residencial: perfil típico com modulação parcial
Modulação Extrema (deslocamento total do posto noturno): representa o nível máximo de eficiência. O banco de baterias e a gestão inteligente eliminariam 100% do consumo da rede da concessionária durante todo o posto Noturno (das 18h às 22h59). A madrugada passa a concentrar quase 68% do consumo da casa. O resultado seria a redução da fatura para R$ 865. Ao concentrar a aquisição de energia nos horários de tarifa mínima e evitar integralmente o horário de ponta, o sistema proporcionaria uma economia expressiva de R$ 509 mensais (mais de R$ 6.100 anuais) frente à conta original da Tarifa Branca reformulada.
Figura 3 - Residencial: perfil típico com modulação extrema
A principal vantagem do uso de sistemas de armazenamento para a modulação de carga é a preservação integral do conforto e da conveniência dos consumidores. Diferentemente de medidas de racionamento, a automação com baterias atua de forma imperceptível, garantindo o suprimento de energia enquanto o sistema gerencia as tarifas de forma autônoma nos bastidores.
Do ponto de vista financeiro, a viabilidade apresenta-se altamente atrativa. Para atender à demanda do cenário de modulação extrema (que requer o armazenamento de cerca de 11,8 kWh diários para utilização no horário de ponta), um banco de baterias de lítio (LiFePO4) de 15 kWh demanda um investimento estimado em R$ 20.000 — pressupondo uma infraestrutura já provida de um inversor híbrido. Diante de uma economia anual superior a R$ 6.100, o retorno sobre o investimento (payback) ocorre em aproximadamente 3,5 anos. Como os módulos de lítio modernos possuem vida útil superior a 10 anos (ou 6.000 ciclos), o equipamento assegura mais de seis anos de retorno líquido após a sua completa amortização.
Mas, apesar da elevada atratividade financeira inicial, uma modelagem de viabilidade rigorosa deve necessariamente ponderar o estresse operacional sobre o CAPEX e o OPEX do sistema. A adoção de um cenário de modulação extrema, que exige ciclos diários profundos de carga e descarga para anular integralmente o consumo no posto Noturno, acelera a degradação física das células de armazenamento. Dessa forma, é prudente que o prosumidor incorpore ao seu planejamento financeiro uma taxa de perda de capacidade anual (“State of Health – SoH”) ao longo da vida útil estimada do equipamento, além de prever custos com a manutenção ou a eventual substituição do inversor híbrido neste horizonte de longo prazo, garantindo que a rentabilidade projetada suporte a realidade operacional da tecnologia.
Vale destacar que, além da otimização financeira, a adoção dessa tecnologia eleva o padrão de qualidade da instalação elétrica residencial ao fornecer resiliência contra interrupções no fornecimento. Em eventos de queda da rede pública, o sistema atua de forma imediata como uma fonte de alimentação ininterrupta (UPS) de alta capacidade, mantendo os equipamentos essenciais e a conectividade em operação. Adicionalmente, os inversores híbridos asseguram um fornecimento de energia estabilizado, protegendo os eletrodomésticos contra oscilações de tensão e surtos da rede, o que prolonga a vida útil dos aparelhos e mitiga prejuízos associados à qualidade da energia entregue pela distribuidora.
A adoção da Tarifa Branca encontra no armazenamento de energia o seu complemento perfeito, gerando uma poderosa sinergia econômica. Longe de atuar apenas como uma salvaguarda contra falhas da rede, a tecnologia consolida-se como uma ferramenta de mercado indispensável para mitigar a exposição aos horários de ponta, assegurar previsibilidade financeira e expandir a autonomia residencial.
Dessa forma, o consumidor deixa de ser um elemento passivo, condicionado à sua curva típica de consumo, e passa a atuar como um agente ativo na gestão da própria demanda.
2. Baterias e a Tarifa Branca: do risco percebido à liberação regulatória
A interseção entre a Tarifa Branca e o uso estratégico da tecnologia de armazenamento de energia foi o epicentro de um dos embates mais intensos da 2ª fase da Consulta Pública Aneel nº 39/2023 (CP 39). No centro da discussão estava o direito de acesso à modalidade horária para unidades consumidoras de baixa tensão (Grupo B) equipadas com sistemas de armazenamento colocalizados. A trajetória desse debate ilustra perfeitamente a tensão entre o conservadorismo protetivo do regulador e a inevitabilidade da transição energética capitaneada pelo prosumidor.
2.1 O receio da agência e a vedação ao acesso
Na minuta original submetida à consulta pública, a Aneel propôs a vedação expressa à adesão à Tarifa Branca para unidades com baterias colocalizadas.
O racional técnico da Agência ancorava-se na previsibilidade do sistema e na proteção do usuário. Isso porque os postos tarifários originais (ponta e fora de ponta) foram calibrados com base em curvas de carga típicas, que não contemplam a alteração drástica e artificial de perfil que um sistema de armazenamento gera. O maior temor do regulador era o risco de falha: caso o equipamento sofresse uma pane ou apresentasse desempenho abaixo do esperado justamente no horário de ponta, quando a energia é substancialmente mais cara, o consumidor sofreria uma elevação em seu faturamento. Sem tempo hábil para adequar seu consumo manualmente, essa oscilação abrupta poderia, na visão da Agência, desencadear uma onda de insatisfação e reclamações.
2.2 Inovação contra o retrocesso
A proposta de restrição foi recebida com forte oposição e unanimemente criticada por diversas entidades do setor elétrico, como ABEEólica, ABGD, ABSAE, Athon Energia, COGEN, EDP, Bright Strategies, entre outras. Os agentes do mercado uniram-se para classificar a medida como um grave retrocesso regulatório, fundamentando a defesa da liberação nos seguintes pilares:
Maximização dos benefícios sistêmicos: a essência e principal vocação da Tarifa Branca é induzir o deslocamento do consumo para os períodos de menor demanda. A combinação com o armazenamento potencializa esse objetivo à máxima eficiência, permitindo ao consumidor comprar energia no posto fora de ponta (barata) para consumi-la ou injetá-la no horário de ponta.
Alívio imediato para a rede: essa flexibilidade operacional drena o consumo nos momentos críticos de maior estresse da infraestrutura. Esse comportamento alivia o SIN e atua diretamente na postergação de investimentos em reforços e expansão das redes.
Inconsistência e falta de fundamentação: as entidades apontaram que a vedação foi proposta de forma arbitrária, sem ter sido submetida a uma Análise de Impacto Regulatório (AIR) prévia e sem motivação técnica específica que a justificasse.
Asfixia da inovação: restringir o acesso a essa modalidade desincentivaria frontalmente a implantação de tecnologias limpas e flexíveis em ambientes residenciais, comerciais e industriais. A proibição colocaria o mercado brasileiro na contramão das megatendências globais de transição energética.
2.3 Neutralidade tecnológica e a assunção de riscos
Diante da robustez técnica das contribuições recebidas, a Aneel demonstrou maturidade institucional ao reavaliar o tema e recuar de sua posição original. Sua deliberação final reconheceu que os benefícios sistêmicos proporcionados pela gestão ativa do consumo superam amplamente os temores iniciais. Ao liberar o acesso, o regulador abraçou o princípio da neutralidade tecnológica e pavimentou o caminho para a estruturação de mercados muito mais sofisticados na baixa tensão, como os programas de resposta da demanda, a criação de usinas virtuais de energia (Virtual Power Plant - VPP) e a futura prestação de serviços ancilares.
Contudo, a liberação consolidou um novo paradigma de responsabilidade. A Aneel deixou claro que a tutela do Estado tem limites: o consumidor que optar por explorar a Tarifa Branca utilizando baterias assume integralmente os riscos inerentes à operação de seu equipamento. Se o sistema falhar durante o horário de ponta, o consumidor arcará com a exposição financeira à tarifa majorada. É uma contrapartida justa da modernização: a liberdade de gerenciar a própria demanda e mitigar custos do sistema exige planejamento, manutenção adequada e gestão de risco por parte do novo consumidor.
3. A assimetria tarifária e o SAE como grande equalizador
A transição para a Tarifa Branca expõe uma vulnerabilidade inerente aos consumidores beneficiários de MMGD. Se por um lado a geração distribuída democratizou o acesso à energia limpa, por outro, a tarifação horária introduz um obstáculo financeiro severo para esses sistemas. Nesse cenário, o SAE pode se consolidar como solução de viabilidade de mercado, bem como vetor para o amadurecimento de modelos de negócio mais sofisticados que agreguem benefícios tanto para os prosumidores quanto para o sistema.
3.1 O descasamento temporal e o fator de ajuste (a perda de valor da energia)
O modelo tradicional de MMGD solar, local ou remota, sofre de um descasamento temporal em relação aos momentos de maior estresse do sistema. A usina injeta o seu volume máximo de energia na rede durante o dia, período que coincide com o horário Fora de Ponta da Tarifa Branca. O problema surge quando a unidade consumidora vinculada à MMGD utiliza essa energia à noite, usualmente durante o horário de Ponta, caracterizado por custos substancialmente mais elevados.
Pelas regras de compensação vigentes, a energia não é trocada simplesmente na proporção de "um para um" quando a energia é compensada em horário distinto daquele em que foi injetada. A regulamentação exige que o abatimento obedeça à relação econômica entre as Tarifas de Energia dos postos tarifários (TE Ponta / TE Fora de Ponta).
As discussões técnicas levantadas durante a CP 39 apontaram que, historicamente, esse fator de ajuste tem variado em média entre 1,6 e 2,1 no Brasil. Na prática, isso cria uma assimetria financeira considerável: o consumidor precisa gerar e injetar na rede cerca de 2 kWh de energia solar durante o dia para conseguir abater apenas 1 kWh do seu consumo no horário de ponta noturno. O resultado é uma perda massiva de eficiência na compensação, reduzindo drasticamente a atratividade e o retorno financeiro do investimento em usinas locais e remotas para clientes submetidos à tarifa horária.
3.2. SAE colocalizado na carga: arbitragem e proteção tarifária
Para contornar essa penalização imposta pelo fator de ajuste, a introdução de um SAE colocalizado na unidade consumidora atua como o escudo perfeito. O armazenamento resolve a ineficiência do descasamento temporal ao permitir que o consumidor arbitre o uso da energia.
A estratégia operacional passa a ser simples e altamente rentável:
Carregamento (Fora de Ponta): o consumidor programa sua bateria para carregar durante o dia, absorvendo energia da rede. Como esse consumo ocorre no horário Fora de Ponta, é abatido na proporção ideal de 1 para 1 pelos créditos gerados simultaneamente por sua usina solar.
Descarregamento (Ponta): quando o sistema entra no horário de Ponta e a tarifa atinge o seu pico de preço, o consumidor passa a suprir a sua carga interna com a bateria.
Com essa manobra e a depender do dimensionamento dos sistemas, o consumidor pode zerar o seu consumo da rede no horário mais caro, blindando-se contra o "deságio" da energia. O SAE maximiza o valor dos créditos solares, garantindo que toda a energia gerada seja aproveitada em sua eficiência econômica máxima, sem as perdas impostas pela conversão entre os postos tarifários.
3.3. SAE na geração: a inversão da lógica de mercado
O potencial do armazenamento se expande ainda mais quando se analisa sua instalação diretamente na usina de MMGD remota. Essa alternativa, amplamente defendida pelos agentes do setor, permite evitar prejuízos e inverte a regra do fator de ajuste a favor do consumidor.
Ao associar as baterias ao local da geração, o empreendedor passa a armazenar a produção de energia de fonte solar ao longo do dia, podendo injetá-la na rede intencionalmente durante o horário de Ponta. Sob essa configuração, a assimetria regulatória passa a atuar como uma alavanca de benefícios:
Multiplicação de créditos: como a injeção ocorre no período em que a Tarifa de Energia (TE) é mais cara, cada 1 kWh injetado no horário de ponta passa a valer muito mais, gerando créditos multiplicados para serem usados nos demais horários.
Abatimento exponencial: esses créditos "valorizados" poderão abater um volume significativamente maior de consumo nos períodos Fora de Ponta das diversas unidades beneficiárias do consórcio ou cooperativa.
Para ilustrar esse mecanismo, imagine um cenário em que as TE em A4 e em BT sejam as destacadas nas tabelas a seguir:
Tabela 2 - Tarifas de Aplicação para o Grupo A (Cemig 2026)
Ao instalar SAE colocalizado à usina em A4, a bateria armazena a energia solar gerada de dia e a injeta propositalmente na rede durante o horário de Ponta. Nesse momento, a injeção em A4 passa a ser valorada pela TE Ponta, que é de R$ 474,22/MWh. Assim, a lógica de mercado se inverte a favor do consumidor submetido à modalidade Convencional:
O fator de ajuste se torna um "ágio" relevante. A relação (TE Ponta A4 / TE Convencional) é de 474,22 / 310,21, resultando em um fator de ajuste de 1,53.
Cada 1 kWh de energia armazenada e injetada pela usina A4 no horário de ponta se transforma em crédito suficiente para abater 1,53 kWh do consumo diurno nas unidades de Baixa Tensão.
No caso de o consumidor de BT estar submetido à Tarifa Branca com consumo (destino) da energia gerada e injetada em A4 (origem) no posto fora de ponta, a relação (TE Ponta A4 / TE Branca) seria de 474,22 / 295,27, resultando em um fator de ajuste de 1,60.
Além da clara vantagem econômica, essa estratégia fornece um serviço importante ao SIN. A injeção concentrada de energia no horário de ponta alivia a infraestrutura da rede de distribuição e transmissão exatamente quando ela é mais exigida, mitigando os efeitos nocivos da "Curva do Pato" e reduzindo o risco de sobrecargas noturnas. Além disso, é justamente esse tipo de resposta da demanda que possibilita mitigar a necessidade de contratação de reserva de capacidade para atendimento dos requisitos de potência do SIN.
Em síntese, seja protegendo o consumidor final na ponta do consumo ou multiplicando os créditos na ponta da geração, os sistemas de armazenamento estabelecem a infraestrutura física necessária para viabilizar mecanismos de resposta da demanda. Como já discutido em artigo anterior publicado pela TR Soluções sobre a escalada de custos do Encargo de Potência para Reserva de Capacidade (ERCAP), cujas projeções para 2032 apontam para um pico de arrecadação setorial de R$ 53 bilhões decorrente dos leilões de potência, dotar o consumidor de capacidade preditiva e de modulação ativa de carga transforma o usuário passivo em um agente estratégico de estabilização do SIN. O armazenamento de energia, acoplado a sinais tarifários eficientes, prova ser a peça que faltava no quebra-cabeça da Tarifa Branca, convertendo um risco de reajuste em uma ferramenta de modicidade tarifária e eficiência sistêmica.
A despeito de seus inegáveis benefícios, é imperativo que os agentes de mercado reconheçam que a arbitragem tarifária na geração remota (A4) carrega um risco regulatório latente. Historicamente, a Aneel tem atuado para coibir mecanismos que interpreta como arbitragens puramente financeiras, especialmente se o ganho em escala proporcionado pelo armazenamento começar a se traduzir em um dreno não previsto para as contas de compensação das distribuidoras. À medida que o uso de baterias para a multiplicação intencional de créditos no horário de ponta ganhar tração comercial massiva, é altamente provável que essa 'inversão da lógica' enfrente severo escrutínio em próximos ciclos de revisão tarifária ou em futuras atualizações da Resolução Normativa nº 1.000/2021. Portanto, investidores de usinas remotas devem estruturar seus modelos de negócio prevendo não apenas salvaguardas jurídicas, mas também cenários de estresse regulatório que contemplem eventuais alterações nos fatores de ajuste e nas regras de injeção horária.
4. Conclusão
A iminente transição compulsória para a Tarifa Branca representa um divisor de águas no setor elétrico brasileiro, extinguindo definitivamente a era da inércia tarifária para grandes consumidores da baixa tensão. Se, por um lado, essa mudança regulatória impõe um ônus financeiro aos perfis de consumo tradicionais e expõe o descasamento temporal da MMGD, por outro, inaugura uma janela de oportunidades para a gestão ativa da demanda.
Como demonstrado, a adoção de tecnologias de flexibilização atua como o principal catalisador dessa nova realidade. A modulação estratégica de grandes cargas — a exemplo do carregamento de veículos elétricos deslocado para a madrugada — ilustra a capacidade de reduzir drasticamente as despesas com recarga ao se beneficiar diretamente da sinalização de preços da componente de transporte. Contudo, é a integração dos Sistemas de Armazenamento de Energia (SAE) – representados no mercado principalmente pelos sistemas de baterias (BESS) – que promove a verdadeira disrupção nos modelos de negócio do setor.
Do ponto de vista sistêmico, os benefícios dessa quebra de inércia comportamental transbordam as fronteiras da redução de custo individual do grande consumidor de baixa tensão. Ao atenuar as rampas de carga e achatar as pontas de demanda do sistema, o uso agregado de baterias distribuídas atua como um recurso descentralizado de flexibilidade e segurança operacional. Esse avanço reduz diretamente a necessidade de o poder concedente acionar recursos mais caros nos momentos críticos ou promover leilões de reserva de capacidade para fins de potência, cujos custos bilionários são rateados por todos os usuários. Mais do que depender de uma complexa regulamentação sobre os equipamentos instalados por trás do medidor (behind the meter), a consolidação de sinais de preço que estimulem a arbitragem tarifária e a gestão inteligente da demanda — viabilizada por uma Tarifa Branca compulsória e aderente aos custos reais — desenha-se como a alternativa mais factível e imediata para desonerar os encargos setoriais que hoje pesam sobre a matriz elétrica nacional.
As baterias consolidam-se como o grande equalizador regulatório. Sejam localizadas na carga para blindar o consumidor contra os altos custos do horário de ponta, ou instaladas em usinas geradoras remotas para promover a arbitragem do fator de ajuste — convertendo o deságio da energia em ganho econômico na compensação —, o armazenamento inverte a lógica de mercado a favor do investidor.
Em última análise, o SAE deixa de ser uma tecnologia de nicho ou um mero mecanismo de contingência para se estabelecer como o alicerce da viabilidade econômica do prosumidor moderno. Mais do que assegurar rentabilidade, previsibilidade e independência financeira, a inserção estratégica das baterias e a modulação de cargas prestam um serviço essencial à estabilidade do Sistema Interligado Nacional, aliviando o estresse da infraestrutura nos horários críticos e viabilizando uma transição energética mais eficiente, inteligente e resiliente.
1 No mercado, os Sistemas de Armazenamento de Energia (SAE) são representados principalmente pelos sistemas de baterias (BESS, do inglês Battery Energy Storage System), mas também contemplam usinas hidrelétricas reversíveis (armazenamento gravitacional), volantes de inércia (armazenamento cinético), armazenamento térmico ou ar comprimido.
O Ministério Público Federal instaurou uma investigação sobre os impactos sobre povos indígenas e comunidades tradicionais na região do Baixo Teles Pires e Alto Tapajós, no estado do Pará, após uma situação de emergência na UHE Colíder, no Mato Grosso. O Ministério Público Federal está investigando potenciais falhas estruturais no sistema de barragens após líderes indígenas relatarem uma “inundação repentina do rio” na região. A princípio, a investigação visa avaliar as consequências imediatas e de longo prazo para as populações vulneráveis a jusante. No último dia 15, o nível de segurança da barragem da usina foi elevado para ‘alerta’.
> Saiba mais em “MPF investiga impactos de Colíder em comunidades no PA”: https://bit.ly/4p8NWfQ
- PROJETOS PARA HUBS DE H2 (geração)
O Ministério de Minas e Energia divulgou na última sexta-feira,29 de agosto, o resultado da chamada pública para hubs de hidrogênio de baixa emissão de carbono para descarbonização da indústria, uma das principais ações do Programa Nacional do Hidrogênio.
Após análise, foram definidas cinco propostas com alto potencial de implementação até 2035. As propostas foram indicadas e priorizadas pelo MME para compor o Plano de Investimentos do Brasil no âmbito do Climate Investment Funds – Industry Decarbonization (CIF-ID).
> Continue a leitura na notícia “MME seleciona cinco projetos para hubs de H2”: https://bit.ly/45ZjZWt
- EVENTOS (canalenergia)
Webinar ESS | Economia que gera valor: Eficiência Energética no Mercado Livre
WhatsApp Bruno - https://api.whatsapp.com/send/?phone=5511932738511”
- OUTRAS NOTÍCIAS DE HOJE
Mineração vê aumento de importância na transição energética: https://bit.ly/4g4yxJe
Para alcançar o avanço das operações para que estas sejam realizadas de forma mais eficiente e sustentável, o setor está implementando o uso de tecnologias, com destaque para IA.
Autoprodução: ViaQuatro e ViaMobilidade alcançam operações com 100% de energia renovável: https://bit.ly/4lRmkbZ
Parte significativa da eletricidade utilizada é gerada por fonte eólica no estado do Piauí e utilizada em linhas de trem e metrô na região metropolitana de São Paulo.
Geração própria da Sicoob UniCentro Br reduz custo com energia em 73%: https://bit.ly/4mI265F
Em quase dois meses de funcionamento, parque fotovoltaico Geraldo Mendonça atingiu desempenho acima da expectativa.
Acre tem desligamento automático de 180 MW: https://bit.ly/3HH1cr8
As causas da ocorrência estão sendo investigadas pelo Operador.
Curtailment, autoprodução e abertura do mercado ficam para a MP 1304, diz Coelho Filho
Relatório deverá ser apresentado nesta terça-feira, 2 de setembro com um texto sem surpresas e próximo do originalmente publicado em 21 de maio de 2025, visando a Tarifa Social.
FRAGMENTOS EXTRAÍDOS DA VOLTS BY CANALENERGIA – 174ª EDIÇÃO DE 02/09/2025
2/9/2025
EXCLUSIVO
Este assunto frequentemente desperta debates apaixonados. Por isso mesmo, coube ao subeditor Maurício Godoi a missão de retomá-lo na robusta reportagem especial desta semana do CanalEnergia . Estamos falando do horário de verão. Ele volta a se tornar o centro das atenções do setor elétrico. De um lado, especialistas e o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) defendem que adiantar os relógios poderia aliviar a “ponta” do consumo. Em especial após as 18h, quando a geração solar cai a quase zero. O mecanismo teria potencial de reduzir a demanda em até 1,2 GW, dando fôlego temporário ao sistema. Por outro lado, analistas alertam que o benefício é cada vez mais limitado. A rápida expansão da energia solar distribuída, somada às mudanças no perfil de consumo, reduz a efetividade da medida. Além disso, o horário de verão não resolve sozinho o problema estrutural do atendimento à demanda de ponta, que tende a crescer até 2029. O desafio está posto à mesa e resta agora ao governo decidir a aplicação ou não do horário de verão. O assunto é forte candidato a top trend!
ECONOMIA
Demorou mais de um ano, mas finalmente acabam de ser oficializados os novos diretores da Aneel. O quadro está completo agora. Lula assinou a nomeação de Gentil Nogueira de Sá Júnior, para a vaga de Ricardo Tili, e de Willamy Moreira Frota, para a de Helvio Guerra. Teve até discurso, com o presidente da República parabenizando cada um dos indicados aos cargos. Bem-vindos e...mãos à obra!
E já que o assunto é Aneel, passando aqui para informar que a agência retirou da pauta da reunião ordinária de terça-feira passada, dia 26, o processo sobre a regulação do uso de baterias . Desta vez, o pedido veio do MME. Parece que o ponto crítico continua sendo a questão da tarifação pelo uso da rede. E, sorry, galera! O tema não consta da pauta da reunião desta terça, dia 2.
Ainda sobre a Aneel, vale dizer que a diretoria aprovou o edital do leilão para atendimento aos Sistemas Isolados, marcado para 26 de setembro. O início de suprimento é 20 de dezembro de 2027, com exceção para a localidade de Coari (AM), cuja entrega começará em 1º de dezembro de 2030. É hora de os interessados azeitarem as propostas.
Ainda não está nada certo, mas o ONS sinalizou que o fenômeno La Niña pode pintar de novo. Isso talvez aconteça entre o final da primavera e início de verão. Deu no resultado da reunião do Programa Mensal da Operação (PMO) de quinta-feira passada, dia 28. Mas, calma! Se vier, o episódio deve ser de fraca intensidade e curta duração. A conferir.
Parou! Após três meses de queda, o consumo de energia voltou a dar sinal positivo. Segundo a EPE (Empresa de Pesquisas Energéticas), em julho último o medidor oficial marcou 45.177 GWh, aumento de 0,6% em comparação a julho de 2024. Boa notícia para a economia do país e também para a geração renovável, que enfrenta o fantasma do curtailment também por falta de carga.
POLÍTICA
Para tentar satisfazer a gregos e troianos, o MME adotou uma decisão salomônica e dividiu o Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência (LRCAP) em dois eventos. Um deles será dedicado às fontes que originalmente fariam parte do certame em 2024. Ou seja, empreendimentos térmicos a gás e hidrelétricos. Mas agora o LRCAP envolve também usinas existentes a carvão mineral, térmicas a óleo combustível e a diesel. Diferentemente da conclusão bem sucedida da lenda bíblica original, a decisão continua rendendo muitas críticas. A Frente Nacional dos Consumidores de Energia (FNCE) colocou, digamos, “mais lenha na fogueira” e afirma que o LRCAP resultará em contratações mais caras, menos eficientes e mais poluentes. A Federação das Indústrias do Estado de Minas Gerais (FIEMG) não deixou por menos. Em nota, alerta que o certame deveria privilegiar hidrelétricas reversíveis, baterias e o mecanismo de Resposta da Demanda. Já a Anace (Associação Nacional dos Consumidores de Energia) foi direto ao ponto. Ou seja: a entidade prevê que vai sobrar para os consumidores pagarem tarifas mais caras. O pior de tudo é que como o LRCAP agora só vai rolar em março de 2026, ainda pode correr muita, mas muita água sob essa ponte.
CONSUMO E COMPORTAMENTO
E o que se esperava em termos de conta de energia se confirmou na sexta-feira passada. Com essa secura toda continuaremos com Bandeira Vermelha Patamar 2. Mais do que nunca, é hora de sustentar a fama de chato – ou chata - e controlar o consumo da família. Apesar de tudo, na ponta do lápis, acredite, o IPCA de agosto recuou 0,14%! Aos 45 minutos do segundo tempo, veio o bônus de Itaipu e meio que neutralizou o efeito da sinalização vermelha. Agora, resta sonhar com o futuro. De acordo com estudo da Abraceel (Associação Brasileira de Comercialização de Energia), a Medida Provisória 1300 deve beneficiar diretamente a classe média e reduzir em 16% a conta para quem decidir migrar para o mercado livre. Isso, claro, se tudo der certo. Essa liberação, afinal, só virá a partir dezembro de 2027, conforme a MP 1300, editada em 21 de maior e que caducará em 17 de setembro se nada for feito no Congresso Nacional.
PRÊMIO NOS DE QUALIDADE NA OPERAÇÃO
Tradicional para as companhias de distribuição, que contam há anos com o Prêmio Abradee, agora as transmissoras também ganharam uma forma de reconhecimento oficial para chamar de sua. Foi lançado o Prêmio ONS de Qualidade na Operação . Com as categorias “Corrente Alternada” e “Corrente Contínua”, a proposta é valorizar a atuação de empresas com boa performance operacional, estimular boas práticas e a melhoria permanentes. Boa sorte aos concorrentes!
CONCESSÃO DE TRANSMISSÃO DA MEZ ENERGIA
Não tô a fim. Meio que foi essa a manifestação da Aneel em resposta a uma tentativa de procedimento de solução consensual sobre cinco concessões de transmissão da MEZ Energia arrematadas nos leilões de 2020 e 2021. A proposta veio do TCU (Tribunal de Contas da União). Como se sabe a empresa não conseguiu entregar seus projetos no prazo previsto, o que, para a agência reguladora, é algo imperdoável e, portanto passível de pesadas penalidades. Os ativos inconclusos, aliás, devem ser relicitados no leilão de 2026.
COMISSÕES MISTAS DAS MPs 1300 e 1304
O download demorou pra valer, mas, finalmente, foram instaladas no Congresso Nacional as comissões mistas das Medidas Provisórias 1300 e 1304. No caso da 1300, o senador Eduardo Braga (MDB-AM) e o deputado Joaquim Passarinho (PL-PA) são, respectivamente, presidente e vice-presidente da comissão. Coube ao deputado Fernando Coelho Filho (União-PE) a relatoria. Mergulhados em mais de 600 emendas, esse trio tem muito a resolver até o deadline da 1300, que expira logo ali, em 17 de setembro, conforme o spoiler mais acima dessa newsletter.
O alvo principal em meio a esse cipoal de propostas, contudo, é a reformulação da Tarifa Social de Energia Elétrica. Devido ao tempo escasso, há forte possibilidade de que outros pontos críticos da MP 1300, como o teto de gastos da CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), acabem escorregando para a MP 1304, cujo prazo de validade vence e novembro. Nessa MP, aliás, a dobradinha parlamentar no comando dos trabalhos é invertida. Coelho é presidente e Braga está relator. Lembrando que ambos foram titulares do MME e, portanto, tem muito a contribuir em ambos os processos.
Fonte: VOLTS BY CANALENERGIA – 174ª EDIÇÃO DE 02/09/2025
Confira as consultas públicas terminando nos próximos dias:
2/9/2025
Data final: 08/09/2025
- Consulta Pública n° 192 de 08/08/2025
Regulamentação das responsabilidades e obrigações das partes envolvidas no uso de Área de Preservação Permanente e de borda de reservatórios de geração de energia hidrelétrica para fins de aquicultura
Data final: 09/09/2025
- Consulta Pública n° 193 de 21/08/2025
Proposta de resolução que estabelece diretrizes relativas à transparência das deliberações do CMSE referentes ao despacho de geração por garantia de suprimento energético - GE.
Data final: 12/09/2025
- Consulta Pública n° 194 de 22/08/2025
Portaria de Diretrizes e Sistemática do LRCAP de 2026 - UTEs a Gás Natural, Carvão Mineral e UHEs
- Consulta Pública n° 195 de 22/08/2025
Portaria de Diretrizes e Sistemática do LRCAP de 2026 - UTEs a Óleo
- Consulta Pública 027/2025
Obter subsídios referente ao relatório de Análise de Impacto Regulatório – AIR que trata do aprimoramento da regulamentação associada à confiabilidade das instalações de transmissão.
Saiba mais no site: https://bit.ly/Aneel-ConsultaPública e https://bit.ly/ConsultaPúblicaMME
Dados do Informe do Programa Mensal de Operação divulgados nesta sexta-feira, 29 de agosto, mostram que os reservatórios do Sistema Interligado Nacional devem terminar o mês de setembro com os níveis acima de 50%. No Sudeste/ Centro-Oeste, o volume deve ficar em 52,4% ao fim do mês. A região Sul deve registrar o maior armazenamento, de 82,1%. No Nordeste, o volume operativo dos reservatórios pode chegar a 53,8%. Já na região Norte, o volume armazenado estimado em 30 de setembro é de 80,7%.
> Continue a leitura em “Reservatórios devem terminar setembro com níveis acima de 50%”: https://bit.ly/45TY6Ig
- POSSE AOS NOVOS DIRETORES DA ANEEL E ANP (política)
O presidente Luiz Inácio Lula da Silva assinou a nomeação de novos diretores das agências reguladoras na última quinta-feira, 28 de agosto. O presidente da República faz as indicações e encaminha ao Senado Federal para aprovação, após realizadas as sabatinas dos indicados com os parlamentares. Para a Agência Nacional de Energia Elétrica, os nomes foram o de Gentil Nogueira de Sá Júnior, que ocupa o lugar de Ricardo Tili, e Willamy Moreira Frota, no de Helvio Guerra. Tili deixou a agência em maio deste ano e Guerra, em maio de 2024. Os nomes foram aprovados pelo Senado no dia 20 de agosto.
> Leia a notícia completa em “Lula dá posse a novos diretores da Aneel e ANP”: https://bit.ly/4fZWxwV
- CONSUMO DE ENERGIA (consumidor)
A Resenha Mensal do Mercado de Energia Elétrica mostra que em julho o consumo nacional de eletricidade foi de 45.177 GWh em julho de 2025, um aumento de 0,6% comparado a julho de 2024 . De acordo com o documento publicado pela Empesa de Pesquisa Energética, a alta quebra a tendência de queda no consumo nacional observada nos três meses anteriores. O consumo nacional acumulado nos últimos 12 meses foi de 563.208 GWh, alta de 1,6% na comparação com igual período anterior.
> Saiba mais na matéria “EPE: consumo sobe 0,6% em julho e interrompe série de quedas”: https://bit.ly/3JAiqah
- EVENTOS (canalenergia)
Webinar ESS | Economia que gera valor: Eficiência Energética no Mercado Livre
FRAGMENTOS EXTRAÍDOS DO ELECTRA ENERGY/CLIPPING Ed. 17/2025 de 29/08/2025
1/9/2025
Comissão mista da MP 1304 é instalada no Congresso Nacional
A comissão mista do Congresso Nacional para analisar a Medida Provisória 1304 foi instalada nesta quarta-feira, 27 de agosto. O deputado Fernando Coelho Filho (União-PE) foi eleito para presidir a comissão e designou o senador Eduardo Braga (MDB-AM) para a relatoria da matéria. Os dois ocupam de forma inversa os mesmos cargos na comissão da MP 1300. Entre as principais ações da MP estão substituição das contratações compulsórias de usinas termelétricas inflexíveis por usinas hidrelétricas menores e a limitação do repasse de custos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) para as tarifas.
Curtailment tem levado empresas a operação especial na CCEE
A alteração dos níveis do CVaR nos modelos computacionais e, consequentemente, o aumento da volatilidade dos preços de energia não impactaram na chamada operação balanceada na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Contudo, essa situação tem sido verificada pela entidade em decorrência do curtailment, que leva empresas a dificuldades e perdas. A entidade vê os cortes de energia influenciando a situação de geradoras para essa modalidade de operação em função de problemas com o cumprimento de obrigações na Câmara.
Testes de linhão que vai interligar Roraima ao SIN começam no dia 8 de setembro
Os testes de energização da linha de transmissão Manaus-Boa Vista, o linhão do Tucuruí, vão ter início dia 8 de setembro, viabilizando a interligação de Roraima ao Sistema Interligado Nacional (SIN). A linha é de responsabilidade da Transnorte Energia, concessionária que pertence à Eletrobras e à Alupar. No total, são 724 km de extensão, incluindo um trecho de aproximadamente 120 km construído dentro da Terra Indígena Waimiri Atroari.
Precificando energia e flexibilidade no mercado de eletricidade
A regulação do setor elétrico brasileiro insistiu no modelo único de precificação. Nesse contexto, o produto energia, remunerado pelo preço de curto prazo e que lastreia a venda de contratos, tem, no caso de geradores controláveis, seu espaço cada vez mais disputado pela obrigatoriedade de participação nos serviços ancilares. Contudo, os serviços ancilares não são precificados nem remunerados com base em uma relação de oferta e demanda. O correto, portanto, seria tratar os diferentes tipos de flexibilidade obtidos através desses serviços como produtos distintos da energia, cobrando de quem os demanda e remunerando adequadamente quem os fornece.
MP´1300 reduzirá conta de luz do consumidor cativo em 5% e em 16% para que migrar ao mercado livre
A abertura completa do mercado de energia elétrica reduzirá em cerca de R$ 20 bilhões por ano os custos dos consumidores atendidos em baixa tensão, com elevação do PIB de aproximadamente 0,5% nos próximos anos e mais de 700 mil novos empregos, considerando os efeitos diretos, indiretos e induzidos na economia do país. A constatação é de análise desenvolvida pela Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel). O estudo mostra que as medidas beneficiam diretamente a classe média e devem reduzir em 5% o valor da fatura do consumidor cativo que não migrar e em 16% a conta para aqueles que forem ao mercado livre.
Migração ao mercado livre: Direitos e deveres que o consumidor precisa conhecer
No mercado livre, os consumidores ganham mais liberdade de escolha, mas também assumem algumas responsabilidades. Nesse ambiente, é fundamental que empresas e pessoas físicas estejam atentas às regras do setor, evitando riscos e prejuízos. O passo a passo para a migração inclui a notificação da distribuidora sobre sua intenção de migração (denúncia de encerramento do contrato), e cadastro na CCEE, por meio de um representante varejista. Questões relacionadas às tarifas de uso do sistema (fio), informações sobre o processo de denúncia contratual ou procedimentos para eventual retorno ao mercado regulado continuam sendo tratadas diretamente com a distribuidora local.
MME divide leilão de segurança energética em dois, abre consulta pública e prevê realização apenas em 2026
O Ministério de Minas e Energia (MME) dividiu o leilão de reserva de capacidade, voltado para segurança energética, em dois e colocou as diretrizes dos dois certames em consulta pública por 20 dias. O leilão que seria realizado este ano foi suspenso por força de ações judiciais contra as regras então previstas. O objetivo dos leilões é contratar a potência disponível das usinas no sistema elétrico. Poderão ser contratadas usinas a gás natural, térmicas a carvão mineral existentes e projetos de ampliação de hidrelétricas.
CCEE e Aneel realizam leilão histórico que vai gerar R$ 5,5 bilhões em investimentos e R$ 864 milhões em economia ao consumidor
O Leilão de Energia Nova A 5, realizado pela CCEE e pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), contratou 815,6 MW e movimentou R$ 5,5 bilhões em investimentos para viabilizar obras de 65 usinas hidrelétricas em 13 estados, com início de fornecimento previsto para 1º de janeiro de 2030, atendendo à demanda das distribuidoras no mercado regulado. O preço médio alcançado, de R$ 392,84/MWh, garantiu um deságio médio de 3,16%. Com o resultado, os consumidores terão um benefício de R$ 864,8 milhões nas contas de luz.
A receita perdida das hidrelétricas
A exportação de energia elétrica para países vizinhos é uma oportunidade para o Brasil transformar desperdício em receita, beneficiar consumidores, reforçar a competitividade dos geradores e contribuir para o uso mais racional de seus recursos naturais. No caso das hidrelétricas, um dos maiores potenciais ainda pouco aproveitados é a chamada Energia Vertida Turbinável (EVT) - água que poderia gerar energia, mas que acaba sendo liberada pelos vertedouros sem aproveitamento econômico. Ainda que essa condição não se mantenha o tempo todo, a exportação para países vizinhos permitiria utilizar essa energia excedente em horários ou dias específicos, como fins de semana, transformando-a em carga efetiva e receita para o país.
Nos primeiros meses de operação, modelo simplificado já impulsionou 234 migrações de consumidores
O modelo simplificado de migração para o varejo, implementado pela CCEE em julho de 2025, já viabilizou a entrada de 234 consumidores no mercado livre de energia, além de 105 solicitações em andamento até o momento, com migração prevista até março de 2026. O modelo utiliza tecnologia de APIs (Application Programming Interface) para automatizar processos, aumentar a segurança e reduzir prazos na gestão das unidades consumidoras representadas por varejistas, tornando a transição para o ambiente livre mais ágil e escalável.
Comissão de Infraestrutura do Senado aprova indicados para diretoria da Aneel
A Comissão de Infraestrutura do Senado Federal aprovou as indicações de Gentil Nogueira e Willamy Frota para assumir o cargo de diretores da Aneel. No mesmo dia, as indicações foram submetidas ao plenário do Senado e aprovadas.
Energia solar ultrapassa marca de 60 gigawatts em capacidade instalada no Brasil
A fonte solar atingiu a marca de 60 GW de potência instalada operacional no Brasil, segundo dados da Aneel. O balanço considera o somatório da geração própria solar (geração distribuída), com 42,1 GW, e das grandes usinas solares, com 17,9 GW. De acordo com a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), a fonte solar já evitou a emissão de cerca de 88,3 milhões de toneladas de CO2 na geração de eletricidade. Atualmente, representa 23,5% de toda a capacidade instalada da matriz elétrica brasileira, sendo a segunda maior, atrás das hidrelétricas.
Fonte: ELECTRA ENERGY/CLIPPING Ed. 17/2025 de 29/08/2025
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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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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.
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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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