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INDICE DE MODULAÇÃO DA DCIDE E OS DESCONTOS TARIFÁRIOS DAS FONTES DE ENERGIA
14/9/2026
Por: Antonio Araújo da Silva
A crescente importância da formação horária do preço da energia elétrica no Brasil tornou necessário distinguir dois fenômenos que, embora relacionados à comercialização de energia, possuem naturezas distintas: de um lado, os descontos tarifários regulados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), incidentes principalmente sobre as Tarifas de Uso dos Sistemas de Transmissão e Distribuição (TUST/TUSD); de outro, o Índice de Modulação da Dcide (IMD), que representa o efeito econômico decorrente do perfil horário de geração em comparação com uma geração hipoteticamente distribuída de maneira uniforme ao longo das horas.
Desde a adoção do PLD horário, em janeiro de 2021, a hora em que a energia é produzida passou a ter impacto crescente sobre o resultado econômico dos agentes. A Dcide desenvolveu, nesse contexto, seus Índices de Modulação por fonte e submercado. O indicador compara o valor econômico da geração efetivamente realizada a cada hora, considerando o PLD horário, com o valor que seria obtido caso a mesma quantidade de energia fosse gerada em um perfil denominado flat, isto é, uniformemente distribuído pelas horas do período. O resultado é expresso em R$/MWh.
Assim, quando o IMD é positivo, a fonte apresenta um prêmio de modulação, pois sua geração tende a ocorrer em horários nos quais o PLD é relativamente mais elevado. Quando o IMD é negativo, verifica-se um desconto de modulação, porque a geração está concentrada em períodos de preços menores. O indicador igual a zero significa, em termos econômicos, que não existe prêmio ou desconto relevante em relação ao perfil flat.
É importante destacar que o IMD da Dcide não representa um desconto tarifário estabelecido pela ANEEL. O indicador é uma referência analítica de mercado. Seu cálculo utiliza, fundamentalmente, a geração horária das usinas disponibilizada pelo ONS e os valores horários do PLD divulgados pela CCEE. Atualmente, a metodologia da Dcide contempla as fontes solar, eólica e hidráulica, nos quatro submercados do Sistema Interligado Nacional — Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte.
A diferença entre os dois conceitos torna-se especialmente importante quando se analisam as chamadas fontes incentivadas. A legislação brasileira criou mecanismos de redução das tarifas de uso dos sistemas elétricos para estimular determinadas fontes de geração. A Lei nº 9.427/1996, juntamente com sua regulamentação, fundamenta a concessão de descontos na TUST/TUSD para empreendimentos enquadrados nas hipóteses legais. A ANEEL disciplina a aplicação desses benefícios, inclusive por meio da Resolução Normativa nº 1.031/2022 e das regras de comercialização correspondentes.
Na prática, os percentuais de desconto tarifário associados à energia incentivada podem variar conforme o enquadramento da usina e do contrato. A documentação regulatória da ANEEL registra, entre outros, descontos de 50%, 80% e 100%, conforme a situação específica do empreendimento e da energia comercializada. A própria base de dados da CCEE para 2026 identifica montantes de energia incentivada com descontos de 50%, 80% e 100%, além de energia convencional com desconto de 0%.
Dessa forma, pode-se estabelecer uma distinção simplificada:
Categoria| Desconto regulatório TUSD/TUST| Relação com o IMD da Dcide Energia convencional| 0%| O IMD pode gerar prêmio ou desconto econômico Energia incentivada| 50%, 80% ou 100%, conforme enquadramento| O desconto tarifário é independente do IMD Cogeração qualificada| Há hipóteses de 50%, conforme enquadramento| Pode apresentar prêmio/desconto de modulação Solar| Conforme enquadramento regulatório do empreendimento| IMD tende a ser negativo quando a geração ocorre em horas de PLD baixo Eólica| Conforme enquadramento regulatório do empreendimento| IMD pode ser positivo quando a geração coincide com preços elevados Hidráulica| Conforme enquadramento regulatório do empreendimento| IMD pode ser positivo pela capacidade de geração em horários de maior valor
Portanto, não se deve interpretar um desconto de 50%, 80% ou 100% da energia incentivada como sendo o mesmo que o desconto de modulação calculado pela Dcide. O primeiro é um benefício tarifário regulatório, relacionado à utilização da rede de transmissão e/ou distribuição; o segundo é um resultado econômico associado ao comportamento horário da geração diante do PLD.
Essa distinção é particularmente relevante no ambiente de contratação livre. Uma energia incentivada pode possuir, por exemplo, determinado percentual de desconto na TUSD/TUST e, simultaneamente, apresentar prêmio ou desconto de modulação. Os dois efeitos podem coexistir e influenciar a avaliação econômica do contrato, mas são calculados por metodologias distintas.
Os dados mais recentes divulgados pela Dcide demonstram a relevância econômica desse fenômeno. Em maio de 2026, a geração solar apresentou índices negativos em todos os submercados: -R$ 89,94/MWh no Sudeste/Centro-Oeste, -R$ 60,41/MWh no Norte, -R$ 54,87/MWh no Nordeste e -R$ 52,86/MWh no Sul. Em sentido oposto, a geração eólica apresentou índices positivos nos quatro submercados, enquanto a hidráulica também apresentou prêmios positivos.
No caso da energia solar, o fenômeno está relacionado à concentração da geração durante o período diurno, justamente quando a elevada oferta fotovoltaica pode contribuir para reduzir o preço horário da energia. Em maio de 2026, o desconto de modulação da solar no Sudeste/Centro-Oeste chegou a aproximadamente 40,9% do PLD médio daquele submercado.
A geração hidráulica apresentou comportamento oposto: no mesmo mês, o prêmio de modulação variou de R$ 14,20/MWh no Norte a R$ 34,08/MWh no Sul. A explicação econômica está relacionada à maior flexibilidade operacional das hidrelétricas, que permite maior contribuição nos períodos em que a geração solar diminui e o sistema necessita de outras fontes para atendimento da carga.
A fonte eólica também apresentou prêmio positivo em todos os submercados em maio de 2026, variando de R$ 6,24/MWh no Sul a R$ 33,80/MWh no Norte. No Nordeste, região de grande concentração da geração eólica brasileira, o prêmio foi de aproximadamente R$ 9,93/MWh, equivalente a cerca de 6% do PLD médio do submercado.
Os dados evidenciam, portanto, que a simples comparação do preço médio da energia de diferentes fontes pode ser insuficiente. Para uma avaliação econômica mais completa, é necessário considerar pelo menos quatro componentes: (1) preço da energia; (2) desconto regulatório de TUSD/TUST; (3) perfil de geração e seu efeito de modulação; e (4) localização da geração e do consumo nos diferentes submercados.
Em síntese, a regulação da ANEEL cria os mecanismos de incentivo tarifário destinados a determinadas fontes e empreendimentos, enquanto o Índice de Modulação da Dcide procura mensurar o efeito econômico do perfil horário de geração diante do PLD horário. A combinação desses fatores é fundamental para a correta avaliação de contratos de energia no mercado livre. Uma fonte pode possuir significativo benefício regulatório de TUSD/TUST e, ainda assim, sofrer perda econômica decorrente de sua modulação horária; da mesma forma, uma fonte pode apresentar menor ou nenhum benefício tarifário e obter prêmio econômico decorrente da produção em horários de preços elevados.
Por essa razão, na análise de uma operação de compra e venda de energia, o percentual de desconto regulatório não deve ser utilizado isoladamente como medida de vantagem econômica. O valor efetivo da energia depende da interação entre benefício tarifário, preço contratado, perfil de geração, PLD horário, submercado, sazonalidade, flexibilidade contratual e riscos de exposição à CCEE. O Índice de Modulação da Dcide constitui, nesse contexto, importante instrumento complementar para identificar quanto o perfil temporal da geração agrega ou subtrai valor da energia comercializada.
Referências
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Resolução Normativa nº 1.031, de 26 de julho de 2022. Estabelece procedimentos para aplicação dos descontos nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição.
BRASIL. Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996. Institui a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e disciplina o regime das concessões de serviços públicos de energia elétrica.
CÂMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA – CCEE. Dados abertos: Energia Incentivada. São Paulo: CCEE, 2026.
DCIDE. Índices de Modulação. Campinas: Dcide, jun. 2026.
DCIDE. Índices Mensais de Modulação – Análise Maio de 2026. Campinas: Dcide, 2026.
ONS – OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO. Dados de geração do Sistema Interligado Nacional. Rio de Janeiro: ONS.
Antonio Araújo da Silva Consultor da TATICCA / Tax / Corporate Finance / Advisory
O Ministério de Minas e Energia (MME) abriu a Consulta Pública 233/2026 a Nota Técnica com as diretrizes para as outorgas de UHEs vincendas. O documento analisa as opções entre renovar ou relicitar os contratos das usinas. Neste sentido considera as mudanças promovidas pela Lei nº 15.269/2025. A nota do MME não indica o melhor caminho para esses contratos que estão róximos ao vencimento. O texto avalia as vantagens e desvantagens de cada alternativa sem sinalizar o melhor caminho adotado.
Continue a leitura na matéria “MME inicia consulta sobre termos para renovar ou relicitar UHEs”: https://tinyurl.com/mr3rz78d
LRCAP DE DEZEMBRO
O Ministério de Minas e Energia (MME) afirma que a contratação de sistemas de armazenamento de energia se tornará uma prática regular no setor elétrico brasileiro. Os dois LRCAP previstos para ocorrer em 2 e 4 de dezembro deverão ser apenas os primeiros de muitos que virão. A declaração é da Secretaria de Planejamento e Transição Energética do ministério, Mariana Espécie.
Saiba mais em “LRCAP de dezembro será o primeiro de muitos, diz MME”: https://tinyurl.com/mprkuj9p
CONTINUIDADE DO SERVIÇO NA ÁREA DA ENEL SP
O Tribunal de Contas da União determinou ao Ministério de Minas e Energia e à Aneel a apresentação de um cronograma detalhado de ações para garantir a continuidade do serviço em São Paulo. A medida vale para o período após o término da concessão da Enel SP. O documento deve ser entregue ao TCU em 60 dias, acompanhado de justificativas técnicas para as medidas propostas.
Leia mais na notícia “TCU cobra plano de ação para continuidade do serviço na área da Enel SP”: https://tinyurl.com/4bh8dbtb
OUTRAS NOTÍCIAS DE HOJE
Absae lança estudo focado no longo prazo do armazenamento no Brasil: https://tinyurl.com/ybxk6r7
Consumo na concessão da Energisa aumenta 10% em agosto: https://tinyurl.com/2nhx6zee
Aneel atualiza Regras de Comercialização para contratos de térmicas: https://tinyurl.com/3tj62uhr
A negativa da diretoria da Aneel, ao rejeitar por maioria a proposta de acordo com a Eneva para a redução de inflexibilidade de termelétricas pode inviabilizar o acordo com a geradora. O entendimento no Ministério de Minas e Energia, segundo fonte do governo, é de que esse posicionamento da agência reguladora, que é parte integrante das negociações, impõe barreiras importantes para a concretização do acordo. Isto porque, seria necessário consenso em torno da proposta. Assim, restaria ao TCU encerrar a negociação.
Saiba mais na matéria “Negativa da Aneel deve inviabilizar acordo sobre térmicas da Eneva”: https://tinyurl.com/4jr8jram
REPRESENTAÇÃO DA RESPOSTA DE DEMANDA EM MODELOS COMPUTACIONAIS
A Aneel suspendeu a aprovação de regra que permitiria a representação da Resposta de Demanda na cadeia de modelos computacionais de operação e de formação de preços. A decisão reflete preocupações do setor elétrico sobre os impactos do mecanismo no modelo de operação de curtíssimo prazo, o Dessem.
Continue a leitura na notícia “Aneel adia decisão sobre representação da Resposta de Demanda em modelos computacionais”: https://tinyurl.com/3fknpta6
EDITAL DO LEILÃO DE TRANSMISSÃO DE OUTUBRO
A Aneel aprovou nesta terça-feira, 22 de setembro, a versão final do edital do leilão de transmissão marcado para 30 de outubro. O certame vai licitar oito lotes de concessões com investimento total estimado em R$ 8,88 bilhões. A Receita Máxima Anual Permitida total é da ordem de R$ 1,63 bilhão.
Mandacaru, uma cactácea nativa do Brasil, adaptada às condições climáticas do semiárido
- Seca, aridificação e risco de desertificação no Nordeste do Brasil
A COP17 da UNCCD (Convenção das Nações Unidas para o Combate à Desertificação), realizada em Ulaanbaatar, Mongólia, de 17 a 28 de agosto de 2026, colocou a seca, a aridez, a degradação da terra e a desertificação no centro da agenda internacional. O Brasil levou uma experiência particularmente relevante, pois combina áreas naturalmente áridas, forte variabilidade climática e processos de degradação de terras associados à agricultura, à pecuária, ao desmatamento, à extração de madeira, ao fogo, ao uso inadequado do solo e às secas recorrentes.
É importante fazer uma distinção: (a) aridez: característica climática natural de uma região, determinada principalmente pela relação entre precipitação e demanda evaporativa; (b) seca: déficit temporário de precipitação e/ou disponibilidade de água em relação às condições normais; (c) degradação da terra: redução da capacidade produtiva, ecológica ou hidrológica do solo e dos ecossistemas; e (d) desertificação: degradação da terra em áreas áridas, semiáridas e subúmidas secas, resultante da combinação de fatores climáticos e atividades humanas.
Nem toda área seca é desertificada, e a desertificação não deve ser interpretada simplesmente como "o avanço do deserto". No Brasil, seca, aridez e desertificação são fenômenos relacionados, mas não equivalentes. A distinção é fundamental para compreender a vulnerabilidade climática, especialmente no Nordeste. Aridez é uma condição climática; seca é um evento ou período de déficit hídrico; desertificação é um processo de degradação da terra. A preocupação crescente é que a mudança climática, as secas mais severas e o uso inadequado da terra possam transformar áreas atualmente vulneráveis em áreas com degradação persistente.
A seca na região semiárida do Nordeste do Brasil é um fenômeno natural decorrente da falta de chuva nesta região, caracterizada por um longo período seco e um curto período de chuvas de poucos meses, que costuma ocorrer notadamente no outono. Em alguns anos, fatores climáticos, como o aquecimento das águas superficiais do Atlântico Tropical Norte ou o fenômeno El Niño, não favorecem a ocorrência de chuva no período em que ela costuma ocorrer, fazendo com que as chuvas do restante do ano não supram as necessidades hídricas, o que resulta em secas. Esta região é historicamente conhecida por sua vulnerabilidade socioeconômica e ambiental e, como dimensão da vulnerabilidade, somam-se às questões climáticas discussões sobre o processo histórico de construção e reprodução de injustiças e desigualdades sociais na região desde a época da colonização do país.
A Grande Seca, ou a seca no Nordeste brasileiro de 1877-1879, foi o desastre mais devastador do período imperial. A calamidade foi responsável pela morte de entre 400 mil e 500 mil pessoas. Foram três anos seguidos sem chuvas, sem colheita, sem plantio, com perda de rebanhos e com a fuga das famílias, deixando o sertão despovoado. Nos mesmos períodos, secas afetaram a Índia, a China e o Sudeste da Ásia, e milhões de pessoas morreram de fome em consequência disso. Muitas décadas depois, comprovou-se que esse evento de seca foi causado por um El Niño muito forte.
O semiárido do Nordeste é provavelmente o principal território brasileiro associado à agenda da UNCCD, mas também há regiões que enfrentam secas mais intensas ou prolongadas, como partes do Centro-Oeste e do Sudeste. O Brasil possui predominantemente áreas semiáridas e subúmidas secas entre as regiões suscetíveis à desertificação. Pesquisas recentes do Inpe (Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais) e do Cemaden (Centro Nacional de Monitoramento e Alertas de Desastres Naturais) identificaram uma região de clima árido no Nordeste brasileiro, algo que não havia sido observado anteriormente na classificação climática do país. Esta área apareceu no norte da Bahia e de Pernambuco e pode ser atribuída à seca plurianual de 2012 a 2018. Porém, isso não implica necessariamente degradação ambiental nessas áreas. Por outro lado, projeções de clima futuro em cenários de alto aquecimento global indicam que até 50% do semiárido da Caatinga se tornaria semideserto.
Nas agendas internacionais de clima e de desertificação, um dos pontos mais importantes para o Brasil e o mundo é que as mudanças climáticas, decorrentes do aquecimento global, e a degradação da terra podem atuar conjuntamente. A agenda científica da COP17 está mudando de uma abordagem baseada apenas na resposta à seca para uma estratégia de resiliência à seca, incluindo monitoramento, alerta precoce, planejamento hídrico, adaptação agrícola e gestão preventiva. Inclui explicitamente orientação sobre planejamento e adaptação, destacando, justamente, o manejo, a restauração, a recuperação de áreas degradadas, a educação ambiental e as estratégias para enfrentar os efeitos da seca como componentes da participação brasileira.
Combater a desertificação não significa apenas "combater o avanço do deserto", mas construir sistemas socioecológicos capazes de suportar secas mais frequentes e intensas, temperaturas mais elevadas e maior variabilidade climática, mantendo produtividade, água, biodiversidade e meios de vida. No Brasil, as secas prolongadas e o aumento da temperatura afetam principalmente a Caatinga. Estudos citados pelo Insa (Instituto Nacional do Semiárido) indicam que cerca de 23,1% da Caatinga, ou seja, aproximadamente 200 mil quilômetros quadrados, apresenta degradação crítica ou severa.
Em síntese, a COP17 tratou a restauração da terra também como uma estratégia de adaptação climática, de segurança alimentar e de segurança hídrica, e não apenas como uma questão de conservação ambiental. Para o Brasil, podemos considerar particularmente importantes a prevenção da desertificação, a restauração de terras, a resiliência à seca, a conservação de água e solo, o monitoramento e o alerta precoce de secas e o financiamento e as políticas públicas.
Colaborou José Marengo, que tem graduação em Meteorologia e mestrado em Engenharia de Recursos de Água e Terra pela Universidad Nacional Agraria do Peru. É PhD em Meteorologia pela University of Wisconsin dos EUA. Fez pós-doutorado em modelagem climática na Nasa-GISS, Columbia University em Nova York e na Florida State University. Foi coordenador científico da previsão climática do CPTEC-Inpe. Atualmente é pesquisador titular e Coordenador Geral de Pesquisa e Desenvolvimento no Cemaden (Centro Nacional de Monitoramento e Alertas de Desastres Naturais).
Por: Edvaldo Santana | Conselho de empresas e de entidades de filantropia
Dia 11 de setembro. 11h30. A MMGD, já excluída a solar centralizada, produzia 32 GW. É mais que o total das UHEs. É quase mais que a soma das UHEs e nucleares. A MMGD + solar centralizada é igual a 44,5 GW, e cresce. O interessante é que 60% da produção da MMGD, no horário, estavam no SE/CO. Aliás, em tal submercado o total das UHEs era igual à MMGD (18 GW). Por isso, a importação era de apenas 9,5 GW. No NE, as exportações somavam 11,5 GW, mas as UHEs geravam somente 2,5 GW. Por que ainda não temos uma tarifa plenamente horária, para aproveitar esse gigantesco excedente? Por que não é incentivada a eletrificação do transporte público em todo o NE? Respostas para o poder concedente.
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