Veja aqui as informações e notícias mais recentes sobre o setor elétrico. A curadoria do conteúdo é feita por nossos especialistas, considerando a importância do tema para o mercado.
Investimentos em Energia e Segurança Jurídica
13/2/2026
O Brasil atraiu US$ 16,2 bilhões em investimentos para projetos de energia renovável em 2024, segundo dados da Bloomberg New Energy Finance. Este volume coloca o país entre os cinco principais destinos globais de capital para o setor. Porém, a conversão de intenções de investimento em projetos operacionais ainda enfrenta obstáculos significativos relacionados à previsibilidade regulatória e à estabilidade jurídica dos contratos de longo prazo.
A segurança jurídica no setor energético vai além da simples existência de leis. Envolve a consistência na aplicação de normas, a proteção contra mudanças retroativas, a eficiência dos mecanismos de solução de conflitos e a clareza nas regras de conexão e operação. Investidores institucionais que trabalham com horizonte de 20 a 25 anos precisam de garantias sólidas antes de alocar recursos na casa dos bilhões.
O Ministério de Minas e Energia espera publicar em até três semanas a portaria com as diretrizes do leilão de reserva de capacidade (LRCAP) para a contratação de baterias. O certame está previsto para o segundo semestre de 2026. Porém, as regras precisam ser publicadas até o mês de maio. Mesmo com a sinalização de uma contratação menor de potência, o setor calcula uma oferta superior a 25 GW em projetos.
> Saiba mais na matéria “Portaria com diretrizes do LRCAP de baterias pode sair em três semanas”: https://bit.ly/4sRiUcU
- ELECTRA COMERCIALIZADORA (comercialização)
Em nota à imprensa, a Electra Comercializadora afirmou que obteve decisão cautelar para renegociar contratos com clientes consumidores e permissionárias no mercado. O objetivo da medida é restabelecer o reequilíbrio econômico-financeiro dos contratos e faz parte dos esforços para garantir a preservação dos acordos em meio ao cenário do mercado, considerado excepcional.
> Leia mais na notícia “Electra consegue liminar para renegociar contratos”: https://bit.ly/48ngATD
- MMGD (geração)
O diretor-geral da Aneel, Sandoval Feitosa, afirmou nesta terça-feira, 22 de abril, que a micro e minigeração distribuída alcançou uma escala que já altera de forma significativa o funcionamento das redes. Por isso, o setor precisa evoluir na discussão de conexão de GD para a operação da rede com geração distribuída.
> Continue a leitura em “MMGD já altera funcionamento da rede e discussão precisa evoluir, diz Feitosa”: https://bit.ly/4e7epY6
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- OUTRAS NOTÍCIAS DE HOJE
Mercado livre impulsiona economia e sustentabilidade, avalia Assaí: https://bit.ly/3OW6NNI
Para gerente de projetos da rede, migração tem sido essencial para reduzir custos e acelerar a descarbonização das operações, alinhando rentabilidade e metas ambientais.
Fundadora da Head Energia destaca competências essenciais para o mercado de energia: https://bit.ly/3QtxNoe
Fabíola Sena propôs uma abordagem única para o planejamento de carreira, comparando-o a ondas em vez de degraus.
Armor Energia projeta bandeira amarela para maio: https://bit.ly/3Qp9KqB
Perspectiva é de bandeira amarela em maio e junho e há sinalização de que em julho a Aneel adote a bandeira vermelha patamar 1.”
PAUTA DO 6º CIRCUITO DELIBERATIVO PÚBLICO ORDINÁRIO DA DIRETORIA DE 2026
23/4/2026
28/04/2026
RELAÇÃO DOS ASSUNTOS RELATIVOS AOS AGENTES DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO.
1. Processo: 48500.030715/2025-49 Assunto: Reajuste Tarifário Anual da Neoenergia Pernambuco S.A. (Companhia Energética de Pernambuco – Celpe), a vigorar a partir de 29 de abril de 2026. Área Responsável: Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica - STR.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
2. Processo: 48500.030722/2025-41 Assunto: Reajuste Tarifário Anual da Equatorial Alagoas Distribuidora de Energia S.A., a vigorar a partir de 3 de maio de 2026. Área Responsável: Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica - STR.
Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
3. Processo: 48500.009318/2022-65 Assunto: Proposta de abertura de Consulta Pública com vistas a colher subsídios e informações adicionais para tratamento regulatório e contábil dos créditos de Microgeração e Minigeração Distribuída – MMGD em prol da modicidade tarifária, conforme determina a Lei nº 14.300/2022 e o Despacho nº 684/2025. Área Responsável: Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado - SFF, Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica - STR.
Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
4. Processo: 48500.000230/2026-10 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Enel Distribuição Ceará – Enel CE contra a decisão emitida pela Agência Reguladora do Estado do Ceará – ARCE, no âmbito do Processo nº 13012.002153/2024-80, referente à reclamação sobre os procedimentos de reclassificação e devolução de valores de unidades consumidoras sob responsabilidade do município de Boa Viagem, estado do Ceará. Área Responsável: Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo - SMA, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
5. Processo: 48500.032821/2025-67 Assunto: Recursos Administrativos interpostos pelas empresas J&F S.A. e UEG Araucárias S.A. contra o resultado do Leilão nº 2/2026-ANEEL (Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência de 2026 – LRCAP 2026 – UTEs a Gás Natural, Carvão Mineral e UHEs), destinado à contratação de Potência Elétrica, na modalidade disponibilidade, proveniente de empreendimentos de geração novos e existentes, consolidado após avaliação das contribuições apresentadas na Consulta Pública nº 35/2025. Área Responsável: Secretaria de Leilões - SEL, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
6. Processo: 48500.029494/2025-66 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Energisa Amazonas Transmissora de Energia S.A. – EAM contra o Despacho nº 23/2026, emitido pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica – STD, que indeferiu pleito da transmissora de emissão de Termo de Liberação de Receita – TLR para a Linha de Transmissão Lechuga – Tarumã, C1 e C2 e para a Subestação Tarumã. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - STD, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
7. Processo: 48500.023970/2025-35 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Axia Energia S.A. (Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras) contra o Despacho nº 674/2026, emitido pela Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica – SCE, que estabeleceu as parcelas adicionais de Receita Anual Permitida – RAP referentes à operação e à manutenção de instalações de transmissão transferidas à Recorrente e deu outras providências. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
8. Processo: 48500.003658/2024-44 Assunto: Recurso Administrativo interposto por Ivoni Teixeira de Oliveira Mendonça contra o Despacho nº 2.972/2025, emitido pela Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo – SMA, que deu parcial provimento à reclamação referente ao pedido de compensação por descumprimento de prazo regulatório pela Equatorial Goiás Distribuidora de Energia S.A. em unidades consumidoras localizadas no município de Itaberaí, estado de Goiás. Área Responsável: Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo - SMA, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
9. Processo: 48500.036702/2025-83 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela Axia Energia Norte S.A. (Centrais Elétricas do Norte do Brasil – Eletronorte) contra a Resolução Autorizativa nº 16.594/2026, que autorizou a Recorrente a implantar os Reforços de Grande e Pequeno Porte em instalações de transmissão de energia elétrica sob sua responsabilidade, estabeleceu os valores das parcelas de Receita Anual Permitida – RAP e o cronograma para a entrada em operação comercial das instalações de transmissão de energia elétrica referentes ao Contrato de Concessão nº 58/2001. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
10. Processo: 48500.001221/2024-76 Assunto: Requerimento Administrativo protocolado pela Axia Energia S.A. (Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras) contra a Resolução Autorizativa nº 16.647/2026, que deu provimento ao Pedido de Reconsideração interposto pela Recorrente contra a Resolução Autorizativa nº 16.051/2025, que autorizou a Recorrente a realizar as Melhorias de Grande Porte sob sua responsabilidade; estabeleceu os valores das parcelas adicionais de Receita Anual Permitida – RAP; e deu outras providências referentes ao Contrato de Concessão nº 62/2001. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
11. Processo: 48500.008475/2026-87 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Energisa Minas Rio – Distribuidora de Energia S.A. – EMR, das áreas de terra necessárias à implantação da Estação Repetidora Senai do sistema de radiocomunicação no morro do Senai, localizada no município de Cataguases, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
12. Processo: 48500.008476/2022-06 Assunto: Prorrogação do prazo de pedido de vista referente ao Pedido de Reconsideração interposto pela Itapebi Geração de Energia S.A. contra o Despacho nº 3.213/2025, que aprovou o resultado da avaliação inicial das propostas de projetos de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação – PDI recebidas no âmbito da Chamada nº 23: "Hidrogênio no Contexto do Setor Elétrico Brasileiro", nos termos da Nota Técnica nº 396/2024, emitida pela Superintendência de Inovação e Transição Energética – STE, e deu outras providências. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Willamy Moreira Frota
A Aneel vai aperfeiçoar a regulação para combater a alteração irregular das características de instalações de micro e minigeração distribuída conectadas à rede. A medida faz parte de um conjunto de aprimoramentos regulatórios voltados à uma melhor gestão dos excedentes de geração ligada à rede das distribuidoras.
> Continue a leitura na matéria “Aneel propõe regras para combater alteração irregular em instalações de GD”: https://bit.ly/3Qq1vKN
- ENCARGO DO LRCAP (consumidor)
A contratação de energia por meio do LRCAP de março poderá impactar a tarifa ao ponto de mostrar uma reviravolta no ranking de encargos. De acordo com cálculos da TR Soluções, o custo total da contratação de térmicas que somou 19,5 GW representará um Encargo de Potência para Reserva de Capacidade (ERCAP) referencial na faixa de R$ 78,00/MWh em 2032.Dessa forma, a tendência é de que esse encargo seja maior que a própria Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), considerado, até então, o maior de todos no país por abarcar diversas contas que precisam ser pagas por conta de políticas pública.
> Saiba mais em “TR Soluções calcula encargo do LRCAP mais elevado que a CDE em 2032”: https://bit.ly/4e4m5dA
- REAJUSTES TARIFÁRIOS PARA 8 DISTRIBUIDORAS (distribuição)
A diretoria da Aneel aprovou nesta terça-feira, 22 de abril, os reajustes tarifários de oito distribuidoras dos grupos CPFL, Neoenergia, Enel e Energisa. De acordo com a agência, as concessionárias representam mais de 20 milhões de unidades consumidoras.
> Leia mais na notícia “Aneel aprova reajustes tarifários para oito distribuidoras”: https://bit.ly/4sStOz5
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- OUTRAS NOTÍCIAS DE HOJE
Associações defendem pacto para salvar setor elétrico: https://bit.ly/4u99QBk
Entidades defendem um novo acordo entre os agentes o setor no modelo adotado no projeto que culminou na Lei 10.848 para que o setor elétrico possa promover competitividade à economia.
Diretora do ONS destaca descompasso entre preços e operação no setor elétrico: https://bit.ly/4cqidSW
Segundo Elisa Silva, esse desalinhamento reflete a complexidade crescente do setor, que passa por uma transformação estrutural impulsionada pela tecnologia e pela maior participação de fontes renováveis.
Há Vagas: Eneva abre inscrições para Programa de Estágio 2026: https://bit.ly/48g7RT7
Ao todo serão disponibilizadas 40 vagas em seis cidades.
FRAGMENTOS EXTRAÍDOS DA REVISTA O SETOR ELÉTRICO – EDIÇÃO DE 23/04/2026
23/4/2026
- Eficiência energética industrial na era da digitalização: dados, algoritmos e decisões em tempo real
Por: Felipe Volkmer e Marco Aurélio Gianesini
Um pilar da sustentabilidade é o uso responsável dos recursos naturais, diretamente ligado às fontes de energia. A Eficiência Energética ganha relevância porque garante o bom uso da energia sem perda de conforto, apoiando atividades humanas e preservação ambiental. Assim, assume papel central no desenvolvimento econômico e social.
Na indústria, que representa cerca de um quinto a um quarto do PIB e parcela relevante do consumo de energia, a eficiência energética deixa de ser apenas questão técnica e passa a ser vetor direto da competitividade. Ao mesmo tempo, cresce a pressão por custos menores, previsibilidade de insumos e descarbonização, em um cenário em que a digitalização começa a transformar a forma como as plantas planejam e operam seus ativos energéticos. Em Santa Catarina, por exemplo, a indústria responde por 42,5% do consumo de energia do Estado e, segundo a FIESC, embora 70% dos industriais tenham metas de redução, 23% apontam a falta de financiamento como principal entrave para avançar em eficiência.
Figura 01 – Participação por classe de consumo no Brasil (2024)
A integração de sensoriamento, dados, automação avançada e inteligência artificial desponta como a principal fronteira ainda pouco explorada da eficiência energética industrial. Há uma mudança de paradigma: em vez de ações pontuais em equipamentos, a eficiência passa a ser tratada como um processo contínuo, apoiado em informação de qualidade e em capacidade analítica desenvolvida dentro das próprias organizações.
1. Importância econômica da indústria e da eficiência energética
A indústria é central economicamente para o país: responde por cerca de 21% do valor adicionado do PIB (Trading Economics) e 12% na manufatura, ancorando cadeias de valor e exportações. Em 2025, gerou 21% dos empregos formais (Portal da Indústria).
Energeticamente, concentra grande parcela do consumo final e de eletricidade, com processos térmicos, motores, bombeamento, compressão e refrigeração como principais usos. Historicamente, priorizou confiabilidade sobre otimização fina. Com PIB crescendo 2–2,4% ao ano até 2027, a eficiência é essencial para competitividade, reduzindo intensidade energética e atendendo tarifas pressionadas.
Figura 02 – Distribuição por consumo final da industria
2. Maturidade digital da indústria brasileira
A capacidade de capturar ganhos de eficiência energética depende, cada vez mais, da maturidade digital das empresas. O Brasil é 44º no Network Readiness Index 2024, equilibrado em tecnologia/pessoas/governança, mas distante de líderes. Países como Singapura, Finlândia e nórdicos combinam alta digitalização com ganhos de produtividade via dados e IA.
Economias como Singapura, Finlândia, Dinamarca, Suécia e outros países nórdicos da União Europeia conseguem combinar alta intensidade digital nas empresas com uma melhor capacidade de captura de ganhos de produtividade e eficiência energética por meio de dados e automação. Nesses países, é crescente o uso de sistemas de gestão de energia em tempo real com processos industriais e modelos de inteligência artificial para otimização de operação e manutenção.
No Brasil, avanços em TICs contrastam com lacunas em habilidades digitais, integração de sistemas e tecnologias emergentes, limitando a otimização energética. Sem submedição, telemetria e integração ERP/MES/energia adequados, indicadores agregados mascaram desperdícios e dificultam gestão precisa..
3. Digitalização como alavanca de eficiência energética
Sem infraestrutura digital, as perdas energéticas ficam invisíveis, impedindo distinção entre ineficiências de processo, manutenção ou resposta à demanda. Mesmo com modernização de equipamentos, faltam visibilidade, automação e análise de métricas.
Estudos do MME mostram que digitalização multiplica potencial de eficiência: de <10% (lenta) a 30–40% (rápida), com sensores, automação e analytics, aplicável à indústria (motores, bombeamento, compressores, fornos).
Nessas aplicações, a digitalização permite o controle fino, operação otimizada e coordenação com preços elétricos, tornando sensores/dados/algoritmos tão cruciais quanto equipamentos. Eficiência vira processo contínuo, não pontual.
4. A responsabilidade do profissional de agora
O profissional de hoje vai além de especificar equipamentos: interpreta dados, parametriza sistemas digitais e integra TI/automação. Torna-se orquestrador de sensoriamento, software e decisões baseadas em evidências.
Ele também precisa desenvolver competências em processos industriais, leitura crítica de dados e tradução em ações/contratos/metas, frentes que até então não eram tão necessárias. Como bem dito por Santos et al (2022) sem essa ponte humana, a digitalização gera dashboards sem impacto real.
Por fim, o profissional de agora precisa ser protagonista e influenciar estratégias: avaliar ciclo de vida, integração digital e aderência a normas; questionar medição setorial em novos processos e revisão de rotinas por dados. Ignorar a digitalização pode atrasar a transição energética e competitividade.
5. Implicações internacionais e competitividade
A Agência Internacional de Energia estima que a eficiência energética precisará responder por 35% das reduções de emissões até 2050, com a indústria no foco dessas reduções. Países com políticas digitais/financiamento capturam ganhos mais rapidamente aumentando sua competitividade em setores intensivos em energia (siderurgia, química, cimento, papel, alimentos).
Para o Brasil, não observar as inovações em digitalização industrial gerará atraso com perda estrutural em produtividade e acesso a mercados exigentes em termos de pegada de carbono. A convergência entre digitalização e eficiência energética não é apenas uma necessidade ambiental, mas um diferencial competitivo em escala global e influencia na atratividade do país para investimentos externos.
6. Conclusão
A digitalização deixa de ser uma moda vinculada à “Indústria 4.0” para virar pilar de eficiência energética e competitividade. Sensores, dados, algoritmos e decisões em tempo real potencializam as novas tecnologias dos equipamentos ao longo de todo o ciclo de vida, transformando eficiência em processo contínuo de ganhos.
Em um país que quer crescer e voltar a ter uma indústria forte, é preciso digitalizar de fato os processos produtivos e aprender a tirar valor dos dados que já existem dentro das fábricas. Quanto mais cedo essa informação virar decisão, ajuste de rota e inovação, maior será o ganho.
Política industrial e regulação do setor elétrico precisam andar juntas. Só assim a digitalização deixa de ser um discurso tecnológico e passa a funcionar, na prática, como um novo vetor de eficiência energética para a indústria brasileira.
REFERÊNCIAS
BRASIL. Ministério de Minas e Energia. Energy efficiency policies for the industrial sector in Brazil. Paris: OECD, 2025.
BRASIL. Ministério de Minas e Energia; GIZ. Digitalization and energy efficiency in the building sector in Brazil: potential for 2050. Brasília, 2023.
CONFEDERAÇÃO NACIONAL DA INDÚSTRIA. The importance of industry for Brazil. Brasília, 2025.
EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA. Atlas of Energy Efficiency – Brazil 2023. Rio de Janeiro: EPE, 2023.
MITIGATION ACTION FACILITY. Digital platform for industrial energy efficiency investments (PotencializEE). 2023.
NETWORK READINESS INDEX. Brazil – Country Report 2024.
OECD. Going digital in Brazil. Paris: OECD Publishing, 2020.
SANTOS, C. A. et al. Eficiência energética nas indústrias: uma revisão bibliográfica sobre práticas, indicadores e sistemas de gestão de energia. Revista FT, [S. l.], 2022.
TRADING ECONOMICS. Brazil – Industry, value added (% of GDP). 2024.
Sobre os autores:
*Felipe Volkmer é Mestrando em Planejamento e Controle de Gestão (PPGCG/UFSC) e Administrador, também pela UFSC, com especializações em Gestão Corporativa Estratégica e Engenharia e Gestão do Conhecimento. Atualmente é Assessor da Diretoria de Regulação na Celesc, com mais de 10 anos de experiência no setor de energia.
*Marco Aurélio Gianesini, Engenheiro Eletricista (UTFPR), pós graduado em gerenciamento de projetos e gestão de negócios pela FGV, trabalha há 19 anos na Celesc Distribuição, onde já foi diretor de distribuição. Atualmente ocupa o cargo de gerente da unidade de implantação dos novos sistemas ADMS e WFM e coordenador dos projetos de mobilidade elétrica e do projeto de armazenamento de energia elétrica (BESS) na Celesc.
- Armazenamento de energia e o futuro do setor elétrico
Capítulo 2: Tecnologias de Armazenamento: Deep dive
Quando se fala em armazenamento de energia, é normal haver associação imediata do termo com baterias ou reservatórios de acumulação de hidrelétrica. Na prática, porém, existe hoje um espectro muito mais amplo de tecnologias de acumulação de energia disponíveis, cada uma com características, aplicações e níveis de maturidade distintos. Dito isto, a pergunta que invariavelmente segue é: qual a melhor tecnologia de armazenamento de energia? A resposta não é única e nem simples.
Assinado por Miriam Penna Diniz e Michele dos Reis; escrito por Jairo Terra, Thais Sobrosa e Fernanda Thompson
Matriz energética renovável de baixo custo: um desafio técnico, econômico e sistêmico
A transição energética costuma ser apresentada como uma trajetória linear rumo a um futuro inevitavelmente mais limpo e, supostamente, mais barato. No entanto, quando deslocamos o debate do plano ambiental para o plano econômico, surge uma pergunta incômoda: existem hoje exemplos consolidados de matrizes amplamente “descarbonizadas” que sejam, ao mesmo tempo, estruturalmente baratas? Se formos rigorosos, a resposta é desconfortável. Não há, entre as grandes economias do G20, um modelo inequívoco que combine alta penetração de fontes de baixo carbono com tarifas sistematicamente baixas ao consumidor final.
A segurança ao longo do ciclo total de vida das instalações em atmosferas explosivas
Pode ser considerada comum, dentre as empresas e indústrias que possuem instalações contendo atmosferas explosivas de gases inflamáveis ou poeiras combustíveis, a preocupação em assegurar que os equipamentos de instrumentação, automação, instrumentação, telecomunicações, elétricos e mecânicos que são instalados em áreas classificadas possuam os respectivos certificados de conformidade, emitidos por Organismos de Certificação “nacionais”.
O OLTC no novo regime operacional: falhas, normas e manutenção baseada em condição
A inserção massiva de geração renovável, fluxos reversos e variações rápidas de carga alterou o regime de operação dos transformadores de potência. Nesse cenário, o comutador de derivações sob carga (OLTC – On-Load Tap Changer) passou a operar com frequência significativamente superior à prevista em muitos projetos originais. Historicamente, o OLTC realizava algumas centenas de manobras anuais sob variação previsível de tensão. Em barramentos com alta penetração fotovoltaica, entretanto, já se observam milhares de operações por ano, impulsionadas por oscilações rápidas de geração e atuação intensificada do AVR para atendimento aos limites regulatórios.
Inovação (PDI) regulado pela ANEEL, por meio da Resolução Normativa nº 1.045/2022 e sua evolução subsequentemente consolidada nos Procedimentos do Programa de PDI (PROPDI), marcou um passo importante ao colocar inovação como a finalidade principal do programa, deixando claramente de ser apenas um mecanismo de cumprimento de obrigação regulatória tradicional. Essa mudança normativa buscou incentivar atividades científico-tecnológicas com potencial de transformação, inclusive abrindo espaço para novos instrumentos como startups e projetos cooperativos, além dos tradicionais projetos de P&D.
Os resultados do Leilão de Reserva de Capacidade de março incorporaram um prêmio de risco compatível com a urgência da contratação, adicionando uma nova e pesada camada de custos estruturais para a sociedade da ordem de R$ 48 bilhões por ano no início da próxima década. Esta análise da TR Soluções mostra que esses custos devem resultar num efeito tarifário crescente já a partir deste ano, atingindo o patamar médio de 8,4% em 2032, quando toda a potência contratada no mês passado estará disponível. Destaque para o fato de que o peso nas faturas não ocorrerá de maneira uniforme para os diferentes consumidores, atingindo de forma proporcionalmente mais severa as grandes indústrias. O impacto estrutural dessa fatura serve como um alerta: a segurança do Sistema Interligado Nacional (SIN) não pode mais depender exclusivamente da contratação de usinas térmicas.
1. Introdução
O Leilão de Reserva de Capacidade de março marcou uma inflexão na forma como o Brasil lida com a segurança do suprimento elétrico, com a contratação de quase 20 GW de potência para garantir o atendimento nos momentos de pico de demanda.
A necessidade de contratação do tipo não é um diagnóstico recente. Os primeiros alertas formais do planejamento oficial sobre o assunto remontam a notas técnicas publicadas em 2012. O longo hiato entre a identificação do problema e a efetiva ida ao mercado para a compra desse "seguro" limitou a margem de manobra do Estado.
Com isso, ao se buscar o suprimento próximo ao limite de criticidade projetado para o sistema, acabou-se por incorporar aos contratos um prêmio de risco compatível com a urgência da contratação. O resultado é que o leilão adiciona uma nova e pesada camada de custos estruturais para a sociedade.
Esta análise avalia esses custos – que serão custeados por meio do Encargo de Potência de Reserva de Capacidade (ERCAP) – e estima de que maneira poderão impactar as tarifas de energia nos próximos anos.
Dentre os resultados, destaque para o fato de que o peso nas faturas de energia dos diferentes consumidores não ocorrerá de maneira uniforme, resultando numa assimetria de impacto tarifário que penalizará proporcionalmente de forma mais severa os consumidores conectados em níveis de tensão mais elevados.
Segundo as projeções do SETE, modelo de projeção de tarifas e inteligência de mercado da TR Soluções, essa escalada produzirá um efeito inédito na composição tarifária: a partir de 2029, todos os consumidores conectados em alta tensão (acima de 69 kV) dos submercados S e SE-CO deverão perceber uma tarifa relacionada ao ERCAP maior do que a tarifa do componente Conta de Desenvolvimento Energético (CDE Uso).
2. A evolução do requisito de potência no contexto do planejamento
Historicamente, a garantia do atendimento à carga no Brasil foi pautada pelo balanço de energia. A potência, entendida como a capacidade de resposta instantânea do sistema para fazer frente à demanda máxima, era tratada como um atributo intrínseco aos contratos de fornecimento, principalmente aqueles associados aos consumidores cativos: a predominância de usinas hidrelétricas com grandes reservatórios de acumulação garantia que, ao se contratar energia, a potência "vinha junto".
Entretanto, a transformação da matriz elétrica brasileira — caracterizada pela redução da capacidade de regularização dos reservatórios e pela inserção massiva de fontes renováveis variáveis — alterou essa dinâmica. A abundância de energia (MWh) deixou de garantir a adequabilidade de potência (MW) nos horários de maior exigência do sistema.
Essa percepção foi institucionalizada pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) por meio da Nota Técnica EPE-DEE-RE 037/2012-r0. A partir de então, os Planos Decenais de Expansão de Energia (PDE) passaram a registrar, com intensidade crescente, o distanciamento entre a oferta e a necessidade de potência:
PDE 2020: introdução – início do monitoramento sistemático do balanço de potência e formalização do capítulo sobre demanda máxima.
PDE 2022: consolidação – a metodologia da Nota Técnica de 2012 foi adotada como padrão oficial para avaliar riscos nos horários de ponta.
PDE 2023: sinal de alerta – diagnóstico de alta probabilidade de ocorrência de déficit de potência no horizonte de 10 anos, com impacto moderado.
PDE 2024: crise de modelo – alerta contundente de que a expansão baseada apenas em energia é insuficiente e exigência de oferta adicional específica para potência.
PDE 2026: mudança definitiva – a capacidade de potência deixou de ser apenas um monitoramento e tornou-se uma restrição obrigatória no modelo de expansão do sistema.
Apesar dessas recomendações crescentes do planejamento, o arcabouço jurídico para viabilizar a contratação específica do atributo só foi finalizado no início desta década. A Lei nº 14.120/2021, fruto da conversão da Medida Provisória nº 998/2020, permitiu a publicação do Decreto nº 10.707/2021, que regulamentou a contratação de reserva de capacidade na forma de potência e instituiu o ERCAP.
Sob esse marco legal, o primeiro Leilão de Reserva de Capacidade foi realizado em dezembro de 2021, contratando cerca de 4.600 MW de potência a um preço médio de R$ 744.026 por MW disponibilizado, já considerando os critérios de eficiência das termelétricas. O certame realizado em março de 2026, portanto, não inaugura o modelo, mas consolida uma estratégia de suprimento que, embora prevista há mais de uma década, teve sua implementação protelada até o limite da segurança operativa do sistema.
Essa trajetória, contudo, não foi prejudicada apenas por hesitações na esfera do Poder Executivo, mas também pela judicialização no setor elétrico. O cronograma do governo previa contratações intermediárias, porém, a tentativa de realização do certame previsto para 2025 esbarrou em uma suspensão cautelar na Justiça.
A judicialização, motivada por questionamentos às regras do edital, culminou na paralisação e no posterior cancelamento da disputa pelo próprio Ministério de Minas e Energia (MME), travando a agenda de expansão da segurança do sistema. Esse entrave jurídico ampliou o hiato regulatório que comprimiu o cronograma, empurrando a efetiva contratação da potência para o limite da necessidade sistêmica neste ano.
3. Metodologia da análise: composição das tarifas entre os níveis de tensão
Antes de mensurar o efeito isolado da contratação de potência, é necessário compreender a composição das tarifas de energia elétrica no Brasil. Para este exercício, a TR Soluções decompôs a tarifa média das 51 concessionárias de distribuição do país em cinco grandes conjuntos de custos: energia, transmissão, distribuição, encargos e perdas.
Energia: representa o preço médio do portfólio de compra das distribuidoras, englobando os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR), a energia de Itaipu, as cotas de Angra 1 e 2, os Contratos de Cotas de Garantia Física (CCGF), contratos bilaterais e geração própria. O preço desse componente varia muito pouco entre os subgrupos tarifários, pois o custo da energia não depende do tamanho do consumidor, mas sim do mix contratual da distribuidora.
Transmissão: remunera os serviços da rede básica, incluindo conexões, contratos de uso e as linhas de transmissão de Itaipu. Os valores diferem entre as distribuidoras devido à localização geográfica e à quantidade de ativos de fronteira, havendo também distinções no rateio entre os níveis de tensão.
Distribuição: paga os custos de operação, manutenção e remuneração do serviço prestado pela distribuidora. É alocada entre os níveis de tensão com base no custo marginal de capacidade. Como reflete a responsabilidade de cada nível de tensão pelo uso da infraestrutura de postes, fios e transformadores, é o componente tarifário que apresenta a maior variação conforme a tensão de fornecimento.
Encargos: consolida os encargos setoriais cobrados na Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição (TUSD) e na Tarifa de Energia (TE). Há diferenças na cobrança originadas pelo nível de tensão da unidade consumidora e pelo submercado ao qual a concessionária está conectada.
Perdas: cobre perdas técnicas, não técnicas (furtos) e da rede básica, cujos custos também são alocados aos consumidores de forma distinta conforme a tensão de fornecimento.
A diferença no valor final pago pelos consumidores reside, primordialmente, na exigência de infraestrutura física. No extremo dessa exigência, encontra-se o varejo. A Tabela 1 detalha a composição para o consumidor residencial e pequenos comércios e indústrias (subgrupos B1 e B3).
Para que o elétron chegue a essas unidades, é necessário utilizar toda a infraestrutura da rede de distribuição a montante. Embora na média Brasil o custo com energia ainda seja ligeiramente superior ao custo de distribuição para esses consumidores, em algumas concessionárias específicas a tarifa que remunera tal serviço já desponta como o elemento mais representativo da conta de luz.
Tabela 1 - Composição média Brasil da tarifa residencial (B1) e pequena indústria e comércio (B3)
A exigência de infraestrutura de distribuição diminui para os consumidores de média tensão. A Tabela 2 apresenta a composição média para o subgrupo A4 (conectado entre 2,3 kV e 25 kV), que representa um ponto intermediário em termos de responsabilidade pelo uso das redes de distribuição
.
Tabela 2 - Composição média Brasil da tarifa do A4 cativo
Em contrapartida, os grandes consumidores industriais conectados em alta tensão experimentam uma realidade tarifária completamente distinta. A Tabela 3 expõe a estrutura de custos do subgrupo A2 (conectados em 138 kV). Por acessarem a rede em níveis de tensão elevados, esses agentes não utilizam as redes a jusante de seu nível de tensão de conexão. Com isso, pagam mais em encargos setoriais do que a soma dos seus gastos com distribuição, transmissão e perdas.
Tabela 3 - Composição média Brasil da tarifa do A2 cativo
Essa estrutura de custos combinada às regras do LRCAP, detalhadas a seguir, deve resultar numa assimetria proporcional dos efeitos causados pelo leilão.
3.1 Alocação do ERCAP
Diferentemente dos critérios de rateio adotados para todos os demais componentes tarifários, a Aneel definiu para o ERCAP, provisoriamente, que o rateio da receita fixa das usinas contratadas se dá de forma proporcional ao consumo máximo horário de cada consumidor no mês de apuração.
Como essa medição ocorre em um intervalo de tempo específico de apenas uma hora, na prática o mecanismo funciona como uma cobrança por capacidade (R$/MW). Para fechar a conta mensal, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) "empilha" todas as demandas máximas registradas e cobra a cota-parte de cada consumidor com base na sua participação nesse totalizador, independentemente de o seu pico individual ter coincidido ou não com o horário de maior estresse do sistema.
A escolha desse critério de rateio gerou intensos debates no setor — o que, por si só, já forneceria material para um artigo dedicado —, mas o seu efeito prático na fatura é incontornável: quando esse encargo é adicionado à tarifa de um grande consumidor do subgrupo A2, o efeito percentual percebido é acentuadamente mais severo do que o sentido pelo consumidor residencial.
4. Resultados do LRCAP
Em março, foram contratados 19.478 MW de disponibilidade de potência. Desse volume, 403 MW foram contratados para um período de três anos, 7.707 MW para dez anos e a maior parcela, de 11.368 MW, assumiu compromissos de 15 anos de fornecimento. O preço médio foi de R$ 2.011.824 por MW disponibilizado. O cronograma de entrada em operação dos projetos é apresentado na tabela a seguir.
Tabela 4 - Cronograma de entrada da potência contratada nos LRCAP de março
Para dimensionar o peso desse "seguro" para o atendimento da ponta do sistema de forma isolada, desconsiderando os custos variáveis, a TR Soluções analisou especificamente a projeção da receita fixa a ser paga aos geradores que obtiveram esses contratos.
Em termos nominais, a soma desses compromissos assumidos poderá implicar uma exigência financeira que beira os R$ 53 bilhões (R$ 5,1 bi do leilão de 2021 e R$ 47,7 bi do leilão do mês passado) em 2032, momento em que a totalidade da capacidade contratada estará plenamente disponível e sendo remunerada.
Figura 1 - Evolução anual da receita fixa de reserva de capacidade
Caso o rateio dessa receita fixa fosse realizado de forma linear pelo consumo médio de todo o SIN, o ERCAP imporia um custo uniforme de aproximadamente R$ 78,00/MWh consumido. Mas esse cálculo é apenas um exercício ilustrativo: na prática, como detalhado anteriormente, a CCEE executa o rateio seguindo a regulamentação da Aneel, que se baseia no empilhamento da demanda máxima exigida por cada unidade consumidora. Contudo, essa simplificação volumétrica serve para comparar o tamanho do ERCAP com as tarifas e encargos já conhecidos e apresentados nas tabelas da seção anterior.
A dimensão desses R$ 53 bilhões consolida um novo e desafiador paradigma de custos. Ao alcançar essa magnitude, a receita fixa para suportar a reserva de capacidade se equipara ao tamanho da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), o super encargo setorial que recentemente rompeu a preocupante barreira dos R$ 50 bilhões anuais.
Se, ao longo da última década, o grande debate nacional do setor elétrico concentrou-se no peso quase insustentável dos subsídios e políticas públicas embutidos na CDE, o horizonte da próxima década poderá ser marcado pelo custo engessado da segurança física do suprimento. A resposta tardia ao planejamento, agravada pela judicialização que suspendeu certames anteriores e forçou o cancelamento de leilões pelo governo, cobrou o seu prêmio de urgência, resultando em um cenário em que o consumidor brasileiro passará a financiar, de forma simultânea e bilionária, os subsídios da CDE e o seguro de potência do ERCAP.
4.1. Impactos tarifários do ERCAP
Considerando a composição tarifária apresentada na seção 3, o modelo SETE mostra que apenas a reserva de capacidade contratada em março de 2026 vai ter um impacto médio nas tarifas de aplicação de aproximadamente 0,4% neste ano. Até 2032, o cenário se altera de forma drástica, para um efeito de 8,4% sobre a tarifa média Brasil.
Essa comparação da tarifa de aplicação média nacional (composta pela soma da TUSD e TE) projetada para 2032, nos cenários “com” e “sem” a inclusão dos resultados dos leilões de 2026, revela um efeito considerável sobre os consumidores de todos os níveis de tensão.
Para o consumidor residencial (subgrupo B1), o efeito percebido representa um incremento médio de 7,5% na tarifa final de aplicação. Ao avançar para a média tensão (subgrupo A4), o impacto torna-se mais representativo, alcançando a marca de 10,3% de aumento.
O maior choque relativo, entretanto, recai sobre os grandes consumidores industriais conectados em alta tensão (subgrupo A2), que poderão observar um reflexo de 13,5% em suas tarifas em comparação ao cenário sem os leilões de capacidade realizados em março de 2026.
5. Considerações finais
As projeções do modelo SETE indicam que a contratação de reserva de capacidade — somando-se os compromissos do leilão pioneiro de 2021 aos resultados de março de 2026 — carrega um peso financeiro estrutural de aproximadamente R$ 53 bilhões anuais no início da próxima década. Como detalhado neste estudo, o custo total dessa segurança sistêmica representará um ERCAP referencial na faixa de R$ 78,00/MWh em 2032.
Esse custo recairá de forma assimétrica sobre a sociedade, elevando mais o piso de gastos operacionais da indústria conectada em alta tensão e consolidando o ERCAP num patamar de grandeza equivalente ou, em alguns casos, superior ao da CDE.
Por outro lado, por mais expressivo que seja o repasse desse “prêmio de urgência” diante da falta de potência do sistema, vale lembrar que um eventual apagão representaria um cenário mais trágico e oneroso para a sociedade. A premissa regulatória e econômica de que o seguro mais caro é aquele que não se tem continua válida.
De qualquer forma, o impacto estrutural dessa fatura serve como um alerta: a segurança do Sistema Interligado Nacional (SIN) não pode mais depender exclusivamente da contratação de usinas térmicas. Tornam-se inadiáveis a modernização dos sinais de preços e a estruturação de mecanismos robustos de resposta da demanda, para que o próprio consumidor tenha incentivos econômicos adequados para achatar o seu consumo na ponta, mitigando a necessidade de futuras e custosas contratações emergenciais.
6. Ressalvas metodológicas
O exercício analítico conduzido pela TR Soluções possui caráter estritamente tarifário. Seu escopo foi isolar e mensurar o repasse da nova receita fixa alocada às faturas de energia elétrica.
A análise não considera os impactos macroeconômicos de um não atendimento da ponta ou o altíssimo custo de um eventual racionamento físico.
Além disso, os impactos financeiros e os volumes de capacidade apresentados neste estudo representam uma fotografia do atual cenário de contratação, podendo sofrer alterações em virtude de novos certames.
Credenciada na Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para trabalhos de apoio ao órgão regulador
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