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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
A Taesa optou por não participar do leilão de sistemas de armazenamento de energia por baterias, marcado para dezembro de 2026. A decisão foi anunciada pelo diretor de negócios e gestão de participações da companhia, Maurício Dall’Agnese, nesta quinta-feira, 12 de novembro.
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Executivo afirma que a escolha reflete um critério de prudência na alocação de capital e disciplina financeira.
ENEL SP (distribuição)
O Tribunal de Contas da União decidiu não analisar embargos de declaração apresentados pela Enel São Paulo, no processo que avaliou as causas dos blecautes ocorridos desde 2023 na área de concessão da distribuidora. Os recursos questionavam a decisão da corte em indeferir o ingresso da empresa como parte interessada.
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PAUTA DA 23ª REUNIÃO PÚBLICA ORDINÁRIA DA DIRETORIA DE 2026
13/11/2026
17/11/2026
RELAÇÃO DOS ASSUNTOS RELATIVOS AOS AGENTES DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO.
]1. Processo: 48500.002691/2024-57 Assunto: Atualização da regulamentação sobre o compartilhamento de postes entre distribuidoras de energia elétrica e prestadoras de serviços de telecomunicações, em decorrência do entendimento jurídico vinculante firmado no Parecer nº 4/2026/CONUNI/CGU/AGU. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - STD. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
2. Processo: 48500.030191/2025-96 Assunto: Resultado da Revisão Tarifária Periódica de 2026 da Companhia Estadual de Distribuição de Energia Eletrica – CEEE-D, a vigorar a partir de 22 de novembro de 2026, após análise das contribuições recebidas na Consulta Pública nº 27/2026 e na Audiência Pública nº 7/2026. Área Responsável: Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica - STR. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
3. Processo: 48500.027333/2025-38 Assunto: Resultado da Consulta Pública nº 40/2025, instituída com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aperfeiçoamento da regulamentação contábil tributária do Fundo de Descomissionamento de Angra 1 e 2, em atendimento à determinação do Acórdão nº 2.502/2024 do Tribunal de Contas da União – TCU. Área Responsável: Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica - STR. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
4. Processo: 48500.022172/2026-77 Assunto: Resultado parcial da Consulta Pública nº 28/2026, instituída com vistas a colher subsídios e informações adicionais para a proposta de revisão normativa para implementação do Encargo de Complemento de Recursos – ECR e do teto da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, nos termos do artigo 7º da Lei nº 15.269/2025, especificamente quanto às regras operacionais para o faturamento do ECR. Área Responsável: Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica - STR. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
5. Processo: 48500.010967/2026-32 Assunto: Proposta de abertura de Consulta Pública com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o tratamento do excedente de geração da Micro e Minigeração Distribuída – MMGD apurado na contabilização da carga das distribuidoras. Área Responsável: Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica - STR, Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - STD, Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica - SGM. Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota
6. Processo: 48500.005444/2023-21 Assunto: Proposta de abertura de Consulta Pública com vistas a colher subsídios e informações adicionais para a proposta de aprimoramentos regulatórios a fim de promover a aplicação do disposto no caput do art. 28 da Lei nº 14.300/2022, garantindo que a energia oriunda a micro e minigeração Distribuída seja destinada exclusivamente ao consumo próprio Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - STD. Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota
7. Processo: 48500.033895/2025-11 Assunto: Proposta de abertura de Consulta Pública com vistas a colher subsídios e informações adicionais para a minuta de resolução autorizativa que autoriza o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS a desenvolver, em ambiente regulatório experimental (sandbox regulatório), o Mecanismo de Acionamento Intermediado – MAI para despacho dos Recursos Energéticos Distribuídos – RED. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - STD. Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota
8. Processo: 48500.032821/2025-67 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela TermoG SPE Ltda. contra o Despacho nº 1.944/2026, emitido pela Comissão Permanente de Leilões – CPL, que determinou sua inabilitação no Leilão nº 2/2026-ANEEL, denominado “Leilão de Reserva de Capacidade na Forma de Potência – LRCAP de 2026 – UTEs a Gás Natural, Carvão Mineral e UHEs”. Área Responsável: Secretaria de Leilões - SEL. Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Gentil Nogueira de Sá Júnior
9. Processo: 48500.032821/2025-67 Assunto: Recurso Administrativo interposto pelos Consórcios ION I, ION II, ION III a, ION III b, ION IV e ION V a contra o Despacho nº 1.945/2026, emitido pela Comissão Permanente de Leilões – CPL, que não habilitou as empresas Consorciadas pelos Recorrentes na fase de lances do Leilão nº 2/2026-ANEEL, denominado “Leilão de Reserva de Capacidade na Forma de Potência – LRCAP de 2026 – UTEs a Gás Natural, Carvão Mineral e UHEs”. Área Responsável: Secretaria de Leilões - SEL, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
10. Processo: 48500.008208/2025-29 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Tropicália Transmissora de Energia S.A. contra o Despacho nº 714/2026, emitido pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica – STD, que indeferiu pleito da Recorrente de isentar a aplicação de Parcela Variável por Indisponibilidade – PVI e determinou a retificação da PVI que foi aplicada na indisponibilidade da Linha de Transmissão Sapeaçu – Poções III, C1, ocorrida em 15 de agosto de 2023. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - STD, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
11. Processo: 48500.017813/2026-71 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Voltalia Energia do Brasil Ltda. contra o Despacho nº 1.956/2026, emitido pela Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica – SCE, que indeferiu o pleito de outorga de autorização para as Centrais Geradoras Eólicas – EOLs Potiguar C11 e C12. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Ludimila Lima da Silva * Processo com deliberação suspensa na 22º Reunião Pública Ordinária 2026 Minutas de voto e ato Voto Divergente
12. Processo: 48500.003331/2024-72 Assunto: Procedimento Administrativo de Avaliação de Recomendação de Caducidade do Contrato de Concessão nº 162/2008-ANEEL, firmado com a Enel Distribuição São Paulo – Enel SP (Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A.). Área Responsável: Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica - SFT. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Gentil Nogueira de Sá Júnior
BLOCO DA PAUTA
Os itens de 13 a 39 serão deliberados em bloco, conforme os arts. 42 e 49 da Norma de Organização ANEEL nº 1, aprovada pela Resolução Normativa nº 1.133/2025
13. Processo: 48500.031266/2026-37 Assunto: Abertura de Audiência Pública com vistas a receber contribuições sobre a proposta do Sexto Plano de Aplicação de Recursos do Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica - 6º PAR Procel. Área Responsável: Superintendência de Inovação e Transição Energética - STE. Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota Minutas de voto e ato
14. Processo: 48500.006483/2023-46 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D contra o Auto de Infração nº 13/2026, lavrado pela Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado – SFF, que aplicou a penalidade de multa em decorrência de Não Conformidade registrada em ação fiscalizadora que teve como objetivo verificar o eventual favorecimento de empresa do mesmo grupo econômico, mediante utilização de informações de consumidores interessados em migrar para o Ambiente de Contratação Livre – ACL. Área Responsável: Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado - SFF, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota Minutas de voto e ato
15. Processo: 48500.001582/2024-12 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Cooperativa de Eletricidade de Gravatal – Cergral e pela Cooperativa de Distribuição de Energia Elétrica – Cooperzem contra o Despacho nº 380/2025, emitido pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica – STD, que indeferiu o pedido de postergação da data de início da vigência dos Montantes de Uso do Sistema de Transmissão – MUST associados aos Contratos de Uso do Sistema de Transmissão – CUST nº 411/2023 e nº 412/2023. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - STD, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior Minutas de voto e ato
16. Processo: 48500.003357/2024-11 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Energisa Mato Grosso – Distribuidora de Energia S.A. – EMT contra o Despacho nº 893/2025, emitido pela Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo – SMA, que deu provimento à reclamação referente à cobrança por deficiência na medição na unidade consumidora nº 6/3350201-4, de titularidade de Marcelo Antônio Nervo. Área Responsável: Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo - SMA, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
17. Processo: 48500.022454/2025-93 Assunto: Recurso Administrativo interposto por Antônio Luís Santos da Silva contra o Despacho nº 1.635/2026, emitido pela Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo – SMA, que negou provimento e deu outras providências em relação ao requerimento referente a restituição de valores antecipados por consumidores para obras de conexão, abrangência do ressarcimento conforme normas vigentes à época da energização, fornecimento de documentos pela concessionária e análise de denúncias relativas à guarda documental e procedimentos administrativos. Área Responsável: Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo - SMA, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
18. Processo: 48500.018818/2026-11 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela ISA Energia Brasil S.A. contra a Resolução Autorizativa nº 16.812/2026, 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, o cronograma para a entrada em operação comercial das instalações de transmissão de energia elétrica referentes ao Contrato de Concessão nº 59/2001-ANEEL e deu outras providências. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
19. Processo: 48500.010196/2025-01 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto por Lucas Botelho Cavalca Nunes contra o Despacho nº 3.444/2025, que indeferiu o requerimento administrativo protocolado pelo Recorrente com vistas a determinar que a Roraima Energia S.A. proceda imediatamente com a vistoria técnica e conexão da usina, indeferiu a confirmação do enquadramento de empreendimento de minigeração distribuída como GD I para todos os fins legais e regulatórios e indeferiu a instauração de procedimento administrativo de fiscalização para apuração da conduta da Roraima Energia S.A. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior Minutas de voto e ato
20. Processo: 48500.035630/2025-57 Assunto: Pedido de Impugnação apresentado pela Targa Medical S.A. contra a decisão do Conselho de Administração da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CAd/CCEE, em sua 1.490ª reunião, referente ao procedimento de desligamento por descumprimento de obrigação. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica - SGM. Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota Minutas de voto e ato
21. Processo: 48500.002939/2026-41 Assunto: Pedido de Impugnação apresentado pela Delmax Papelão e Embalagens Ltda. contra decisão do Conselho de Administração da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em sua 1.500ª reunião, referente a penalidades de medição apuradas na contabilização de outubro de 2025. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica - SGM. Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota Minutas de voto e ato
22. Processo: 48500.027390/2026-06 Assunto: Pedido de Impugnação apresentado pela New Fish Comércio de Pescados Ltda. contra decisão do Conselho de Administração da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em sua 1.503ª reunião, referente à penalidade por insuficiência de lastro de energia. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica - SGM. Diretor(a)-Relator(a): Ludimila Lima da Silva Minutas de voto e ato
23. Processo: 48500.031816/2026-18 Assunto: Pedido de Efeito Suspensivo referente ao Pedido de Impugnação apresentando pela Rio Alto STL XV Geração de Energia SPE Ltda. contra a decisão da Diretoria da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em sua 37ª reunião de 2026, referente à penalidade por insuficiência de lastro de energia. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior Minutas de voto e ato
24. Processo: 48500.028007/2026-29 Assunto: Pedido de Efeito Suspensivo referente ao Pedido de Impugnação apresentado pela Empresa de Mineração Santa Roa Ltda. contra a decisão da Diretoria da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em sua 32ª reunião de 2026, referente ao procedimento de desligamento por descumprimento de obrigação. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota Minutas de voto e ato
25. Processo: 48500.031200/2026-47 Assunto: Pedido de Medida Cautelar protocolado pela JPNR Ceará Negócios Corporativos Ltda. com vistas a determinar que a Enel Distribuição Ceará – Enel CE suspenda a exigibilidade dos montantes a título de Participação Financeira do Consumidor e se abstenha de efetuar quaisquer restrições ou eventuais penalidades que possam obstar o acesso à rede do Complexo Solar de Acopiara/CE e de suas Usinas Fotovoltaicas – UFVs, até a análise de mérito do requerimento referente ao Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD e ao Contrato de Compra de Energia Regulada – CCER do empreendimento Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior Minutas de voto e ato
26. Processo: 48500.029862/2026-57 Assunto: Pedido de Medida Cautelar protocolado por Vandicleudo Ferreira dos Santos com vistas a determinar que a Companhia Energética de Pernambuco – Neoenergia Pernambuco mantenha o fornecimento de energia elétrica na unidade consumidora do Requerente até a análise de mérito do requerimento referente ao faturamento e débito controverso do empreendimento. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior Minutas de voto e ato
27. Processo: 48500.031214/2026-61 Assunto: Pedido de Medida Cautelar protocolado pela Elle Pretto Administração e Participações Comerciais e Imobiliárias Ltda. e pela Hidrelétrica Verde Vale S.A. com vistas a impedir a produção de efeitos definitivos das decisões contidas no Despacho nº 3.842/2026, emitido pela Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica – SCE, até a análise de mérito do Recurso Administrativo referente ao Despacho de Registro de Adequabilidade do Sumário Executivo – DRS da Pequena Central Hidrelétrica – PCH Abelardo Luz, localizada no município de Chapecó, estado de Santa Catarina. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota Minutas de voto e ato
28. Processo: 48500.028709/2026-11 Assunto: Pedido de Medida Cautelar protocolado pela Arauco Celulose do Brasil S.A. com vistas a que o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS proceda à devolução dos valores da Garantia Financeira para Solicitação de Acesso – GPA executada no processo de acesso da Usina Termelétrica – UTE Sucuriú e se abstenha de executar eventuais valores remanescentes da GPA, bem como de praticar qualquer ato que pressuponha a extinção da posição de acesso da usina ou a perda do direito ao aditamento do Contrato de Uso do Sistema de Transmissão na modalidade geração – CUST-G nº 11/2024, até a análise de mérito do requerimento. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL. Diretor(a)-Relator(a): Ludimila Lima da Silva Minutas de voto e ato
29. Processo: 48500.006910/2022-13 Assunto: Requerimento Administrativo protocolado pela ISA Energia Brasil S.A. com vistas à alteração do prazo para a entrada em operação comercial do empreendimento T2022-116 – Linha de Transmissão Mairiporã-Jaguari – Reconstrução/Recondutoramento e substituição de cabo para-raios convencional por cabo OPGW, autorizado pela Resolução Autorizativa nº 13.192/2022. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato *Atualizado em 12/11/2026, às 16h15min.
30. Processo: 48500.027024/2026-49 Assunto: Termo de Intimação nº 15/2026, lavrado pela Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica – SFT, que notificou a SF Produção de Energia Elétrica Ltda. da possibilidade de aplicação de penalidade de revogação da outorga de autorização da Pequena Central Hidrelétrica – PCH São Francisco em decorrência do atraso na implantação. Área Responsável: Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica - SFT. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior Minutas de voto e ato
31. Processo: 48500.021683/2026-71 Assunto: Transferência da titularidade da Concessão da Usina Hidrelétrica – UHE Três Irmãos, objeto do Contrato de Concessão nº 3/2014-MME, atualmente detida pela Tijoá Participações e Investimentos S.A., em favor da Axia Energia S.A. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior Minutas de voto e ato
32. Processo: 48500.018583/2026-68 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação e instituição de servidão administrativa, em favor da Foz do Prata Energia S.A., das áreas de terra necessárias à implantação da Usina Hidrelétrica – UHE Foz do Prata, localizada no município de Veranópolis, estado do Rio Grande do Sul. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Ludimila Lima da Silva Minutas de voto e ato
33. Processo: 48500.031637/2026-81 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – Neoenergia Coelba, das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Vera Cruz, localizada no município de Vera Cruz, estado da Bahia. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota Minutas de voto e ato
34. Processo: 48500.031631/2026-11 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – Neoenergia Coelba, das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Taipus de Fora II, localizada no município de Maraú, estado da Bahia. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior Minutas de voto e ato
35. Processo: 48500.031634/2026-47 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – Neoenergia Coelba, das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Porto Seguro II, localizada no município de Porto Seguro, estado da Bahia. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota Minutas de voto e ato
36. Processo: 48500.030853/2026-17 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Elektro Redes S.A., das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Santa Isabel 2, localizada no município de Santa Isabel, estado de São Paulo. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
37. Processo: 48500.030870/2026-46 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL Paulista, das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Guaiçara, localizada no município de Guaiçara, estado de São Paulo. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa Minutas de voto e ato
38. Processo: 48500.031023/2026-07 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Axia Energia S.A., das áreas de terra necessárias à ampliação da Subestação Poços de Caldas, localizada no município de Poços de Caldas, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Ludimila Lima da Silva Minutas de voto e ato *Atualizado em 12/11/2026, às 14h52min.
39. Processo: 48500.029875/2026-26 Assunto: Autorização e estabelecimento da Parcela da Receita Anual Permitida – RAP, referente a reforços em instalações de transmissão, sob concessão da Belém Transmissora de Energia S.A., em decorrência da 1ª emissão do Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica – POTEE 2026. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. Diretor(a)-Relator(a): Willamy Moreira Frota Minutas de voto e ato
FRAGMENTOS EXTRAÍDOS DA NEWSLETTER | VOLT ROBOTICS – 27/10/2026
13/11/2026
- Urgências operacionais e novas rotas para a energia no Brasil
A expansão do consumo elétrico, provocado principalmente por novos data centers, desperta o interesse das empresas pela autoprodução de energia. Ao mesmo tempo, a alta nos cortes de geração eólica e solar aponta a necessidade de rever a operação da rede e adotar soluções como o armazenamento em baterias e a flexibilidade negociável no mercado.
Nesta edição da newsletter da Volt Robotics, apresentamos análises sobre essa transição operacional, a regulação em debate na ANEEL, os caminhos para a gestão de riscos discutidos no VOLTcast e os sete compromissos da Agenda FASE.
- Consumo de energia e autogeração
Uma reportagem do Valor Econômico mostrou que o consumo de eletricidade no Brasil deverá mais que dobrar até 2050, impulsionado pela eletrificação da economia e pela expansão dos data centers. O salto dos atuais 764 TWh para cerca de 1.754 TWh exigirá novos investimentos em geração, transmissão, distribuição e armazenamento. Mas também tende a acelerar a busca por estratégias capazes de aumentar a competitividade das empresas diante de um sistema elétrico cada vez mais demandado. É nesse contexto que a autoprodução de energia ganha protagonismo. Além de produzir a própria energia, esse modelo permite que empresas de grande consumo reduzam sua exposição às oscilações do mercado e ampliem a previsibilidade dos custos por meio de uma estratégia energética estruturada. Apesar do seu potencial, a autoprodução, por si só, não garante vantagem competitiva. Para que ela gere valor, é fundamental que seja precedida por estudos capazes de avaliar sua viabilidade técnica, econômica e regulatória, identificando se esse modelo realmente representa a melhor alternativa para cada realidade de consumo.
- Sinais de preço e BESS
O século XX remunerava a energia produzida. O século XXI opera com outra lógica e passa a pagar pela disponibilidade exata, no lugar certo e com a velocidade necessária. Durante o congresso ees South America, organizado pela The smarter E South America em São Paulo, Donato da Silva Filho Filho, CEO da Volt Robotics, detalhou a sinalização de preços horários e locacionais para o uso de BESS. Os dados da Califórnia ilustram a escala global dessa mudança. A capacidade instalada saltou de 500 MW para 13 GW entre 2020 e 2024, acumulando 47,3 GWh armazenáveis. Esses ativos absorvem 14,7% da carga diurna, suprem 8,6% da demanda no pico e atendem a 84% dos requisitos de regulação. Com a entrada de novos concorrentes, a receita líquida média caiu 32% entre 2023 e 2024, passando de 78 para 53 dólares por quilowatt-ano. Na Austrália, o spread capturado despencou 85% entre o segundo trimestre de 2025 e o segundo trimestre de 2026. Contratos de longo prazo e acordos de tolling protegem os investimentos contra a volatilidade do mercado de arbitragem. A operação consome o ativo físico, tornando importantes o monitoramento da temperatura, do fluxo diário e da taxa de degradação na sustentabilidade da dívida. No Brasil, a contratação de capacidade avança, mas a regulação ainda restringe o aproveitamento da tecnologia. A ABSAE - Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia também aproveitou o evento para fazer o pré-lançamento do Projeto Visão 2030, que mapeia desafios relacionados à flexibilidade, potência, encargos e tarifas, e propõe uma agenda integrada de políticas públicas para o setor.
- Flexibilidade e Consulta Pública ANEEL
O próximo negócio de energia da sua empresa pode estar em um equipamento que seu cliente já comprou. Imagine um hotel: a bomba da piscina funciona, a refrigeração conserva os alimentos e os carros carregam na garagem. Se parte desse consumo puder mudar de horário sem comprometer o serviço, existe flexibilidade. Transformá-la em economia e em um serviço comercializável exige dados, tecnologia e regras que sustentem o negócio. A Consulta Pública 033/2026 da ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica propõe novos requisitos de conexão, monitoramento, comunicação e resposta a comandos para recursos energéticos distribuídos. As contribuições podem ser enviadas até 9 de novembro de 2026. Nossa leitura é que essas escolhas técnicas terão consequências sobre custos de integração, investimentos e possibilidades de desenvolver novos serviços. A remuneração da flexibilidade ainda exige outros passos, mas sua viabilidade começa a ser construída nessa base. Para quem dirige uma comercializadora, distribuidora, empresa de tecnologia ou um negócio com muitos ativos consumidores, vale perguntar: quais requisitos viabilizam nossa estratégia? Quais criam custos desproporcionais? Que evidências precisamos apresentar à ANEEL? No novo artigo da Volt, partimos da piscina de um hotel para mostrar como equipamentos cotidianos podem se transformar em recursos com valor para o sistema elétrico — e o que precisa funcionar para essa conta fechar. A Volt apoia empresas na avaliação dos impactos da proposta e na elaboração de contribuições técnico-regulatórias, conectando dados operacionais, análise econômica e estratégia de negócio.
O El Niño foi um dos principais temas da teleconferência de resultados do terceiro trimestre de 2026 da Energisa. Segundo o CEO da companhia, Ricardo Botelho, as previsões meteorológicas indicam que o fenômeno deve permanecer forte neste e no próximo trimestre. O que tende a influenciar o volume de consumo de energia, embora a empresa não consiga precisar a magnitude desse efeito.
Continue a leitura na matéria:
Energisa cita El Niño como fator de incerteza para mercado
Segundo o CEO da companhia, as previsões meteorológicas indicam que o fenômeno deve permanecer forte, o que tende a influenciar o volume de consumo de energia.
APORTE DE GARANTIA DOS CONSÓRCIOS ION (expansão)
A diretoria da Aneel suspendeu o prazo de aporte da Garantia Prévia para Celebração do Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (GPC) relativo aos Pareceres de Acesso das usinas dos Consórcios ION. A medida cautelar vale até a deliberação pelo colegiado do recurso contra a inabilitação dos Consórcios ION III b, ION I, ION III a, ON IV e ION V a no leilão de capacidade (LRCAP) de março desse ano.
Saiba mais em:
Aneel suspende prazo para aporte de garantia dos Consórcios ION
Medida terá validade até o julgamento pela diretoria da agência de recurso contra a inabilitação dos empreendimentos no LRCAPL de março.
PARCELAS DO UBP (geração)
A Aneel reconheceu 15 de janeiro como data inicial de atualização pela Selic das parcelas pagas por geradores hidrelétricos que negociaram a antecipação do pagamento pelo Uso do Bem Público. A decisão foi aprovada na terça-feira, 10 de novembro.
Dessa forma a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica vai recalcular os valores devidos pelos concessionários para eventual devolução de diferenças a favor desses agentes.
Leia mais na notícia:
Aneel altera data inicial de atualização de parcelas do UBP
O marco temporal passa para janeiro de 2026. A CCEE vai recalcular valores pagos por geradores, no acordo de repactuação de parcelas vincendas do Uso do Bem Público.
OUTRAS NOTÍCIAS DE HOJE
Engie espera definição de ressarcimento por curtailment em 2027
Companhia aderiu o termo de compromisso e aguarda definição dos valores relativos aos cortes de geração registrados entre 2023 e 2025.
Auren observa leilão de baterias e aguarda regulamentação do curtailment
Condições de retorno são fundamentais para participação em certame. Companhia quer prorrogação de concessões.
Voltalia conquista 2º lugar no Prêmio ONS de Qualidade na Operação em geração fotovoltaica.
Reconhecimento do Operador Nacional do Sistema Elétrico chancela um ano de conquistas para a companhia no Brasil.
Indicadores de atratividade econômica do mercado livre de energiaIAML e EPML · Brasil · A4 Azul · Energia Convencional e Incentivada 50%
LANÇAMENTO: TERMÔMETRO ACL
É com satisfação que a Dcide e a TR Soluções apresentam o Termômetro ACL, uma iniciativa que amplia a transparência sobre a atratividade do mercado livre de energia em relação ao ambiente regulado.
A parceria combina as curvas forward da Dcide com a modelagem tarifária da TR Soluções, reunindo as competências das duas empresas em preços e tarifas de energia.
Serão divulgados mensalmente, de forma gratuita, quatro indicadores nacionais, organizados em dois grupos:
IAML — Índice de Atratividade do Mercado Livre: mede a razão entre o preço de break-even – preço máximo da energia no ACL que tornaria os ambientes livre e regulado economicamente equivalentes – e o preço forward no mercado livre, considerando o consumidor e o horizonte de referência.
EPML — Economia Potencial no Mercado Livre: expressa a diferença entre esses preços como percentual do custo total no mercado regulado, sem tributos, indicando a economia potencial para o consumidor de referência.
Confira os resultados de outubro de 2026:
Índice
Valor (%)
Variação mensal (p.p.)
Variação anual (p.p.)
IAML Convencional
115,3%
-1,8 p.p.▼
-22,0 p.p.▼
IAML Incentivada 50%
127,9%
-2,0 p.p.▼
-21,3 p.p.▼
EPML Convencional
5,7%
-0,6 p.p.▼
-6,0 p.p.▼
EPML Incentivada 50%
11,6%
-0,6 p.p.▼
-6,1 p.p.▼
Tabela: A tabela reflete os índices de atratividade entre ambientes, IAML (Índice de Atratividade do Mercado Livre) e EPML (Economia Potencial no Mercado Livre), calculados para um consumidor de referência em visão nacional. As variações mensais e anuais (em 12 meses) são apresentadas em pontos percentuais. Fonte: Dcide e TR Soluções.
Os resultados constituem referências agregadas de mercado, calculadas para um consumidor de referência, e não substituem a análise das condições específicas de cada consumidor.
Para apresentar os fundamentos do Termômetro ACL e detalhar os resultados desta primeira edição, compartilhamos a documentação técnica abaixo:
Whitepaper: Objetivos, aplicações e interpretação dos indicadores.
Esta nota metodológica apresenta os critérios adotados para a construção de dois índices econômicos voltados ao mercado livre de energia elétrica.
O IAML — Índice de Atratividade do Mercado Livre mede a relação entre o preço de break-even calculado para o consumidor de referência — isto é, o preço máximo da energia no Ambiente de Contratação Livre (ACL) que tornaria os ambientes livre e regulado economicamente equivalentes — e o preço forward de energia, utilizado como referência para a contratação no ACL. O índice é calculado pela razão entre o preço de break-even e o preço forward, de modo que valores acima de 100% indicam maior atratividade econômica do mercado livre.
A EPML — Economia Potencial no Mercado Livre expressa a diferença entre o preço de break-even e o preço forward como percentual do custo total cativo do consumidor de referência, excluídos os tributos. Juntos, os indicadores permitem acompanhar a atratividade relativa dos ambientes de contratação e colocar em perspectiva a relevância econômica dessa diferença em relação ao custo total cativo.
Os indicadores foram desenvolvidos para oferecer ao mercado uma referência objetiva sobre a atratividade econômica do ACL, em comparação com o Ambiente de Contratação Regulada (ACR), considerando um consumidor de referência e as concessionárias de distribuição contempladas em cada apuração, atualmente 51.
São publicados mensalmente quatro indicadores:
Indicador
Produto de energia considerado
IAML Convencional
Energia convencional
IAML Incentivado
Energia incentivada
EPML Convencional
Energia convencional
EPML Incentivado
Energia incentivada
Os indicadores IAML e EPML devem ser interpretados como referências agregadas das condições econômicas consideradas na metodologia e, portanto, não necessariamente representam o resultado de um consumidor específico.
Os indicadores calculados para o produto incentivado devem ser interpretados como referências de atratividade econômica para o universo de consumidores que preserva o direito ao benefício tarifário associado à energia incentivada. A partir de 2026, novas migrações para o ACL não fazem jus ao desconto no uso dos sistemas de transmissão e distribuição associado à energia incentivada, e aumentos de demanda de consumidores já beneficiários não recebem o desconto sobre a parcela adicional.
A relevância dos indicadores incentivados decorre especialmente da necessidade de comparação entre produtos convencional e incentivado, inclusive diante da instituição do ECR — Encargo de Complemento de Recursos, que altera a atratividade econômica dos benefícios tarifários associados aos descontos no fio.
2. O que é a Dcide e a curva forward
A Dcide é uma empresa especializada em soluções de informação, gestão de processos de comercialização e modelagem quantitativa de risco, com atuação especialmente em preços de energia a futuro (curvas forward), de forma isonômica e neutra desde 2011.
As referências de preços a futuro utilizadas no cálculo dos índices provêm do consenso das curvas de marcação a mercado dos clientes da Dcide, disponibilizadas no Pool Denergia. Esses clientes incluem os principais agentes do setor elétrico brasileiro e atendem a rigorosos processos de gestão e governança.
A curva reflete os preços pelos quais os agentes consideram possível negociar no momento da apuração, com base em transações observadas em diferentes ambientes, liquidez e demais condições de mercado. Não constitui previsão dos preços futuros nem pesquisa declarativa de expectativas, sendo utilizada como principal referência setorial para energia a futuro.
Para o cálculo dos índices, são utilizados os valores publicados na data-base do indicador, geralmente correspondentes à curva de fechamento mensal, líquidos de tributos, encargos e componentes comerciais. As curvas mensalizadas abrangem os 36 meses do contrato de referência (M+6 a M+41), para as fontes convencional e incentivada 50% nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte.
3. O que é a TR Soluções e o SETE
A TR Soluções é uma empresa brasileira de tecnologia especializada em regulação e tarifas de energia elétrica. Sua atuação combina conhecimento regulatório, modelagem tarifária, análise de dados e desenvolvimento de aplicações próprias, com destaque para o SETE.
O SETE — Serviço para Estimativa de Tarifas de Energia é uma aplicação de inteligência regulatória e tarifária da TR Soluções lançada em 2011.
A aplicação reproduz o cálculo tarifário da Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel, reunindo bases tarifárias e regulatórias, informações de mercado, componentes econômicos e financeiros das tarifas de distribuição e funcionalidades analíticas voltadas ao acompanhamento e à projeção das tarifas de distribuição de energia elétrica no Brasil.
O SETE é constantemente atualizado e aprimorado, incorporando novos dados oficiais, alterações regulatórias, eventos tarifários homologados, informações de mercado e aperfeiçoamentos metodológicos desenvolvidos pela TR Soluções.
No contexto dos indicadores apresentados nesta nota, o SETE é utilizado para estimar o preço de break-even, o custo total cativo, a sazonalidade histórica do mercado e os componentes regulatórios aplicáveis ao consumidor de referência.
4. Visão geral da metodologia
O cálculo dos indicadores considera três conjuntos principais de informações:
Curvas forward de energia, associadas ao submercado de cada distribuidora;
Preço de break-even, calculado para um consumidor de referência em cada distribuidora;
Custo total cativo, utilizado como base para mensuração da economia potencial.
A metodologia é construída em base mensal e considera um horizonte de 36 meses de suprimento, iniciando em M+6 e terminando em M+41, em relação à data de apuração dos indicadores.
A agregação nacional não é feita por média simples dos resultados individuais das distribuidoras. O cálculo utiliza uma ponderação pelo consumo relativo associado a cada distribuidora e mês de suprimento. Dessa forma, distribuidoras com maior participação no mercado considerado têm maior peso na composição dos indicadores nacionais, enquanto distribuidoras menores participam do cálculo de forma proporcional ao seu tamanho.
5. Horizonte de suprimento
Os indicadores consideram os meses de suprimento compreendidos entre M+6 e M+41.
A variável m representa o mês de suprimento no horizonte considerado, assumindo valores de 6 a 41.
Por exemplo, se a data de apuração for agosto de 2026:
Mês relativo
Mês de suprimento
M+6
fevereiro de 2027
M+7
março de 2027
...
...
M+41
janeiro de 2030
Essa abordagem permite comparar o preço forward observado no mercado com o preço de break-even projetado para o mesmo mês de suprimento.
6. Referenciamento temporal dos preços
Os preços forward estão referenciados à data-base das curvas utilizadas na apuração dos índices, enquanto os preços de break-even são inicialmente calculados em valores nominais para cada mês de suprimento entre M+6 e M+41.
Para fins de comparação e agregação dos indicadores, os preços de break-even nominais são trazidos à mesma data-base de referência das curvas forward utilizadas na apuração, utilizando o Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA projetado pelo mercado, conforme expectativas divulgadas no Relatório Focus do Banco Central do Brasil. As curvas forward já são expressas na data-base de referência considerada na apuração e, portanto, não requerem tratamento monetário adicional.
Assim, para cada mês de suprimento, os preços nominais são convertidos para uma mesma base temporal de referência antes do cálculo dos indicadores.
De forma simplificada:
Equação 1 – Referenciamento temporal do preço de break-even e do custo total cativo
em que:
PBEd,mref = preço de break-even referenciado à data-base de referência do índice;
PBEd,mnom = preço de break-even nominal do mês de suprimento;
FmIPCA = fator acumulado de IPCA projetado entre a data-base de referência e o mês de suprimento;
CTEd,mref = custo total cativo referenciado à data-base de referência do índice;
CTEd,mnom = custo total cativo nominal do mês de suprimento.
Nas fórmulas apresentadas nas seções seguintes, CF, PBE e CTE correspondem a valores expressos na data-base de referência dos indicadores.
7. Consumidor de referência
Os indicadores são calculados a partir de um consumidor de referência em média tensão, enquadrado no subgrupo tarifário A4 e na modalidade Azul.
O perfil adotado é:
Parâmetro
Ref.
Grupo/subgrupo
A41
Modalidade tarifária
Azul
Demanda contratada fora ponta
1.000 kW
Demanda contratada ponta
800 kW
Fator de carga médio fora ponta
70%
Fator de carga médio ponta
85%
A escolha desse perfil busca representar um consumidor típico de média tensão, com fator de carga compatível com a modalidade tarifária Azul.
As demandas contratadas de ponta e fora ponta são mantidas fixas ao longo do horizonte de cálculo. A variação mensal do consumo é representada por meio da sazonalidade mensal histórica do mercado de média tensão, apurada de forma agregada para as concessionárias consideradas em cada apuração e calculada a partir dos três últimos anos civis, aplicada aos fatores de carga.
8. Tratamento da sazonalidade
Embora as demandas contratadas sejam fixas, o consumo mensal do consumidor de referência não é considerado constante ao longo do ano.
Para refletir o comportamento típico do mercado, definiu-se para o consumidor de referência uma sazonalidade baseada no comportamento mensal histórico do mercado de média tensão, apurada de forma agregada para as concessionárias consideradas na metodologia, a partir dos dados realizados disponibilizados pela Aneel no SAMP – Balanço.
Na data de lançamento dos indicadores, a sazonalidade corresponde aos anos civis de 2023 a 2025, os três últimos anos completos disponíveis. Os fatores de sazonalidade normalizados vigentes no lançamento são apresentados na Tabela 1.
Tabela 1 – Sazonalidade normalizada do consumidor de referência
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
0,9456
0,9798
0,9874
1,0538
0,9934
1,0015
0,9573
0,9908
1,0080
1,0204
1,0495
1,0126
A sazonalidade é atualizada anualmente em abril, após a disponibilização pela Aneel das informações de mercado relativas ao ano anterior.
Essa sazonalidade é aplicada ao perfil do consumidor de referência, mantendo fixas as demandas contratadas de ponta e fora ponta. Assim, a variação mensal ocorre sobre o consumo, por meio dos fatores de carga, e não sobre a demanda contratada.
De forma simplificada:
FCFP,m=FCFP,base×Sm e FCP,m=FCP,base×Sm
em que:
FCFP,m = fator de carga fora ponta no mês m;
FCP,m = fator de carga ponta no mês m;
FCFP,base = fator de carga médio fora ponta do consumidor de referência;
FCP,base = fator de carga médio ponta do consumidor de referência;
Sm = fator de sazonalidade histórica associado ao mês de suprimento.
A sazonalidade não altera os preços mensais das curvas forward da Dcide, que são observados na respectiva data-base de referência. Seus efeitos incidem sobre o perfil mensal de consumo do consumidor de referência e, consequentemente, sobre a ponderação das grandezas utilizadas no cálculo dos indicadores. Dessa forma, meses historicamente mais fortes em consumo recebem maior peso relativo, enquanto meses historicamente mais fracos recebem menor peso.
As curvas forward utilizadas nos indicadores representam os produtos de energia tomados como referência para o ACL. Condições comerciais específicas de uma contratação individual, como flexibilidade, sazonalização contratual, garantias e serviços, podem ser precificadas de forma customizada e não são individualmente representadas nos indicadores.
9. Consumo relativo e ponderação das distribuidoras
A variável qd,m representa o consumo relativo associado à distribuidora d no mês de suprimento m.
Esse consumo relativo incorpora dois elementos:
o perfil mensal do consumidor de referência, ajustado pela sazonalidade mensal histórica;
a participação da distribuidora no mercado total de energia elétrica, considerando conjuntamente os mercados cativo e livre, sem restrição ao subgrupo A4, calculada para o respectivo mês.
Dessa forma, qd,m funciona como o peso de cada distribuidora e mês na composição dos indicadores. Em termos operacionais, o consumo relativo resulta da aplicação da participação da distribuidora no mercado total ao consumo mensal do perfil de referência, já ajustado pela sazonalidade. A participação de cada distribuidora no mercado total é apurada a partir dos dados mensais de mercado disponibilizados pela Aneel no SAMP — Balanço.
Em uma forma simplificada, pode-se interpretar qd,m como a parcela do consumo mensal do perfil de referência atribuída a cada distribuidora, de acordo com sua participação no mercado total naquele mês. Por exemplo, se o consumo do perfil de referência em determinado mês, já considerada a sazonalidade, for de 100 MWh e uma distribuidora representar 10% do mercado total, o consumo relativo atribuído a essa distribuidora será de 10 MWh. Em um mês de menor consumo sazonal, no qual o mesmo perfil consuma 95 MWh, mantida a participação de 10%, o consumo relativo da distribuidora será de 9,5 MWh.
A escala absoluta do consumo de referência não altera o resultado dos indicadores quando aplicada de forma consistente ao numerador e ao denominador das fórmulas.
10. Tratamento tributário
Por opção metodológica, os indicadores IAML e EPML são calculados sem a consideração de tributos.
Essa decisão busca preservar a simplicidade, a transparência e a estabilidade dos indicadores, especialmente diante das diferenças de tratamento tributário existentes entre consumidores, estados, classes de consumo e regimes fiscais, bem como das alterações em curso no sistema tributário brasileiro.
A incorporação de tributos exigiria a adoção de premissas adicionais e o acompanhamento permanente de regras tributárias que podem variar entre áreas de concessão e perfis de consumidores. Além de aumentar significativamente a complexidade de manutenção da metodologia, esse tratamento poderia introduzir distorções ou diferenças decorrentes de hipóteses tributárias, e não propriamente das condições econômicas do mercado livre e das tarifas reguladas.
Dessa forma, todos os valores utilizados no cálculo dos indicadores são considerados sem tributos, incluindo:
o preço forward de energia — CF;
o preço de break-even — PBE;
o custo total cativo — CTE.
Assim, o IAML e a EPML refletem exclusivamente os componentes econômicos, tarifários, regulatórios e de mercado considerados na metodologia, antes dos efeitos tributários.
A exclusão dos tributos também garante que o preço forward e o preço de break-even sejam comparados em uma mesma base, evitando que diferenças de tratamento fiscal interfiram na leitura dos indicadores.
Consequentemente, a EPML deve ser interpretada como uma estimativa de economia potencial antes dos efeitos tributários, não correspondendo necessariamente à economia líquida efetivamente observada na fatura de um consumidor específico.
A tributação aplicável a cada consumidor deverá ser considerada em análises individualizadas de viabilidade econômica, de acordo com sua localização, características de consumo, regime fiscal e demais particularidades.
11. Definições das variáveis
As variáveis utilizadas nos indicadores são:
d = distribuidora considerada no cálculo;
m = índice do mês de suprimento no horizonte considerado, assumindo valores de 6 a 41;
qd,m = consumo relativo da distribuidora d no mês m;
s(d) = submercado da distribuidora d;
CFs(d),m = curva forward de energia correspondente ao submercado da distribuidora d e ao mês de suprimento m;
PBEd,m = preço de break-even calculado para a distribuidora d no mês m;
CTEd,m = custo total cativo do consumidor de referência na distribuidora d no mês m.
Para ambos os indicadores, CF, PBE e CTE são considerados sem tributos.
12. Fórmula do IAML
O IAML é calculado pela razão entre o valor ponderado do preço de break-even e o valor ponderado da curva forward.
Equação 2 – Fórmula do IAML
Em termos conceituais:
o numerador representa a soma ponderada dos preços de break-even;
o denominador representa a soma ponderada dos preços forward de energia no ACL;
a razão entre os dois indica o nível de atratividade relativa do mercado livre.
A interpretação do IAML é:
Resultado
Interpretação
IAML >100%
Mercado livre mais atrativo que o mercado regulado
IAML =100%
Paridade econômica
IAML <100%
Mercado livre menos atrativo que o mercado regulado
Por exemplo, um IAML de 125% indica que, na média ponderada considerada, o preço de break-even é 25% superior ao preço forward do ACL, sinalizando atratividade econômica do mercado livre.
13. Fórmula da EPML
A EPML mede quanto a diferença entre o preço de break-even e a curva forward representa em relação ao custo total cativo do consumidor de referência.
Equação 3 – Fórmula da EPML
Em termos conceituais:
o numerador representa a economia ponderada associada à diferença entre o break-even e o preço forward;
o denominador representa o custo total cativo ponderado;
o resultado indica quanto essa diferença representa sobre o custo total cativo.
A interpretação é:
Resultado
Interpretação
EPML positiva
Há economia potencial no mercado livre
EPML igual a zero
Não há economia potencial
EPML negativa
O mercado livre seria economicamente desfavorável no perfil considerado
Por exemplo, uma EPML de 8% indica que a diferença entre o preço de break-even e a curva forward representa aproximadamente 8% do custo total cativo do consumidor de referência.
14. Apuração da curva forward
A Dcide opera um processo estruturado denominado Benchmark da Curva Forward, cujas principais características são:
recebimento periódico das curvas de marcação a mercado dos principais agentes de comercialização, geração e consumo livre, por meio de processo voluntário, padronizado e representativo das condições de mercado;
aplicação de procedimentos estatísticos documentados e validados para identificação e tratamento de valores não representativos, inconsistentes ou desalinhados com as condições de mercado vigentes;
construção de uma curva de consenso, que não reproduz a visão de um agente isolado, mas representa o ponto de convergência entre múltiplas referências independentes e economicamente expostas.
As curvas individuais recebidas pela Dcide por meio do Pool Denergia são curvas de Marcação a Mercado, ou seja, expressam o valor considerado mais representativo para o fechamento de uma posição energética em condições efetivas de mercado, em vez do preço observado em uma operação específica.
Essas informações individualizadas resultam de processamento prévio descentralizado conduzido pelos próprios agentes e especialistas do setor, incorporando um universo abrangente de transações realizadas dentro e fora das plataformas de negociação, além de outros fatores de oferta e demanda, como a liquidez dos produtos e as condições de crédito vigentes no mercado.
A Dcide consolida essas curvas de forma centralizada, produzindo uma referência de preço independente, construída colaborativamente e utilizada por empresas, órgãos e instituições governamentais, instituições financeiras, fundos de investimento, empresas de auditoria, mídia e universidades para avaliação de risco, precificação, tomada de decisão, acompanhamento histórico e estudos.
Para o propósito específico dos índices, utiliza-se a Curva Compilada da Dcide referente ao último dia útil do mês, para os quatro submercados e para as fontes Convencional e Incentivada 50%, geralmente construída a partir da apuração de Fechamento Mensal e considerada, para fins dos indicadores, no horizonte de M+6 a M+41.
15. Cálculo do preço de break-even
Para cada distribuidora e mês de suprimento, o preço de break-even é calculado a partir do custo médio do consumidor A4 Azul no ambiente regulado e dos custos que permanecem ou passam a ser suportados pelo consumidor no mercado livre.
Inicialmente, calcula-se a tarifa média2 do consumidor cativo, considerando a Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição — TUSD, a Tarifa de Energia — TE e o adicional de bandeira tarifária, quando aplicável. As tarifas de demanda e de energia nos postos ponta e fora ponta são convertidas em um valor médio em R$/MWh a partir do perfil do consumidor de referência, considerando os respectivos fatores de carga, a quantidade de horas de cada posto tarifário, a sazonalidade e o consumo mensal.
Desse valor são deduzidas as parcelas que o consumidor continua pagando, ou passa a pagar de outra forma no ambiente livre. Entre elas estão a TUSD aplicável ao consumidor livre — diferenciada conforme o produto convencional ou incentivado I5 — e os encargos e custos considerados na liquidação ou contabilização do mercado livre, tais como o Encargo de Energia de Reserva — EER, o Encargo de Serviços do Sistema — ESS, o Encargo de Potência para Reserva de Capacidade — ERCAP, os custos associados à geração nuclear de Angra 1 e 2 e a parcela relativa às perdas na Rede Básica.
Por opção metodológica, não são considerados os encargos especificamente associados ao ato de migração para o ACL. Esses componentes possuem natureza transitória e estão relacionados à decisão de ingresso no mercado livre, enquanto o IAML e a EPML têm como objetivo avaliar a atratividade econômica do mercado livre como ambiente de contratação, inclusive para consumidores que já se encontram no ACL. A exclusão também preserva a comparabilidade da série histórica dos indicadores, evitando que encargos conjunturais de determinados períodos alterem sua interpretação ao longo do tempo.
Após essas deduções, o valor resultante corresponde ao preço de break-even, isto é, ao preço máximo da energia no ACL que iguala o custo do consumidor de referência ao custo estimado no ambiente regulado.
Desconsideram-se do cálculo do break-even custos comerciais de gestão ou representação da comercializadora, garantias financeiras e adequação do sistema de medição.
O PBE utilizado no IAML e na EPML é calculado na mesma base de comparação da curva forward. CF, PBE e CTE são considerados sem tributos e, para fins de agregação, expressos na mesma data-base de referência dos indicadores.
16. Energia convencional e energia incentivada
Os indicadores são calculados separadamente para energia convencional e energia incentivada I5, associada ao benefício de 50% sobre a parcela de uso do fio considerada na metodologia, já considerado o Fator ECR projetado a partir de janeiro de 2027.
No caso convencional, a curva forward considerada corresponde ao produto convencional no respectivo submercado.
No caso incentivado, a curva forward considerada corresponde ao produto incentivado no respectivo submercado, e o cálculo considera os efeitos tarifários associados ao benefício correspondente, incluindo a estimativa do ECR.
A publicação dos indicadores incentivados tem por objetivo permitir a comparação econômica entre produtos no ACL, especialmente para consumidores que preservam o direito ao benefício tarifário associado à energia incentivada, bem como acompanhar a evolução de sua atratividade em relação ao produto convencional.
A partir de 2026, novas migrações para o ACL não fazem jus ao desconto no uso dos sistemas de transmissão e distribuição associado à energia incentivada. Da mesma forma, aumentos de demanda de consumidores que já possuem o benefício não recebem o desconto sobre a parcela adicional.
17. Apuração, atualização e publicação dos indicadores
O IAML e a EPML são publicados mensalmente no dia 10 de cada mês. Quando o dia 10 coincidir com final de semana ou feriado nacional, a publicação ocorre no primeiro dia útil subsequente.
Para cada publicação, são utilizadas as curvas forward da Dcide referentes ao fechamento do mês anterior. A publicação no dia 10 permite compatibilizar o calendário de fechamento dessas referências de preços com o processo de apuração do IAML e da EPML, de forma que os indicadores sejam calculados a partir de uma referência mensal já consolidada.
A apuração dos indicadores é realizada em data anterior à sua publicação.
Para cada apuração, são utilizadas as bases de dados, projeções, parâmetros e metodologias disponíveis na versão vigente do SETE na data da apuração.
A data da apuração e a versão do SETE utilizada em cada cálculo são informadas juntamente com a publicação mensal dos indicadores, permitindo a identificação das premissas e dos dados disponíveis no momento em que o cálculo foi realizado.
Os indicadores são atualizados a partir da combinação de:
curvas forward da Dcide referentes à apuração de fechamento mensal;
atualização das projeções tarifárias;
atualização dos dados de mercado;
atualização anual da sazonalidade histórica;
atualização das expectativas de IPCA do Relatório Focus;
revisão dos parâmetros utilizados no cálculo do consumidor de referência;
atualização de encargos setoriais, componentes tarifários e demais premissas regulatórias utilizadas no SETE.
A identificação da versão do SETE tem por objetivo assegurar a rastreabilidade das premissas utilizadas em cada publicação, considerando que projeções tarifárias, dados de mercado, encargos e demais parâmetros regulatórios podem ser atualizados ao longo do tempo.
18. Agregação por soma ponderada
A metodologia não utiliza média simples dos índices individuais por distribuidora. Essa escolha evita que distribuidoras de tamanhos muito diferentes tenham o mesmo peso no indicador nacional.
A agregação é feita pela soma das parcelas ponderadas:
qd,m×PBEd,m
qd,m×CFs(d),m
qd,m×(PBEd,m−CFs(d),m)
qd,m×CTEd,m
Somente após essa agregação é que os indicadores são calculados.
Esse procedimento preserva a representatividade econômica das distribuidoras e reduz o risco de que oscilações tarifárias de distribuidoras com pequena participação de mercado distorçam o resultado nacional.
19. Limitações e premissas
Os indicadores devem ser interpretados como referências agregadas de mercado, construídas a partir de um consumidor de referência e de premissas padronizadas.
Eles não substituem uma análise individualizada de contratação ou migração para um consumidor específico.
Entre as principais limitações, destacam-se:
o perfil de consumo é padronizado;
o subgrupo tarifário é o A4;
a modalidade tarifária considerada é a Azul;
a sazonalidade reflete um comportamento médio histórico, e não necessariamente o perfil real de uma carga individual;
não é considerado qualquer tipo de tributo;
custos específicos de comercialização, representação, garantias financeiras, adequação do sistema de medição e gestão comercial não são integralmente representados pelos indicadores;
os indicadores incentivados representam a atratividade econômica do produto para consumidores que preservam o respectivo benefício tarifário;
a modelagem definitiva do ECR depende de regulamentação da Aneel;
os indicadores refletem a atratividade no horizonte considerado, de M+6 a M+41, e não uma recomendação de contratação para um caso específico.
Consumidores com perfis distintos de demanda, fator de carga, modalidade tarifária, subgrupo, regime tributário ou estratégia de contratação podem apresentar resultados diferentes.
20. Síntese metodológica
Em termos simplificados, a metodologia pode ser resumida da seguinte forma:
Define-se um consumidor de referência em A4 Azul.
Aplica-se a sazonalidade mensal histórica ao perfil de consumo, mantendo fixas as demandas contratadas.
Calcula-se, para cada distribuidora e mês de suprimento, o consumo relativo ponderado qd,m.
Associa-se a cada distribuidora a curva forward de seu respectivo submercado.
Calcula-se o preço de break-even e o custo total cativo para cada distribuidora e mês.
Calcula-se o IAML pela razão entre a soma ponderada dos preços de break-even e a soma ponderada dos preços forward.
Calcula-se a EPML pela razão entre a economia ponderada e o custo total cativo ponderado.
Publicam-se mensalmente quatro indicadores: IAML Convencional, IAML Incentivado, EPML Convencional e EPML Incentivado.
1 A4 corresponde a conexões em tensão maior ou igual a 2,3 kV e menor ou igual a 25 kV, conforme Art. 2º, inciso XXIII, da Resolução Normativa Aneel nº 1.000/2021.
2 Para calcular a tarifa média do A4 Azul a partir das tarifas de demanda e de energia nos postos ponta e fora ponta, consideram-se os fatores de carga de cada posto tarifário, a quantidade de horas correspondente a cada posto no mês, a sazonalidade e o consumo total mensal.
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