Portal de Notícias sobre o
‍Setor Elétrico

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.

Sinais de Preço e Resposta da Demanda: o papel das baterias na era da tarifação horária compulsória



16/6/2026

Paulo Steele Helder Sousa Rodolfo Ribeiro

1. A evolução regulatória da Tarifa Branca e o fim da inércia tarifária

1.1 O histórico do modelo voluntário (opt-in)

A busca por uma sinalização econômica eficiente para os consumidores conectados em baixa tensão no cenário brasileiro possui raízes profundas, remontando à idealização da antiga Tarifa Amarela, em 1985. Após um longo período de amadurecimento das discussões do setor, o conceito foi reformulado e deu origem à Tarifa Branca por meio da Resolução Normativa nº 733/2016 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) — posteriormente compilada na Resolução Normativa nº 1.000/2021.

Concebida sob a premissa de refletir os custos horários associados à prestação do serviço de transporte na rede de distribuição (componente TUSD Transporte), a Tarifa Branca pretendia alinhar a cobrança ao estresse que o perfil de consumo impõe à infraestrutura. Contudo, o modelo original de adesão espontânea e voluntária mostrou-se ineficaz. Até o ano de 2025, a modalidade havia alcançado cerca de 0,09% do mercado elegível em termos de energia consumida.

Esse cenário é atribuído, em grande parte, às dificuldades de comunicação para o engajamento do consumidor final e à própria estrutura regulatória definida no Submódulo 7.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária (Proret) na época. É importante ressaltar que o modelo foi proposto em um contexto tecnológico distinto do atual, quando a rede elétrica ainda não possuía a dinâmica e a bidirecionalidade proporcionadas hoje pela geração distribuída e pelos sistemas de armazenamento. Naquele cenário, a simples migração tarifária poderia gerar vantagens ou prejuízos sem que houvesse, de fato, uma mudança real no comportamento do consumidor.

Para evitar movimentos oportunistas que pudessem distorcer o sinal de preços e para preservar o equilíbrio econômico-financeiro das concessões — buscando a neutralidade de receita —, o regulador instituiu o parâmetro kz. Essa trava funcionava como um sistema de freios e contrapesos que, no contexto da época, era visto como um zelo necessário para a estabilidade do setor. No entanto, ao equilibrar as contas, esse mecanismo de proteção acabou limitando os ganhos financeiros potenciais da transição. Como consequência, o sistema travou a própria efetividade do sinal econômico que pretendia criar, esvaziando o incentivo principal para que o usuário alterasse ativamente os seus hábitos de consumo.

1.2 A "Curva do Pato" e a nova abordagem compulsória

O cenário de estagnação da Tarifa Branca colidiu com a rápida transformação do perfil de geração e carga do sistema elétrico brasileiro. O crescimento exponencial da MMGD impulsionou o surgimento da chamada "Curva do Pato" — um fenômeno sistêmico caracterizado por uma severa sobreoferta de energia solar no meio do dia, seguida por uma rampa abrupta de elevação da demanda e necessidade de acionamento de geração térmica ao anoitecer.

É essencial destacar que a modernização tarifária não é uma pauta repentina para a Aneel. O regulador vem pavimentando esse caminho com debates estruturais desde 2018 (nas discussões sobre a tarifa binômia na baixa tensão), passando pela aprovação dos sandboxes tarifários em 2022 e, mais recentemente, pela Tomada de Subsídios nº 11/2023.

O que ocorreu, diante da urgência imposta pela “Curva do Pato”, foi uma decisão estratégica de antecipar as etapas desse roadmap regulatório. A Aneel alterou sua postura rumo a uma indução assertiva de eficiência motivada pela confluência de três fatores críticos: os resultados concretos obtidos nos sandboxes, o amadurecimento da agenda de modernização tarifária e a necessidade inadiável de criar estímulos reais para a modulação de carga.

Por meio da Nota Técnica Conjunta nº 8/2025 e da subsequente instauração da Consulta Pública nº 046/2025, as superintendências técnicas da Agência propuseram a transição automática e compulsória para a tarifação horária focada, inicialmente, nos grandes consumidores da baixa tensão. O cronograma proposto prevê que, até o fim de 2026, todos os consumidores dos subgrupos B1 (residencial), B2 (rural) e B3 (comercial e industrial) com consumo mensal igual ou superior a 1.000 kWh sejam enquadrados compulsoriamente na nova sistemática horária. Embora representem apenas 2,5% do total de unidades consumidoras do segmento, esse grupo responde por expressivos 25% do seu consumo total.

O planejamento regulatório propõe ainda uma ampliação do rol de consumidores alcançados a partir de 2027, reduzindo o corte de enquadramento automático para consumos acima de 600 kWh/mês.

1.3 Custos marginais e a anatomia dos perfis de uso

Para compreender como a metodologia da Aneel transforma a relação dos usuários com a rede, é imperativo mergulhar na engenharia das tarifas. O modelo de cálculo tarifário considera dezenas de perfis típicos de uso, conhecidos como curvas de carga, segregados por classes de consumo, contemplando os setores comercial, industrial, residencial, rural, serviço público e iluminação pública. Essa abordagem analítica busca incorporar ao cálculo tarifário as especificidades setoriais intrínsecas a cada segmento, como os hábitos de consumo, o padrão de utilização da rede e a posse de equipamentos.

O verdadeiro termômetro econômico do sistema, no entanto, surge quando esses dados comportamentais são sobrepostos à realidade física da infraestrutura elétrica. A metodologia estabelece que, ao cruzar os perfis típicos de uso com os carregamentos observados nas redes de distribuição, o regulador obtém curvas horárias de custos estritamente associadas à prestação do serviço de transporte.

O resultado desse cruzamento revela os chamados Custos Marginais de Capacidade, que estimam o impacto econômico exato que ocorre na margem do sistema: o quanto custa expandir ou reforçar a rede de distribuição para atender o acréscimo de 1 kW na demanda.

Dentro da metodologia tarifária fundamentada nesses parâmetros, os custos são traduzidos em componentes tarifárias. São esses custos marginais de capacidade que fundamentam e calibram o valor da componente TUSD Transporte, atuando como uma espécie de fator de ponderação entre os níveis de tensão que rateiam os custos de distribuição e transmissão. Eles buscam garantir que a tarifa reflita de forma precisa e técnica os custos reais de atendimento. Ao revelar o custo exato de cada quilowatt exigido em horários críticos, a metodologia expõe o peso que o perfil estático — isto é, o comportamento inercial e inflexível do consumidor tradicional, que utiliza a energia sem reagir aos sinais de preço — exerce sobre a rede de distribuição.

Sabendo como a distribuidora precifica a expansão de sua rede hora a hora, o usuário equipado com sistemas de gestão automatizada, capacidade analítica e armazenamento de energia poderia moldar ativamente o seu próprio perfil de carga. Com essas tecnologias, ele passa a transitar exclusivamente nas janelas tarifárias de menor custo, beneficiando a si mesmo financeiramente e contribuindo para otimizar a utilização e mitigar a expansão das redes.

1.4 Simulações da tarifa reformulada sob a premissa de inércia comportamental

Para compreender o real impacto dessa modernização, o artigo anterior apresentou simulações em que foram removidas as amarras do parâmetro kz e adotada uma Tarifa Branca “reformulada”, concebida como um reflexo mais direto dos custos marginais de capacidade das redes.

Nessa abordagem, o mecanismo de contenção associado ao kz foi substituído pelo método tradicional de reconciliação de receita, aplicado de forma agregada por nível de tensão. Com isso, a sinalização tarifária passa a refletir com maior fidelidade os custos horários de utilização da infraestrutura elétrica, evidenciando e reduzindo subsídios cruzados historicamente embutidos na tarifa convencional, em especial aqueles em que consumidores comerciais e industriais de baixa tensão acabam contribuindo para financiar o estresse de rede provocado pelo pico noturno predominantemente residencial.

O modelo hipotético testado pela TR Soluções estruturou o sinal de preços que resultaria em uma Tarifa Branca reformulada com quatro postos tarifários bem definidos:

Posto 1 (Madrugada - 23h às 07h59): redução de 90% em relação à TUSD Transporte Convencional;
Posto 2 (Matutino - 08h às 13h59): redução de 74%;
Posto 3 (Vespertino - 14h às 17h59): zona de transição com redução sutil de 3%;
Posto 4 (Noturno - 18h às 22h59): elevação abrupta de 240%.

Assumindo uma premissa de inércia comportamental absoluta — isto é, pressupondo que os consumidores manterão estritamente as suas curvas de carga atuais —, as simulações baseadas nos dados reais da concessão revelam um impacto profundamente assimétrico entre as classes de consumo. O subgrupo B3 (comercial e industrial), cuja atividade ocorre majoritariamente no período diurno, é amplamente beneficiado de forma automática: 85,1% de seus consumidores obteriam uma redução média de 23,1% na fatura da TUSD Transporte sem qualquer alteração de rotina. De igual modo, o subgrupo B2 (rural) apresenta um saldo altamente positivo, com 73,9% dos usuários capturando uma redução média de 22,0% em função de perfis já otimizados, como o de irrigação noturna.

O grande gargalo reside no subgrupo B1 (residencial), que responde por 65,4% do mercado analisado. Devido à forte concentração de demanda no início da noite — impulsionada não apenas pelas cargas históricas, mas, cada vez mais, pelos novos hábitos de consumo gerados pela eletrificação da economia —, a inércia comportamental submetida à Tarifa Branca reformulada puniria 53,5% dos consumidores residenciais. Esse cenário de passividade geraria um aumento médio ponderado de 22,2% na fatura de transporte desse contingente, o que empurraria a média geral do subgrupo B1 para uma alta de 8,0%.

1.5 A quebra da inércia pela tecnologia

Os resultados projetados para o setor residencial, contudo, são válidos apenas sob o cenário estático da passividade do consumidor. A grande tese trazida pela modernização do setor elétrico é que a imposição de um sinal de preço rigoroso, transparente e tecnicamente bem estabelecido atua como o principal catalisador para a quebra definitiva dessa inércia comportamental. Um exemplo claro dessa força indutora é a tarifa de aplicação de R$ 1.622,50/MWh no Posto 4 (Noturno - 18h às 22h59) descrita na Tabela 1 — valor que não se trata de uma tarifa oficial publicada pela Aneel, mas sim o resultado do modelo hipotético de Tarifa Branca reformulada definido pela TR Soluções.

Tabela 1 - Tarifas de Aplicação reformuladas pela TR Soluções para o grupo B

1.5.1 Viabilidade dos veículos elétricos

A mudança nos hábitos de consumo, aliada à viabilidade de novas tecnologias, altera de forma significativa a relação do usuário com a rede de distribuição. A expansão acelerada da eletromobilidade é o maior expoente dessa transformação: segundo dados da Associação Brasileira do Veículo Elétrico (ABVE), as vendas de veículos eletrificados cresceram dez vezes mais que o conjunto do mercado automotivo em 2025, atingindo a marca expressiva de 224 mil unidades comercializadas, com um ritmo de adesão ainda mais acelerado registrado no início de 2026.

A introdução de veículos elétricos a bateria (BEV) ou híbridos plug-in (PHEV), por exemplo, adiciona uma carga substancial que pode ser deslocada integralmente para a madrugada (Posto 1), permitindo uma redução de até 90% nos custos relativos à componente de transporte de energia, para o caso específico analisado, da Cemig.

Para assegurar uma comparação aderente à realidade operacional, a análise de custos considerou os seguintes parâmetros técnicos e tributários:

Eficiência veicular: rendimento urbano de 6 km/kWh para o veículo elétrico, 12 km/l para veículos movidos a gasolina e 8,5 km/l para o etanol.
Custo de combustíveis: valores de mercado de R$ 6,29/l para a gasolina e R$ 4,21/l para o etanol.
Custo efetivo da energia: as tarifas de energia (Cemig) foram calculadas considerando os impostos: ICMS (18%), PIS/PASEP (1,25%) e COFINS (5,75%).
Distância analisada: projeção de rodagem mensal de 1.000 km, visando mensurar o impacto financeiro.

Sob este cenário, a diferença de custos operacionais entre motores a combustão e elétricos é substancial. Enquanto o gasto mensal com combustíveis fica entre R$ 495 (etanol) e R$ 524 (gasolina), o veículo elétrico apresenta custos significativamente menores. Contudo, a efetividade dessa economia depende dos hábitos de consumo e da modalidade tarifária adotada:

Custo padrão (Tarifa Convencional): sob uma tarifa com custo fixo de energia, independente do horário, o custo mensal é de R$ 197.
Otimização máxima (Tarifa Branca - madrugada): o carregamento veicular restrito à faixa das 23h às 8h reduz o custo mensal de energia para R$ 126, o que representa uma economia de aproximadamente 76% frente ao uso da gasolina.
Cenário crítico (Tarifa Branca - noturno): realizar o carregamento durante o horário de ponta (entre 18h e 22h59) representa a condição tarifária mais onerosa, elevando o custo mensal para R$ 355.

Cabe ressaltar, contudo, que a magnitude dessa economia possui um caráter marcadamente regional devido à complexa assimetria tributária brasileira. O cálculo do custo efetivo da energia, ao incorporar alíquotas 'por dentro', sofre forte variação a depender das normativas de cobrança e das regras de isenção de ICMS vigentes em cada estado. A variação dos custos dos combustíveis líquidos também tem implicações nas vantagens econômicas.

A análise evidencia que a gestão de custos dos veículos elétricos com a adoção da Tarifa Branca depende diretamente da modulação de hábitos de recarga. O carregamento planejado na madrugada maximiza o retorno financeiro do veículo, enquanto a manutenção da Tarifa Convencional mitiga a exposição pontual aos altos custos do horário de ponta. Em suma, a viabilidade microeconômica da eletromobilidade passa a estar intrinsecamente ligada à discricionariedade do consumidor sobre seus horários de recarga.

Sob a perspectiva do planejador de redes, o comportamento agregado dessas frotas de veículos elétricos sob diferentes estímulos tarifários dita a sustentabilidade dos ativos de distribuição. O carregamento desordenado e concentrado no início da noite sobrecarrega subestações e alimentadores locais que já operam no limite devido ao pico residencial tradicional. Portanto, a calibração precisa dos postos horários na Tarifa Branca atua como uma ferramenta de gestão de ativos que otimiza o fator de utilização da infraestrutura existente e posterga a necessidade de investimentos na expansão da capacidade de transporte.

1.5.2 O papel do armazenamento na mitigação da Tarifa Compulsória

A Figura 1 apresenta um dos 15 perfis típicos de carga residencial utilizados na definição da estrutura tarifária da Cemig na revisão tarifária de 2023. À época, esse perfil representava cerca de 12% do consumo residencial e, em uma eventual reformulação da Tarifa Branca nos moldes idealizados pela TR Soluções, essa classe estaria sujeita a um aumento de aproximadamente 11% na fatura de energia elétrica.

Figura 1 - Residencial: perfil típico sem modulação

Para um consumo de 1.000 kWh mensais com o perfil típico indicado na Figura 1, sem modulação de carga, a migração compulsória para uma Tarifa Branca reformulada, nos moldes idealizados pela TR Soluções, representaria um aumento de despesas, encarecendo a fatura mensal em R$ 141,24, para R$ 1.374,83. Isso ocorre porque o comportamento padrão da residência concentra grande parte do uso (mais de 35%) no horário Noturno, e o custo elevado cobrado nesse período de pico absorve completamente qualquer economia gerada nas horas mais baratas da madrugada.

Portanto, diante do iminente enquadramento obrigatório, os consumidores que mantiverem seus hábitos originais enfrentarão um aumento inevitável de custos operacionais. Como a alteração da rotina familiar de consumo noturno é, na prática, inviável, a solução técnica definitiva para mitigar esse impacto seria o armazenamento e a modulação inteligente de carga.

A instalação de um banco de baterias aliada à gestão de grandes cargas permite o deslocamento do consumo do horário crítico para a madrugada. Para ilustrar o impacto financeiro dessa estratégia, foram simulados dois cenários de modulação em comparação à fatura não modulada de R$ 1.374:

Modulação parcial (atenuação do pico): nesse cenário, o sistema de baterias e a automação são configurados para suprir a demanda da casa apenas nas horas iniciais e mais críticas do posto Noturno (das 18h às 20h), transferindo o carregamento do sistema para a madrugada. Essa manobra gera uma economia direta de R$ 299 mensais, (aproximadamente R$ 3.600 anuais em relação à Tarifa Branca reformulada sem gestão de carga).

Figura 2 - Residencial: perfil típico com modulação parcial

Modulação Extrema (deslocamento total do posto noturno): representa o nível máximo de eficiência. O banco de baterias e a gestão inteligente eliminariam 100% do consumo da rede da concessionária durante todo o posto Noturno (das 18h às 22h59). A madrugada passa a concentrar quase 68% do consumo da casa. O resultado seria a redução da fatura para R$ 865. Ao concentrar a aquisição de energia nos horários de tarifa mínima e evitar integralmente o horário de ponta, o sistema proporcionaria uma economia expressiva de R$ 509 mensais (mais de R$ 6.100 anuais) frente à conta original da Tarifa Branca reformulada.

Figura 3 - Residencial: perfil típico com modulação extrema

1.5.3 Paybacks dos sistemas de armazenamento

A principal vantagem do uso de sistemas de armazenamento para a modulação de carga é a preservação integral do conforto e da conveniência dos consumidores. Diferentemente de medidas de racionamento, a automação com baterias atua de forma imperceptível, garantindo o suprimento de energia enquanto o sistema gerencia as tarifas de forma autônoma nos bastidores.

Do ponto de vista financeiro, a viabilidade apresenta-se altamente atrativa. Para atender à demanda do cenário de modulação extrema (que requer o armazenamento de cerca de 11,8 kWh diários para utilização no horário de ponta), um banco de baterias de lítio (LiFePO4) de 15 kWh demanda um investimento estimado em R$ 20.000 — pressupondo uma infraestrutura já provida de um inversor híbrido. Diante de uma economia anual superior a R$ 6.100, o retorno sobre o investimento (payback) ocorre em aproximadamente 3,5 anos. Como os módulos de lítio modernos possuem vida útil superior a 10 anos (ou 6.000 ciclos), o equipamento assegura mais de seis anos de retorno líquido após a sua completa amortização.

Mas, apesar da elevada atratividade financeira inicial, uma modelagem de viabilidade rigorosa deve necessariamente ponderar o estresse operacional sobre o CAPEX e o OPEX do sistema. A adoção de um cenário de modulação extrema, que exige ciclos diários profundos de carga e descarga para anular integralmente o consumo no posto Noturno, acelera a degradação física das células de armazenamento. Dessa forma, é prudente que o prosumidor incorpore ao seu planejamento financeiro uma taxa de perda de capacidade anual (“State of Health – SoH”) ao longo da vida útil estimada do equipamento, além de prever custos com a manutenção ou a eventual substituição do inversor híbrido neste horizonte de longo prazo, garantindo que a rentabilidade projetada suporte a realidade operacional da tecnologia.

Vale destacar que, além da otimização financeira, a adoção dessa tecnologia eleva o padrão de qualidade da instalação elétrica residencial ao fornecer resiliência contra interrupções no fornecimento. Em eventos de queda da rede pública, o sistema atua de forma imediata como uma fonte de alimentação ininterrupta (UPS) de alta capacidade, mantendo os equipamentos essenciais e a conectividade em operação. Adicionalmente, os inversores híbridos asseguram um fornecimento de energia estabilizado, protegendo os eletrodomésticos contra oscilações de tensão e surtos da rede, o que prolonga a vida útil dos aparelhos e mitiga prejuízos associados à qualidade da energia entregue pela distribuidora.

A adoção da Tarifa Branca encontra no armazenamento de energia o seu complemento perfeito, gerando uma poderosa sinergia econômica. Longe de atuar apenas como uma salvaguarda contra falhas da rede, a tecnologia consolida-se como uma ferramenta de mercado indispensável para mitigar a exposição aos horários de ponta, assegurar previsibilidade financeira e expandir a autonomia residencial.

Dessa forma, o consumidor deixa de ser um elemento passivo, condicionado à sua curva típica de consumo, e passa a atuar como um agente ativo na gestão da própria demanda.

2. Baterias e a Tarifa Branca: do risco percebido à liberação regulatória

A interseção entre a Tarifa Branca e o uso estratégico da tecnologia de armazenamento de energia foi o epicentro de um dos embates mais intensos da 2ª fase da Consulta Pública Aneel nº 39/2023 (CP 39). No centro da discussão estava o direito de acesso à modalidade horária para unidades consumidoras de baixa tensão (Grupo B) equipadas com sistemas de armazenamento colocalizados. A trajetória desse debate ilustra perfeitamente a tensão entre o conservadorismo protetivo do regulador e a inevitabilidade da transição energética capitaneada pelo prosumidor.

2.1 O receio da agência e a vedação ao acesso

Na minuta original submetida à consulta pública, a Aneel propôs a vedação expressa à adesão à Tarifa Branca para unidades com baterias colocalizadas.

O racional técnico da Agência ancorava-se na previsibilidade do sistema e na proteção do usuário. Isso porque os postos tarifários originais (ponta e fora de ponta) foram calibrados com base em curvas de carga típicas, que não contemplam a alteração drástica e artificial de perfil que um sistema de armazenamento gera. O maior temor do regulador era o risco de falha: caso o equipamento sofresse uma pane ou apresentasse desempenho abaixo do esperado justamente no horário de ponta, quando a energia é substancialmente mais cara, o consumidor sofreria uma elevação em seu faturamento. Sem tempo hábil para adequar seu consumo manualmente, essa oscilação abrupta poderia, na visão da Agência, desencadear uma onda de insatisfação e reclamações.

2.2 Inovação contra o retrocesso

A proposta de restrição foi recebida com forte oposição e unanimemente criticada por diversas entidades do setor elétrico, como ABEEólica, ABGD, ABSAE, Athon Energia, COGEN, EDP, Bright Strategies, entre outras. Os agentes do mercado uniram-se para classificar a medida como um grave retrocesso regulatório, fundamentando a defesa da liberação nos seguintes pilares:

Maximização dos benefícios sistêmicos: a essência e principal vocação da Tarifa Branca é induzir o deslocamento do consumo para os períodos de menor demanda. A combinação com o armazenamento potencializa esse objetivo à máxima eficiência, permitindo ao consumidor comprar energia no posto fora de ponta (barata) para consumi-la ou injetá-la no horário de ponta.
Alívio imediato para a rede: essa flexibilidade operacional drena o consumo nos momentos críticos de maior estresse da infraestrutura. Esse comportamento alivia o SIN e atua diretamente na postergação de investimentos em reforços e expansão das redes.
Inconsistência e falta de fundamentação: as entidades apontaram que a vedação foi proposta de forma arbitrária, sem ter sido submetida a uma Análise de Impacto Regulatório (AIR) prévia e sem motivação técnica específica que a justificasse.
Asfixia da inovação: restringir o acesso a essa modalidade desincentivaria frontalmente a implantação de tecnologias limpas e flexíveis em ambientes residenciais, comerciais e industriais. A proibição colocaria o mercado brasileiro na contramão das megatendências globais de transição energética.

2.3 Neutralidade tecnológica e a assunção de riscos

Diante da robustez técnica das contribuições recebidas, a Aneel demonstrou maturidade institucional ao reavaliar o tema e recuar de sua posição original. Sua deliberação final reconheceu que os benefícios sistêmicos proporcionados pela gestão ativa do consumo superam amplamente os temores iniciais. Ao liberar o acesso, o regulador abraçou o princípio da neutralidade tecnológica e pavimentou o caminho para a estruturação de mercados muito mais sofisticados na baixa tensão, como os programas de resposta da demanda, a criação de usinas virtuais de energia (Virtual Power Plant - VPP) e a futura prestação de serviços ancilares.

Contudo, a liberação consolidou um novo paradigma de responsabilidade. A Aneel deixou claro que a tutela do Estado tem limites: o consumidor que optar por explorar a Tarifa Branca utilizando baterias assume integralmente os riscos inerentes à operação de seu equipamento. Se o sistema falhar durante o horário de ponta, o consumidor arcará com a exposição financeira à tarifa majorada. É uma contrapartida justa da modernização: a liberdade de gerenciar a própria demanda e mitigar custos do sistema exige planejamento, manutenção adequada e gestão de risco por parte do novo consumidor.

3. A assimetria tarifária e o SAE como grande equalizador

A transição para a Tarifa Branca expõe uma vulnerabilidade inerente aos consumidores beneficiários de MMGD. Se por um lado a geração distribuída democratizou o acesso à energia limpa, por outro, a tarifação horária introduz um obstáculo financeiro severo para esses sistemas. Nesse cenário, o SAE pode se consolidar como solução de viabilidade de mercado, bem como vetor para o amadurecimento de modelos de negócio mais sofisticados que agreguem benefícios tanto para os prosumidores quanto para o sistema.

3.1 O descasamento temporal e o fator de ajuste (a perda de valor da energia)

O modelo tradicional de MMGD solar, local ou remota, sofre de um descasamento temporal em relação aos momentos de maior estresse do sistema. A usina injeta o seu volume máximo de energia na rede durante o dia, período que coincide com o horário Fora de Ponta da Tarifa Branca. O problema surge quando a unidade consumidora vinculada à MMGD utiliza essa energia à noite, usualmente durante o horário de Ponta, caracterizado por custos substancialmente mais elevados.

Pelas regras de compensação vigentes, a energia não é trocada simplesmente na proporção de "um para um" quando a energia é compensada em horário distinto daquele em que foi injetada. A regulamentação exige que o abatimento obedeça à relação econômica entre as Tarifas de Energia dos postos tarifários (TE Ponta / TE Fora de Ponta).

As discussões técnicas levantadas durante a CP 39 apontaram que, historicamente, esse fator de ajuste tem variado em média entre 1,6 e 2,1 no Brasil. Na prática, isso cria uma assimetria financeira considerável: o consumidor precisa gerar e injetar na rede cerca de 2 kWh de energia solar durante o dia para conseguir abater apenas 1 kWh do seu consumo no horário de ponta noturno. O resultado é uma perda massiva de eficiência na compensação, reduzindo drasticamente a atratividade e o retorno financeiro do investimento em usinas locais e remotas para clientes submetidos à tarifa horária.

3.2. SAE colocalizado na carga: arbitragem e proteção tarifária

Para contornar essa penalização imposta pelo fator de ajuste, a introdução de um SAE colocalizado na unidade consumidora atua como o escudo perfeito. O armazenamento resolve a ineficiência do descasamento temporal ao permitir que o consumidor arbitre o uso da energia.

A estratégia operacional passa a ser simples e altamente rentável:

Carregamento (Fora de Ponta): o consumidor programa sua bateria para carregar durante o dia, absorvendo energia da rede. Como esse consumo ocorre no horário Fora de Ponta, é abatido na proporção ideal de 1 para 1 pelos créditos gerados simultaneamente por sua usina solar.
Descarregamento (Ponta): quando o sistema entra no horário de Ponta e a tarifa atinge o seu pico de preço, o consumidor passa a suprir a sua carga interna com a bateria.

Com essa manobra e a depender do dimensionamento dos sistemas, o consumidor pode zerar o seu consumo da rede no horário mais caro, blindando-se contra o "deságio" da energia. O SAE maximiza o valor dos créditos solares, garantindo que toda a energia gerada seja aproveitada em sua eficiência econômica máxima, sem as perdas impostas pela conversão entre os postos tarifários.

3.3. SAE na geração: a inversão da lógica de mercado

O potencial do armazenamento se expande ainda mais quando se analisa sua instalação diretamente na usina de MMGD remota. Essa alternativa, amplamente defendida pelos agentes do setor, permite evitar prejuízos e inverte a regra do fator de ajuste a favor do consumidor.

Ao associar as baterias ao local da geração, o empreendedor passa a armazenar a produção de energia de fonte solar ao longo do dia, podendo injetá-la na rede intencionalmente durante o horário de Ponta. Sob essa configuração, a assimetria regulatória passa a atuar como uma alavanca de benefícios:

Multiplicação de créditos: como a injeção ocorre no período em que a Tarifa de Energia (TE) é mais cara, cada 1 kWh injetado no horário de ponta passa a valer muito mais, gerando créditos multiplicados para serem usados nos demais horários.
Abatimento exponencial: esses créditos "valorizados" poderão abater um volume significativamente maior de consumo nos períodos Fora de Ponta das diversas unidades beneficiárias do consórcio ou cooperativa.

Para ilustrar esse mecanismo, imagine um cenário em que as TE em A4 e em BT sejam as destacadas nas tabelas a seguir:

Tabela 2 - Tarifas de Aplicação para o Grupo A (Cemig 2026)

‍Tabela 3 - Tarifas de Aplicação para o Grupo B (Cemig 2026)

Ao instalar SAE colocalizado à usina em A4, a bateria armazena a energia solar gerada de dia e a injeta propositalmente na rede durante o horário de Ponta. Nesse momento, a injeção em A4 passa a ser valorada pela TE Ponta, que é de R$ 474,22/MWh. Assim, a lógica de mercado se inverte a favor do consumidor submetido à modalidade Convencional:

O fator de ajuste se torna um "ágio" relevante. A relação (TE Ponta A4 / TE Convencional) é de 474,22 / 310,21, resultando em um fator de ajuste de 1,53.
Cada 1 kWh de energia armazenada e injetada pela usina A4 no horário de ponta se transforma em crédito suficiente para abater 1,53 kWh do consumo diurno nas unidades de Baixa Tensão.

No caso de o consumidor de BT estar submetido à Tarifa Branca com consumo (destino) da energia gerada e injetada em A4 (origem) no posto fora de ponta, a relação (TE Ponta A4 / TE Branca) seria de 474,22 / 295,27, resultando em um fator de ajuste de 1,60.

Além da clara vantagem econômica, essa estratégia fornece um serviço importante ao SIN. A injeção concentrada de energia no horário de ponta alivia a infraestrutura da rede de distribuição e transmissão exatamente quando ela é mais exigida, mitigando os efeitos nocivos da "Curva do Pato" e reduzindo o risco de sobrecargas noturnas. Além disso, é justamente esse tipo de resposta da demanda que possibilita mitigar a necessidade de contratação de reserva de capacidade para atendimento dos requisitos de potência do SIN.

Em síntese, seja protegendo o consumidor final na ponta do consumo ou multiplicando os créditos na ponta da geração, os sistemas de armazenamento estabelecem a infraestrutura física necessária para viabilizar mecanismos de resposta da demanda. Como já discutido em artigo anterior publicado pela TR Soluções sobre a escalada de custos do Encargo de Potência para Reserva de Capacidade (ERCAP), cujas projeções para 2032 apontam para um pico de arrecadação setorial de R$ 53 bilhões decorrente dos leilões de potência, dotar o consumidor de capacidade preditiva e de modulação ativa de carga transforma o usuário passivo em um agente estratégico de estabilização do SIN. O armazenamento de energia, acoplado a sinais tarifários eficientes, prova ser a peça que faltava no quebra-cabeça da Tarifa Branca, convertendo um risco de reajuste em uma ferramenta de modicidade tarifária e eficiência sistêmica.

A despeito de seus inegáveis benefícios, é imperativo que os agentes de mercado reconheçam que a arbitragem tarifária na geração remota (A4) carrega um risco regulatório latente. Historicamente, a Aneel tem atuado para coibir mecanismos que interpreta como arbitragens puramente financeiras, especialmente se o ganho em escala proporcionado pelo armazenamento começar a se traduzir em um dreno não previsto para as contas de compensação das distribuidoras. À medida que o uso de baterias para a multiplicação intencional de créditos no horário de ponta ganhar tração comercial massiva, é altamente provável que essa 'inversão da lógica' enfrente severo escrutínio em próximos ciclos de revisão tarifária ou em futuras atualizações da Resolução Normativa nº 1.000/2021. Portanto, investidores de usinas remotas devem estruturar seus modelos de negócio prevendo não apenas salvaguardas jurídicas, mas também cenários de estresse regulatório que contemplem eventuais alterações nos fatores de ajuste e nas regras de injeção horária.

4. Conclusão

A iminente transição compulsória para a Tarifa Branca representa um divisor de águas no setor elétrico brasileiro, extinguindo definitivamente a era da inércia tarifária para grandes consumidores da baixa tensão. Se, por um lado, essa mudança regulatória impõe um ônus financeiro aos perfis de consumo tradicionais e expõe o descasamento temporal da MMGD, por outro, inaugura uma janela de oportunidades para a gestão ativa da demanda.

Como demonstrado, a adoção de tecnologias de flexibilização atua como o principal catalisador dessa nova realidade. A modulação estratégica de grandes cargas — a exemplo do carregamento de veículos elétricos deslocado para a madrugada — ilustra a capacidade de reduzir drasticamente as despesas com recarga ao se beneficiar diretamente da sinalização de preços da componente de transporte. Contudo, é a integração dos Sistemas de Armazenamento de Energia (SAE) – representados no mercado principalmente pelos sistemas de baterias (BESS) – que promove a verdadeira disrupção nos modelos de negócio do setor.

Do ponto de vista sistêmico, os benefícios dessa quebra de inércia comportamental transbordam as fronteiras da redução de custo individual do grande consumidor de baixa tensão. Ao atenuar as rampas de carga e achatar as pontas de demanda do sistema, o uso agregado de baterias distribuídas atua como um recurso descentralizado de flexibilidade e segurança operacional. Esse avanço reduz diretamente a necessidade de o poder concedente acionar recursos mais caros nos momentos críticos ou promover leilões de reserva de capacidade para fins de potência, cujos custos bilionários são rateados por todos os usuários. Mais do que depender de uma complexa regulamentação sobre os equipamentos instalados por trás do medidor (behind the meter), a consolidação de sinais de preço que estimulem a arbitragem tarifária e a gestão inteligente da demanda — viabilizada por uma Tarifa Branca compulsória e aderente aos custos reais — desenha-se como a alternativa mais factível e imediata para desonerar os encargos setoriais que hoje pesam sobre a matriz elétrica nacional.

As baterias consolidam-se como o grande equalizador regulatório. Sejam localizadas na carga para blindar o consumidor contra os altos custos do horário de ponta, ou instaladas em usinas geradoras remotas para promover a arbitragem do fator de ajuste — convertendo o deságio da energia em ganho econômico na compensação —, o armazenamento inverte a lógica de mercado a favor do investidor.

Em última análise, o SAE deixa de ser uma tecnologia de nicho ou um mero mecanismo de contingência para se estabelecer como o alicerce da viabilidade econômica do prosumidor moderno. Mais do que assegurar rentabilidade, previsibilidade e independência financeira, a inserção estratégica das baterias e a modulação de cargas prestam um serviço essencial à estabilidade do Sistema Interligado Nacional, aliviando o estresse da infraestrutura nos horários críticos e viabilizando uma transição energética mais eficiente, inteligente e resiliente.

¹ No mercado, os Sistemas de Armazenamento de Energia (SAE) são representados principalmente pelos sistemas de baterias (BESS, do inglês Battery Energy Storage System), mas também contemplam usinas hidrelétricas reversíveis (armazenamento gravitacional), volantes de inércia (armazenamento cinético), armazenamento térmico ou ar comprimido.

Fonte: TR SOLUÇÕES

Continue lendo o conteúdo

O que está por trás da onda de calor no Brasil



18/2/2025

“O município de Quaraí, no Rio Grande do Sul, registrou 44°C, a maior temperatura do país em 2025. Estados como São Paulo, Paraná, Minas Gerais, Santa Catarina e Mato Grosso do Sul também enfrentam temperaturas até 7°C acima da média. A previsão indica que essa onda de calor deve persistir até 24 de fevereiro.

As mudanças climáticas têm intensificado a frequência e a severidade de eventos extremos, como as ondas de calor. Em 2024, a temperatura média global ultrapassou 1,5°C acima dos níveis pré-industriais, atingindo 1,52°C, o maior valor já registrado em um período de 12 meses. Essas condições afetam a saúde pública, a agricultura e a disponibilidade de recursos hídricos e sobrecarregam os sistemas de energia devido ao aumento do uso de aparelhos de refrigeração.

Especialistas alertam para a necessidade de medidas de adaptação às novas condições climáticas e esforços contínuos para mitigar seus efeitos. A população deve adotar precauções, como manter-se hidratada, evitar exposição prolongada ao sol e utilizar roupas adequadas para minimizar os riscos associados ao calor extremo.”

Fonte: Desperta | exame – 18/02/2025

‍

Continue lendo o conteúdo

Gostou deste conteúdo?

Curtir

Confira a consulta pública que está terminando na próxima semana:



18/2/2025

Data final: 24/02/2025

-*Consulta Pública 005/2025*

Obter subsídios para estabelecer metodologia de análise do máximo esforço das transmissoras na cobrança de valores referentes aos encargos rescisórios dos Contratos de Uso do Sistema de Transmissão – CUST.

ATENÇÃO: O prazo de envio de contribuições dessa consulta foi prorrogado até as 23h59 do dia 24/2/2025.

Saiba mais no site: https://bit.ly/Aneel-ConsultaPública

Fonte: Canal Energia

‍

Continue lendo o conteúdo

Gostou deste conteúdo?

Curtir

FRAGMENTOS EXTRAÍDOS DO ELECTRA CLIPPING – Edição 03/25 de 07/02/2025



18/2/2025

- Migração ao mercado livre bate recorde em 2024, impulsionada por clientes de pequeno porte

“Em 2024, o mercado livre de energia no Brasil registrou um recorde de 26.834 migrações, representando um aumento de 262% em relação a 2023. Esse crescimento foi impulsionado principalmente por empresas de pequeno porte, especialmente após a abertura para toda a alta tensão em janeiro do ano passado. A média de demanda contratada pelos novos consumidores foi de 240 kW, indicando a maior participação de comércios e indústrias menores. O setor de serviços liderou as migrações, seguido pelo comércio e empresas do ramo alimentício. São Paulo foi o estado com o maior número de migrações, totalizando 8.835.”

- Preço médio de energia do mercado cativo deve subir 9% em 2025

“O preço médio do portfólio de contratos de compra de energia das concessionárias para atendimento de seu mercado cativo (Pmix) pode subir cerca de 9% neste ano, passando para uma média equivalente a R$ 270/MWh. Caso atinja o patamar, o preço médio será o maior no mercado regulado dos últimos dois anos. A alta é associada à variação da Conta Centralizadora dos Recursos das Bandeiras Tarifárias, conforme mostram dados da TR Soluções.”

- Brasil intensifica exportação de energia elétrica para Argentina e Uruguai sem comprometer segurança energética

“Com a melhoria das condições de suprimento de energia elétrica e a redução da necessidade de despacho termelétrico, o Brasil intensificou a exportação de energia elétrica para a Argentina e o Uruguai. Na última segunda (3), o volume exportado para os vizinhos chegou a 1.093 MW médios, sendo 23% para o Uruguai e 77% para a Argentina.”

- Calor persiste e sul bate novo recorde de carga média diária

“Após atingir o recorde de carga média diária na última terça (4), de 18.312 MWm, o submercado Sul bateu novo recorde no dia seguinte, quando o subsistema demandou 18.416 MW médios, conforme o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Os números se devem à temperatura: as ondas de calor seguem intensas na região, com termômetros no Rio Grande do Sul marcando mais de 40 graus.”

- “Green, baby, green!”: Europa reforça papel do hidrogênio na sua estratégia

“A União Europeia anunciou uma nova estratégia em favor do hidrogênio verde, batizada de Bússola da Competitividade. A iniciativa espera impulsionar a economia do bloco, em grande parte por meio da redução da dependência energética, em especial do gás natural da Rússia. Para tanto, inclui a criação de parcerias para garantir o fornecimento de matérias-primas e tecnologias essenciais para a descarbonização, como o hidrogênio verde, e deve trazer ainda mais dinâmica aos acordos comerciais que a UE já possui com 76 países.”

- Regulação das hidrelétricas reversíveis avança, apesar das indefinições

“O planejamento para as usinas hidrelétricas reversíveis (UHR) no Brasil deve dar um passo importante neste ano, com a regulamentação do tema. Dentre os desafios da atividade estão a definição de remuneração, a competição nos leilões e o mapeamento de projetos viáveis. Também é necessário regulamentar o acesso à rede de transmissão e distribuição, a regulação das outorgas e a forma de remuneração dos empreendimentos. O tema será discutido em seminário no MME no dia 20 de março.”

- Em 2025, brasileiros pretendem investir em soluções para reduzir os gastos com a luz

“Em 2024, 80% dos brasileiros sentiram o impacto financeiro no valor final da conta de luz, conforme estudo da Bulbe. Os resultados apontam que a previsão para 2025 ainda não é de alívio: cerca de 50% dos entrevistados acreditam que o novo ano representará um aumento significativo nos custos desses serviços. Diante disso, muitos consumidores estão planejando ações para reduzir os gastos, como a compra de eletrodomésticos mais eficientes e a adesão à energia solar.”

- Aneel habilita 4,2 GW em hidrelétricas para leilão de potência

“A Aneel já habilitou 4,2 GW em ampliações em usinas hidrelétricas visando o Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP), a ser realizado em junho. A aprovação mais recente foi a de Três Marias (MG), da Cemig, cuja capacidade instalada deve passar de 396 MW para 559 MW.”

- Com cortes de até 60%, geradores vão recorrer de liminar do curtailment

“Os geradores renováveis pretendem entrar com recurso no Superior Tribunal de Justiça (STJ) contra a suspensão da liminar que determinada o ressarcimento dos cortes de geração determinados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Em paralelo, os agentes seguem discutindo o assunto com a Aneel para o aprimoramento da regulamentação desses cortes de geração.”

- Demanda instantânea de energia no SIN atinge novo recorde de 102.924 MW

“O Sistema Interligado Nacional (SIN) alcançou um novo recorde de demanda instantânea de carga no dia 22 de janeiro, atingindo a marca de 102.924 MW. O recorde anterior, de 102.478 MW, havia sido estabelecido em 15 de março de 2024. No mesmo dia, foram registrados novos recordes de carga média diária no SIN e no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, alcançando 92.985 MWmed e 54.021 MWmed, respectivamente. Os aumentos foram provocados principalmente pelas altas temperaturas.”

Fonte: ELECTRA CLIPPING – Edição 03/25 de 07/02/2025

‍

Continue lendo o conteúdo

Gostou deste conteúdo?

Curtir

PAUTA DA 5ª REUNIÃO PÚBLICA ORDINÁRIA DA DIRETORIA DE 2025



17/2/2025

18/02/2025

Clique aqui e confira a convocação da 5ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL

Data da Reunião: 18 de fevereiro de 2025.

Local: Sala de Reunião da Diretoria, no Edifício Sede da ANEEL, SGAN 603, Módulo I/J, Brasília-DF.

Início: 9h

Atenção: Os processos produzidos antes de 31/12/2024 que ainda estiverem em tramitação continuam a ser instruídos no SEI. Para acessar a continuação de sua instrução a partir de 2 de janeiro de 2025, utilize a Pesquisa Pública do SEI, ajustando o sexto dígito do NUP para 9.

Exemplo: Um processo de NUP 485000.000001/2024 deverá ser pesquisado como 48500.900001/2024 no SEI.

I. RITO DA REUNIÃO PÚBLICA DE DIRETORIA DA ANEEL.

Verificação do quórum.

Divulgação dos Informes.

Aprovação da Ata da reunião anterior.

Definição da ordem de deliberação dos processos da pauta.

Chamamento dos processos pelo Secretário-Geral.

Leitura do relatório pelo Relator.

Sustentação oral.

Pronunciamento do Procurador-Geral.

Apresentação Técnica.

Leitura do voto do Relator.

Debate entre os diretores.

Apuração dos votos em ordem inversa de antiguidade.

Proclamação do resultado.

II. RELAÇÃO DOS ASSUNTOS RELATIVOS AOS AGENTES DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO.

1. Processo: 48500.000503/2024-56 Assunto: Proposta de abertura de Consulta Pública com vistas a colher subsídios e informações adicionais a respeito do aprimoramento regulatório dos serviços de distribuição em consequência da abertura do mercado para consumidores do Grupo A. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - STD.

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili

2. Processo: 48500.004163/2024-32 Assunto: Proposta de abertura de Consulta Pública com vistas a colher subsídios para o aprimoramento da minuta do edital do Prêmio ANEEL de Inovação 2025, no âmbito do Programa de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação – PDI. Área Responsável: Secretaria de Inovação e Transição Energética - STE.

Diretor(a)-Relator(a): Ludimila Lima da Silva

3. Processo: 48500.001390/2024-14 Assunto: Resultado da Consulta Pública nº 28/2024, instituída com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento do tratamento regulatório específico para os empreendimentos abarcados pela Medida Provisória nº 1.212/2024, no que diz respeito à postergação dos Contratos de Uso do Sistema de Transmissão – CUSTs por período superior a 12 (doze) meses. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica – STD.

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva

Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Agnes Maria de Aragão da Costa

4. Processo: 48500.005491/2012-12 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela São Roque Energética S.A. em face do Despacho nº 764/2023, emitido pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração – SFG, em decorrência do descumprimento do cronograma de implantação da Usina Hidrelétrica – UHE São Roque. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva

O processo foi retirado de pauta.

5. Processo: 48500.006080/2022-16 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica – Absolar em face da Resolução Normativa nº 1.073/2023, que alterou a Resolução Normativa ANEEL nº 1.030/2022, a qual estabeleceu, dentre outros, os procedimentos e critérios para apuração e pagamento de restrição de operação por constrained-off. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva

6. Processo: 48500.000886/2023-81 Assunto: Pedidos de Reconsideração interpostos pelas empresas Parnaíba Geração e Comercialização de Energia S.A., Ventos de São Canuto IV Energias Renováveis S.A., Ventos de São Guilherme Energias Renováveis S.A., Ventos de São Jeremias Energias Renováveis S.A., Ventos de São Julião Energias Renováveis S.A., Ventos de São Raimundo Energias Renováveis S.A., Ventos de São Roberto Energias Renováveis S.A. e Ventos de São Galdino Energias Renováveis S.A. em face da Resolução Homologatória nº 3.217/2023, que estabeleceu o valor das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST de energia elétrica, componentes do Sistema Interligado Nacional – SIN, para o ciclo 2023-2024 e deu outras providências. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva

Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Agnes Maria de Aragão da Costa

7. Processo: 48500.009318/2022-65 Assunto: Pedido de Medida Cautelar protocolado pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica – Abradee com vistas à análise dos impactos das perdas não técnicas dentro do ciclo tarifário de 2025, incluindo-se na análise os impactos nos ciclos tarifários de 2023 e 2024, já conferindo imediato tratamento regulatório ao tema. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa

BLOCO DA PAUTA

Os itens de 8 a 44 serão deliberados em bloco, conforme o art. 12 da Norma de Organização ANEEL nº 18, revisada pela Resolução Normativa nº 698/2015.

8. Processo: 48500.005365/2023-11 Assunto: Avaliação do acesso ao sistema elétrico brasileiro por parte da empresa Bolt Energy Comercializadora de Energia Ltda., na qualidade de autorizada a importar energia proveniente da República Bolivariana da Venezuela, e estabelecimento de encargos relacionados à conexão e uso das Instalações de Transmissão relacionadas e enquadramento da empresa Bolt Energy Comercializadora de Energia Ltda. na sub-rogação dos benefícios do rateio da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC, relativo à proposta de importação de energia elétrica proveniente da Venezuela, para suprimento dos Sistemas Isolados de Boa Vista e localidades conectadas. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica - SGM.

Diretor(a)-Relator(a): Ludimila Lima da Silva

9. Processo: 48500.003860/2024-76 Assunto: Alteração da Resolução Normativa nº 917/2021, que estabelece procedimentos relativos ao Cadastro de Inadimplentes com Obrigações Intrassetoriais, bem como disciplina a solicitação e a emissão eletrônica do Certificado de Adimplemento. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - STD.

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa

10. Processo: 48500.005656/2023-17 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Enel Distribuição Ceará – Enel CE em face de decisão emitida pela Agência Reguladora do Estado do Ceará – ARCE referente à recontagem de ativos de Iluminação Pública realizada no município de Bela Cruz, estado do Ceará. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva

11. Processo: 48500.006383/2023-10 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Padaria e Confeitaria Recanto do Parque Ltda. em face da decisão emitida pela Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de São Paulo – ARSESP, referente à inclusão, pela Enel Distribuição São Paulo – Enel SP, de Programa de Integração Social – PIS e Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS na base de cálculo do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços de Transporte Interestadual e Intermunicipal e de Comunicação – ICMS nas faturas de energia. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva

12. Processo: 48500.001794/2019-32 Assunto: Recurso Administrativo interposto pelo Consórcio São Pedro e Paulo em face do Despacho nº 1.820/2019, emitido pela Comissão Especial de Licitação – CEL, que aplicou penalidade de multa em decorrência da inabilitação do Recorrente no Leilão nº 1/2018. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili

13. Processo: 48500.006699/2013-30 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela PB Produção de Energia Elétrica Eireli em face do Despacho nº 3.364/2022, emitido pela então Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração – SFG, que aplicou penalidade de multa editalícia em decorrência do atraso na implantação da Pequena Central Hidrelétrica – PCH Ponte Branca. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Hélvio Neves Guerra

Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Sandoval de Araújo Feitosa Neto

14. Processos: 48500.005061/2019-77 e 48500.002009/2020-01 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Brasil Biofuels S.A. em face dos Despachos nº 4.848/2023 e nº 4.849/2023, emitidos pela Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica – SCE e pela Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica – SFT, que indeferiram o pedido de excludente de responsabilidade pelo descumprimento do cronograma de implantação da Usina Termelétrica – UTE BBF Baliza, bem como aplicaram a multa editalícia decorrente do atraso. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa

15. Processo: 48500.006561/2023-11 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Interligação Elétrica de Minas Gerais S.A. em face do Despacho nº 176/2024, 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 Subestação Monte Alegre de Minas 2. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva

16. Processo: 48500.000210/2024-79 Assunto: Recurso Administrativo interposto pelas Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – Eletronorte em face do Despacho nº 1.292/2024, emitido pela Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica – SCE, que negou o estabelecimento de parcelas adicionais de Receita Anual Permitida – RAP referente à Operação e Manutenção – O&M de instalações recebidas pelo Contrato de Concessão do Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica nº 58/2001. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa

17. Processo: 48500.006316/2023-03 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras em face do Despacho nº 2.863/2024, emitido pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica – SGM, referente ao Custo Variável Unitário – CVU da Usina Termelétrica – UTE Três Lagoas. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Ludimila Lima da Silva

18. Processo: 48500.002019/2023-81 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras em face do Despacho nº 2.883/2024, emitido pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica – SGM, referente ao Custo Variável Unitário – CVU da Usina Termelétrica – UTE Termobahia. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Ludimila Lima da Silva

19. Processo: 48500.006107/2023-51 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela Coprel Cooperativa de Energia em face da Resolução Homologatória nº 3.358/2024, que homologou o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2024 da Recorrente e deu outras providências. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa

20. Processos: 48500.000432/2017-62 e 48500.004686/2015-98 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela Eldorado Brasil Celulose S.A. em face do Despacho nº 3.404/2022, que deu parcial provimento ao requerimento de excludente de responsabilidade pelo descumprimento do cronograma de implantação da Usina Termelétrica – UTE Onça Pintada e aplicação da multa editalícia decorrente do Termo de Intimação de Penalidade Editalícia – Tipe nº 1/2020, emitido pela Agência Estadual de Regulação de Serviços Públicos do Mato Grosso do Sul – AGEMS. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa

Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Sandoval de Araújo Feitosa Neto

21. Processos: 48500.003962/2016-81 e 48500.003964/2016-71 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela Qair Brasil Participações S.A. em face do Despacho nº 3.550/2024, que indeferiu o requerimento protocolado pela Eólica Angicos Geração de Energias SPE S.A. para emissão de outorga para as Centrais Geradoras Eólicas – EOLs Angicos VIII e IX sem a informação de acesso anexada, conforme permitido pelo Decreto nº 10.893/2021, por não cumprir os requisitos normativos necessários à sua emissão. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva

22. Processo: 48500.000372/2024-15 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela Serveng Energias Renováveis S.A. em face do Despacho nº 3.523/2024, que indeferiu o pedido da Recorrente de flexibilização da aplicação do art. 1º, § 3º, da Resolução Normativa nº 1.080/2023. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva

23. Processo: 48500.004235/2020-18 Assunto: Requerimento Administrativo, com pedido de medida cautelar, protocolado pelas empresas Coremas IV Geração de Energia SPE S.A., Coremas V Geração de Energia SPE S.A., Coremas VI Geração de Energia SPE S.A., Coremas VII Geração de Energia SPE S.A. e Coremas VIII Geração de Energia SPE S.A. em face do Despacho nº 3.782/2024, que não conheceu do Recurso Administrativo interposto pelas Requerentes em face do Despacho nº 2.284/2024, por ser intempestivo. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa

24. Processo: 48500.003623/2025-96 Assunto: Pedido de Medida Cautelar protocolado pelas empresas Rio Alto UFV STL XVIII SPE S.A. e Rio Alto UFV STL XIX SPE S.A. com vistas à suspensão dos processos de desligamento nº 11.534 e nº 11.773 em trâmite na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva

25. Processo: 48500.001196/2025-10 Assunto: Pedido de efeito suspensivo referente ao Pedido de Impugnação apresentado pela Engie Comercializadora Varejista de Energia Ltda. em face da decisão da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em sua 1.438ª Reunião, referente a penalidades de Insuficiência de Lastro de Energia de Reserva. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa

26. Processo: 48500.004277/2025-63 Assunto: Pedido de efeito suspensivo referente ao Pedido de Impugnação apresentado pela Energias de Machadinho I SPE Ltda. em face da decisão da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em sua 1.440ª Reunião, referente ao Procedimento de Desligamento por Descumprimento de Obrigações. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Ludimila Lima da Silva

27. Processo: 48500.005021/2025-73 Assunto: Pedido de efeito suspensivo referente ao Pedido de Impugnação apresentado pela Veolia Energia Brasil Ltda. em face da decisão da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em sua 1.440ª Reunião, referente a penalidades por insuficiência de Lastro de Energia. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Ludimila Lima da Silva

28. Processo: 48500.000699/2024-89 Assunto: Termo de Intimação nº 6/2024, lavrado pela Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado – SFF, referente às obrigações da Compass Comercialização S.A. quanto ao processo de manutenção de autorização para comercialização de energia elétrica, conforme a Resolução Normativa nº 1.011/2022. Área Responsável: Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado - SFF.

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili

29. Processo: 48500.005475/2002-31 Assunto: Alteração das características técnicas e alteração de regime de exploração da Central Geradora Termelétrica – UTE Pitangueiras, de Produtor Independente de Energia – PIE para Autoprodutor de Energia – APE; e outorga, sob o regime de PIE, da UTE Nova Pitangueiras, à Pitangueiras Açúcar e Álcool Ltda., localizada no município de Pitangueiras, estado de São Paulo. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili

O processo foi retirado de pauta.

30. Processo: 48500.000660/2000-12 Assunto: Revogação da autorização para implantar e explorar a Central Geradora Termelétrica – UTE Termo Norte I, localizada no município de Porto Velho, estado de Rondônia. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva

O processo foi retirado de pauta.

31. Processo: 48500.001305/2025-91 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Energisa Mato Grosso – Distribuidora de Energia S.A. – EMT, das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Torixoréu, localizada no município de Ribeirãozinho, estado de Mato Grosso. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva

Minutas de voto e ato

32. Processo: 48500.002585/2025-54 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Energisa Mato Grosso do Sul – Distribuidora de Energia S.A. – EMS, das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Maracaju – Vista Alegre, C2, localizada no município de Maracaju, estado de Mato Grosso do Sul. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva

Minutas de voto e ato

33. Processo: 48500.001275/2025-12 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Graúna Transmissora de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Transmissão Curitiba Oeste – Abdon Batista 2, C1, localizada nos municípios de Lapa e Antônio Olinto, estado do Paraná, e de Mafra, Três Barras, Papanduva, Major Vieira, Monte Castelo, Santa Cecília, Lebon Régis, Curitibanos, Fraiburgo, Frei Rogério, Brunópolis e Vargem, estado de Santa Catarina. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva

Minutas de voto e ato

34. Processo: 48500.001831/2025-51 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da EDP Espírito Santo Distribuição de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à passagem do trecho da Linha de Distribuição Presidente Kennedy – Itapemirim, localizada no município de Presidente Kennedy, estado do Espírito Santo. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili

Minutas de voto e ato

35. Processo: 48500.003205/2025-07 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Companhia Piratininga de Força e Luz – CPFL Piratininga, das áreas de terra necessárias à passagem de trecho da Linha de Distribuição Sew Eurodrive, localizada no município de Indaiatuba, estado de São Paulo. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.

Diretor(a)-Relator(a): Ludimila Lima da Silva

36. Processo: 48500.003297/2025-17 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da SPE Nova Era Ceará Transmissora S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Transmissão Morada Nova – Russas II, localizada nos municípios de Morada Nova, Limoeiro do Norte e Russas, estado do Ceará. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili

37. Processo: 48500.003540/2025-05 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Natalândia – Unaí 5, localizada nos municípios de Natalândia e Unaí, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili

38. Processo: 48500.006381/2023-21 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 15.037/2024, que trata da 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 Bauru 5, localizada no município de Bauru, 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

39. Processo: 48500.000262/2024-45 Assunto: Alteração, a pedido, do Anexo da Resolução Autorizativa nº 15.113/2024, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Cemig Distribuição S.A., das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Natalândia 1, localizada no município de Natalândia, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili

40. Processo: 48500.001700/2023-10 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 14.515/2023, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Verde Transmissão de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à passagem do trecho de linha de transmissão que perfaz o seccionamento da Linha de Transmissão Itutinga – Juiz de Fora, na Subestação Santos Dumont 2, localizada nos municípios de Santos Dumont e Ewbank da Câmara, 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

41. Processo: 48500.006635/2023-19 Assunto: Alteração, a pedido, do Anexo da Resolução Autorizativa nº 15.049/2024, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Braúnas 1 – Ferros 1, localizada nos municípios de Braúnas, Dores de Guanhães e Ferros, 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

42. Processo: 48500.000354/2024-25 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 15.118/2024, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL Paulista, das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Sumaré (CTEEP) – CPQ07, localizada nos municípios de Sumaré e Hortolândia, estado de São Paulo. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva

43. Processos: 48500.004816/2018-35, 48500.004815/2018-91 e 48500.004814/2018-46 Assunto: Prorrogação do prazo de pedido de vista referente aos Recursos Administrativos interpostos pelas empresas Francisco Sá 1 Energias Renováveis S.A., Francisco Sá 2 Energias Renováveis S.A. e Francisco Sá 3 Energias Renováveis S.A. em face dos Despachos nº 3.648/2022, nº 3.649/2022 e nº 3.650/2022, emitidos pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração – SFG, que aplicaram penalidade de multa em decorrência do atraso na implantação das Centrais Geradoras Fotovoltaicas – UFVs Francisco Sá 1 a 3, localizadas no município de Francisco Sá, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Diretoria - DIR.

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva

Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Sandoval de Araújo Feitosa Neto

44. Processo: 48500.008787/2022-67 Assunto: Prorrogação do prazo de pedido de vista referente ao Requerimento Administrativo protocolado pela Energisa Mato Grosso do Sul – Distribuidora de Energia S.A. – EMS com vistas ao enquadramento desta distribuidora como beneficiária da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC. Área Responsável: 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): Hélvio Neves Guerra

Diretor(a) Relator (a) do Voto-Vista: Agnes Maria de Aragão da Costa

Fonte: Aneel

‍

Continue lendo o conteúdo

Gostou deste conteúdo?

Curtir

OUTRAS NOTÍCIAS DE HOJE



17/2/2025

Frente de Consumidores critica movimento para salvar Candiota 3: https://bit.ly/3QsE1kN

“Grupo apoiado pelo governo gaúcho sugeriu à União a publicação de uma MP para permitir a recontratação da usina, como energia de reserva”.

AIE projeta alta do consumo de eletricidade em 4% ao ano até 2027: https://bit.ly/4gIOfsa

“China será o país que lidera essa expansão com alta de cerca de 6% em média até o final do período analisado pela agência internacional”.

Bruno Coelho deixa Equatorial após 4 anos de liderança: https://bit.ly/3CROS4S

“Fernanda Sacchi irá assumir o cargo de diretora”.

Fonte: Canal Energia

‍

Continue lendo o conteúdo

Gostou deste conteúdo?

Curtir

Credenciada na Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para trabalhos de apoio ao órgão regulador

ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica

Soluções no Setor Elétrico

Nossa expertise no Setor Elétrico é resultado de diversos projetos executados por nossos profissionais em empresas de Geração, Transmissão, Distribuição e Comercialização.

Auditoria Externa

Nossa auditoria externa combina metodologia global, análise estratégica, expertise no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (MCSE) e foco em normas regulatórias. Oferecemos serviços especializados para geração, transmissão, distribuição e comercialização, com abordagem proativa e relatórios precisos, assegurando qualidade e satisfação aos nossos clientes.

Auditoria Interna

Nossa auditoria interna integra governança e inovação com soluções como outsourcing, criação de comitês e avaliação de riscos. Planejamos e executamos auditorias estratégicas alinhadas ao negócio, utilizando análise de dados e indicadores de desempenho. Reavaliamos estratégias continuamente, garantindo eficiência, valor e melhoria nos processos organizacionais.

Controle Patrimonial

Oferecemos soluções completas em controle patrimonial com inventários, laudos de avaliação, unitização de ativos e gestão de estoques. Nossa equipe multidisciplinar une expertise técnica, contábil e regulatória para atender concessionárias e permissionárias do Setor Elétrico, garantindo precisão, padronização e suporte estratégico em obras e fiscalizações.

Revisão de Processos

Nossa revisão de processos integra confiabilidade, eficiência e melhoria contínua. Abrangemos governança, gestão de riscos e compliance em todos os níveis, com respostas ágeis e custo-efetivo. Atualizamos normas, diagnosticamos falhas e aplicamos as melhores práticas, garantindo controles internos robustos e alinhados às necessidades estratégicas do negócio.

Gestão de Riscos e Controles Internos

Nossa gestão de riscos e controles internos utiliza metodologia COSO-ERM e profissionais certificados para consolidar a baseline de riscos e garantir conformidade com legislações como Sarbanes-Oxley. Atuamos com governança integrada, alinhando estratégias, processos e tecnologia para identificar, avaliar e gerenciar riscos de forma eficiente, promovendo segurança e desempenho organizacional.

Compliance

O processo de Recuperação Judicial é um meio legal para preservação de empresas que, comprovadamente, cumprirem com os requisitos legais, de forma a manter sua função social, estimular a atividade econômica e garantir o pagamento de credores.

Gestão de Contratos

Nossa gestão de contratos abrange diagnóstico completo, avaliação de riscos e identificação de melhorias. Com inventário detalhado, análise de processos e matriz de critérios, aprimoramos controles internos, normas e procedimentos. Utilizamos tecnologia para monitoramento, garantindo eficiência, compliance e suporte estratégico em contratos existentes e futuros.

Centro de Serviços Compartilhados

Nosso Centro de Serviços Compartilhados (CSC) integra equipes, analisa custos e identifica gargalos para propor soluções eficientes. Desenvolvemos planos de centralização personalizados, com cenários estratégicos e cronogramas detalhados. Garantimos execução ágil, acompanhamento contínuo e suporte completo, otimizando serviços e promovendo eficiência operacional.

Revisão Tarifária Periódica – RTP e Base de Remuneração Regulatória – BRR

Com expertise em Revisão Tarifária Periódica (RTP) e Base de Remuneração Regulatória (BRR), oferecemos diagnósticos precisos, mapeamento de riscos e assessoria técnica para validação e ajustes. Atuamos na adequação ao MCPSE e PRORET, suporte em fiscalizações, projeções tarifárias e avaliações patrimoniais, garantindo eficiência, compliance e maximização de retornos para nossos clientes.

CVA e Itens Financeiros / DCF

Gestão e auditoria de itens financeiros e tarifários no setor elétrico, incluindo CVA, DCF, CDE, CCC, PROINFA, encargos setoriais e tarifas de Itaipu e rede básica. Abrange descasamentos tarifários, penalidades, compensações, garantias financeiras, recalculo tarifário e suprimento, promovendo neutralidade e conformidade regulatória.

Auditoria e Assessoria para Obras de Geração, Transmissão e Distribuição

Auditoria e consultoria para obras de geração, transmissão e distribuição no setor elétrico, com equipe multidisciplinar. Atuamos no controle físico-financeiro, gerenciamento de riscos, verificação de requisitos, licenciamento ambiental, segurança, e atendimento legal. Presença em projetos de usinas, linhas e subestações, garantindo eficiência e conformidade.

Programas de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação – PDI e Eficiência Energética – PEE

Auditoria e suporte em PDI e PEE, incluindo análise de contratos, notas fiscais, registros contábeis e limites de gastos. Atuação regulatória com revisão de dados enviados à ANEEL, controle financeiro, verificação de saldos e otimização de processos. Foco no cumprimento de obrigações, diagnósticos, indicadores e acompanhamento técnico, contábil e financeiro.

Relatório Socioambiental / Sustentabilidade / Relato Integrado

Assessoria especializada na preparação, revisão e auditoria de relatórios socioambientais, alinhados ao padrão GRI e exigências da ANEEL. Experiência com empresas do setor elétrico e suporte na implementação de controles internos, garantindo conformidade e dados completos para sustentabilidade e relato integrado.

Auditoria do Programa Luz Para Todos – PLPT e Programa Mais Luz para a Amazônia - PMLA

Auditoria independente dos Programas Luz Para Todos e Mais Luz para a Amazônia, com foco em conformidade aos manuais de operacionalização. Inclui análise de planilhas, contratos, notas fiscais e registros contábeis, revisão de processos e controle financeiro, garantindo transparência no repasse e aplicação de recursos e na execução de projetos técnicos.

Sistema de Inteligência Analítica do Setor Elétrico - SIASE

Apoio completo para garantir a integridade das informações no SIASE, com validação de dados conforme o Submódulo 10.6 do PRORET, verificação de consistência de descontos tarifários e alinhamento com normativos. Implementação de monitoramento contínuo e geração de relatórios para identificar e corrigir inconsistências de forma proativa.