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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.

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

DISCUSSÃO SOBRE A ANTECIPAÇÃO DE RECEBÍVEIS DA CDE (negócios e empresas)

6/12/2024

“A antecipação de recursos da Eletrobras para a Conta de Desenvolvimento Energético não está mais sendo tratada no âmbito das negociações entre a ex-estatal e a União. Essa discussão ocorre no âmbito da Câmara de Mediação e de Conciliação da Administração Federal (CCAF) constituída “para tentativa de conciliação e solução consensual e amigável entre as partes”. A ideia era a de que essa antecipação fosse usada para a quitação das contas Covid e de Escassez Hídrica, que foram quitadas neste ano por meio da captação de recursos.

> Leia mais na notícia “Antecipação de recebíveis da CDE não está em discussão na CCAF, dizEletrobras”: https://bit.ly/4fYNziU

Fonte: Canal Energia

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TRIBUTOS E ENCARGOS NO SETOR ELÉTRICO (comercialização)

6/12/2024

19. TRIBUTOS E ENCARGOSNO SETOR ELÉTRICO (comercialização)

“Os tributos e encargos sobre o setor elétrico brasileiro representam 46,2% das contas de energia, de acordo com o “Estudo sobre a Carga Tributária de Tributos e Encargos do Setor Elétrico Brasileiro”, realizado pela PwC e Instituto Acende Brasil. A pesquisa, que analisou dados de empresas geradoras, transmissoras e distribuidoras de energia, revelou que a arrecadação consolidada das empresas, em 2023, alcançou R$ 107,9 bilhões, com destaque para a manutenção dos encargos setoriais, que corresponderam a 15,2% da arrecadação total.”

> Saiba mais na matéria “Tributos e encargos no setor elétrico representam 46,2% das contas, aponta estudo”: https://bit.ly/4ghf1I8”

Fonte: Canal Energia

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COMPENSAÇÃO POR CORTE DE GERAÇÃO (geração)

6/12/2024

“A Quinta Turma do Tribunal Regional Federal da 1ª Região concedeu liminar determinando que a Agência Nacional de Energia Elétrica garanta a compensação integral a geradores eólicos e solar afetados por cortes de geração em todos os eventos de constrained off ocorridos a partir do acórdão judicial. A decisão atende parcialmente a agravo interposto por Abeeólica e Absolar, associações que representam esses empreendedores.

> Continue a leitura na notícia “TRF1 determina compensação por corte de geração de usinas eólicas esolares”: https://bit.ly/4ggyrxz

Fonte: Canal Energia

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GERENCIAMENTO DE RISCOS OPERACIONAIS E REGULATÓRIOS EM CONTINGÊNCIAS CLIMÁTICAS NO SETOR ELÉTRICO

5/12/2024

Por: Caio Cezar Neiva Huais

Publicação: Revista O Setor Elétrico – Edição de 05/12/2024


“As mudanças climáticas têm se tornado uma das maiores preocupações globais, impactando diversos setores da economia. 

O setor elétrico, segmento fundamental para o desenvolvimento e a manutenção da infraestrutura moderna e vital para o desenvolvimento econômico e social de um país, vem enfrentando desafios crescentes devido às mudanças climáticas. Situações como tempestades, enchentes e secas não apenas impactam a operação das empresas do setor, como também trazem à tona questões regulatórias e de conformidade.

As mudanças climáticas podem gerar uma série de riscos operacionais para as empresas de energia, que devem realizar o gerenciamento dos riscos em situações como:

-Riscos físicos: danos à infraestrutura, interrupção no fornecimento de energia e aumento da demanda durante eventos climáticos extremos;

– Riscos de conformidade: alterações nas regulamentações que visam mitigar os impactos climáticos, exigindo adaptações nas operações das empresas; e

-Riscos de reputação: aumenta a pressão social sobre as empresas para que adotem práticas sustentáveis e se preparem para eventos climáticos.

Para lidar com esses desafios, as empresas do setor elétrico devem implementar uma estrutura robusta de gerenciamento de riscos que inclua: identificação de riscos; avaliação e priorização; desenvolvimento de planos de contingência e mitigação; conformidade regulatória e monitoramento contínuo; e comunicação.

Identificação de riscos– O primeiro passo é a identificação dos riscos operacionais e regulatórios. Isso pode ser feito através de:

Análise de cenários: simulações de diferentes eventos climáticos e seus impactos na operação, isso inclui tempestades, inundações e queimadas;

Mapeamento de ativos: identificação de infraestrutura vulnerável e sua localização em áreas pro pensas a desastres. (Essa coluna já trouxe uma abordagem do risco operacional, uma ferramenta que mede vulnerabilidade, impacto e risco dos ativos em operação). 

Após a identificação, é crucial avaliar a probabilidade e o impacto de cada risco, priorizando aqueles que podem causar maiores danos à operação e à conformidade regulatória. Em seguida, planos de mitigação devem ser elaborados para cada risco identificado, abrangendo ações como:

– Investimentos em infraestrutura resiliente: fortalecimento de redes elétricas e proteção de subestações.

Treinamento e capacitação: preparar as equipes para responder rapidamente a emergências.

Parcerias estratégicas: colaborar com órgãos governamentais e ONGs para desenvolver iniciativas de prevenção e resposta.

Conformidade regulatória – As empresas devem estar atentas às mudanças nas regulamentações que podem surgir em resposta a eventos climáticos. Isso inclui temas como normas ambientais, que são requisitos para a redução das emissões de gases de efeito estufa e o uso de energias renováveis. Também devem ser observadas as regulamentações de segurança, com diretrizes para garantir a operação segura durante eventos extremos.

Um sistema de monitoramento contínuo é fundamental para garantir que as empresas estejam em conformidade com as regulamentações e possam se adaptar rapidamente a novas exigências. Além disso, uma comunicação eficaz é essencial durante a gestão de crise. As empresas devem manter uma linha aberta de comunicação com seus stakeholders, clientes, investidores e órgãos reguladores, que devem ser informados sobre os riscos e as ações tomadas. Havendo danos, as empresas devem engajar-se com as comunidades afetadas, garantindo uma resposta coordenada e eficaz.

Portanto, o gerenciamento de riscos operacionais e regulatórios no setor elétrico, especialmente em face de contingências climáticas, é uma tarefa complexa, mas vital. As empresas que adotam uma abordagem proativa na identificação, avaliação e mitigação desses riscos, estarão mais bem posicionadas para enfrentar os desafios futuros e contribuir para um setor elétrico mais sustentável e resiliente. Os investimentos em infraestrutura, capacitação e comunicação, são fundamentais para garantir, não apenas a continuidade dos serviços, mas também a proteção do meio ambiente e das comunidades envolvidas.

Sobre o autor:

Caio Huais é engenheiro industrial, especialista em Engenharia Elétrica e Automação com
MBA em engenharia de manutenção e gestão de negócios. Atualmente, ocupa posição de
gerente corporativo de manutenção no Grupo Equatorial, respondendo pelo desempenho da
Alta Tensão de 7 concessionárias do Brasil.

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OUTRAS INFORMAÇÕES DE HOJE

5/12/2024

- EDP quer aumentar presença em distribuição no Brasil: https://bit.ly/3OH21Qv

“Empresa tem R$ 12 bi para investir em SP, ES e no segmento de transmissão em 5 anos, expansão deve seguir regra de limitar país a 20% do Ebitda global”.

- Nova UTE da Prumo poderá participar do próximo leilão de capacidade: https://bit.ly/3OG6bYY

“O empreendimento está em construção e é considerado um projeto competitivo para o leilão”.

- A disparada no preço da energia e os riscos para o mercado livre: https://bit.ly/49lXZqa

“A presença de uma Contraparte Central pode também atrair novos agentes, como fundos de investimento e bancos, que, devido a mandamentos e regulamentos, operam apenas em mercados com CCPs.”

Fonte: Canal Energia

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

ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica

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