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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
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
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)
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.
A Aneel informou nesta sexta-feira, 19 de setembro, que o Operador Nacional do Sistema Elétrico vai estabelecer, de imediato, protocolos com as distribuidoras para controle da operação de usinas conectadas à rede de distribuição. A medida é vista como necessária para possibilitar a modulação da geração distribuída, que não é despachada pelo ONS. Em seguida, serão definidos protocolos em relação aos minigeradores remotos.
> Continue a leitura na matéria “ONS deve definir protocolo para controlar GD, anuncia Aneel“: https://bit.ly/4niUwim
- PDE 2035 (expansão)
O consumo de energia elétrica no Brasil deve crescer em média 3,3% ao ano ao longo da década e atingir 939 TWh em 2035. A projeção foi feita pela Empresa de Pesquisa Energética, considerando o cenário de referência para a demanda agregada de todas as classes de consumidores.
> Saiba mais em “PDE 2035: estudo projeta crescimento do consumo de 3,3% ao ano”: https://bit.ly/42FWCQU
- 3° REVISÃO SEMANAL DO PMO (operação)
A terceira revisão semanal do Programa Mensal de Operação para setembro mostra uma aceleração da carga no mês. Com isso, a previsão do Operador Nacional do Sistema Elétrico é de retração, porém, de menor expressão, está em 1,9% ante o mesmo período e 2024. Sete dias atrás a perspectiva era de queda de 2,3%.
> Leia mais na notícia “ONS projeta queda de 1,9% na carga de setembro”: https://bit.ly/4mp6cPd
- EVENTOS (canalenergia)
Webinar ESS | Economia que gera valor: Eficiência Energética no Mercado Livre
WhatsApp Bruno - https://api.whatsapp.com/send/?phone=5511932738511
- OUTRAS NOTÍCIAS DE HOJE
MME abre consulta sobre medidores inteligentes: https://bit.ly/4nbXsNz
Processo terá duração de 15 dias e visa instalação de equipamentos em 4% das unidades consumidoras no curto prazo.
Abradee lamenta retirada de tarifas diferenciadas do projeto da MP1300: https://bit.ly/4nG4KsG
Na avaliação da entidade, o Congresso perdeu a oportunidade de avançar em medidas estruturantes de modernização do setor em relação a tarifas e subsídios.
COP 30: 79 países confirmam hospedagem e 70 seguem em negociação: https://bit.ly/3I86yvO
Diária de subsistência para apoiar delegados de países em desenvolvimento subiu de US$ 149 para US$ 197.
RELAÇÃO DOS ASSUNTOS RELATIVOS AOS AGENTES DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO.
22/9/2025
1. Processo: 48500.007344/2025-00 Assunto: Aprovação do Edital do Leilão nº 4/2025-ANEEL (Leilão de Transmissão), consolidado após análise técnica do Tribunal de Contas da União – TCU. Área Responsável: Secretaria de Leilões - SEL, Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
2. Processo: 48500.001391/2024-51 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Celesc Distribuição S.A. em face do Auto de Infração nº 35/2024, lavrado pela Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica – SFT, que aplicou penalidade de multa após fiscalização relacionada ao descumprimento de prazos de envio de informações para a ANEEL. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
3. Processo: 48500.027128/2025-72 Assunto: Pedido de Efeito Suspensivo referente ao Pedido de Impugnação apresentado pela Central Energética Palmeiras S.A. – Cepal, em face da decisão da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em sua 1476ª Reunião, referente ao Procedimento de Desligamento por Descumprimento de Obrigação. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
BLOCO DA PAUTA
Os itens de 4 a 38 serão deliberados em bloco, conforme o art. 12 da Norma de Organização ANEEL nº 18, revisada pela Resolução Normativa nº 698/2015.
4. Processo: 48500.001167/2021-16 Assunto: Retificação de decisão proferida na 34ª Reunião Pública Ordinária de 2025 referente à Revisão da Norma de Organização ANEEL nº 40/2013, que dispõe sobre a Governança Regulatória da Agência e seus instrumentos: a Agenda Regulatória, a Análise de Impacto Regulatório – AIR, a Avaliação de Resultado Regulatório – ARR e a Gestão do Estoque Regulatório, a partir das contribuições recebidas no âmbito da Consulta Pública nº 64/2022. Área Responsável: Gabinete do Diretor-Geral - GDG.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
5. Processo: 48500.003848/2025-42 Assunto: Homologação dos Processos Tarifários das permissionárias com aniversário em setembro de 2025. Área Responsável: Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica - STR.
6. Processo: 48500.008166/2025-26 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Brasnorte Transmissora de Energia S.A. – Brasnorte em face do Despacho nº 1.622/2025, emitido pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica – STD, que indeferiu solicitação de afastamento da aplicação de de Parcela Variável Por Indisponibilidade – PVI em razão do desligamento automático da Linha de Transmissão Brasnorte – Nova Mutum, C1 e C2, ocorrido em 15 de fevereiro de 2023. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - STD, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
7. Processo: 48500.003060/2025-36, 48500.003353/2024-32 Assunto: Pedidos de Reconsideração interpostos pela Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica – Abrate em face da Resolução Homologatória nº 3.483/2025, que homologou as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSDg de referência aplicáveis às centrais geradoras conectadas nos níveis de tensão de 88 kV a 138 kV, e pela Abrate e pelas empresas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras e Eneva S.A. em face da Resolução Homologatória nº 3.482/2025, que estabeleceu o valor das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST de energia elétrica, componentes do Sistema Interligado Nacional – SIN. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
8. Processo: 48500.000122/2019-18, 48500.000283/2019-01, 48500.000288/2019-26, 48500.001778/2024-15 Assunto: Pedidos de Reconsideração interpostos pela CPFL Transmissão S.A. e pelas Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – Eletronorte em face das Resoluções Autorizativas nº 15.557/2024 e nº 15.559/2024, que autorizaram a Companhia Estadual de Transmissão de Energia Elétrica S.A. – CEEE-T e a Eletronorte a implantarem reforços em instalações de transmissão sob sua responsabilidade e estabeleceram os valores das correspondentes parcelas da Receita Anual Permitida – RAP. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
9. Processo: 48500.005298/2022-53 Assunto: Pedido de Impugnação apresentado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras em face de decisão da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em sua 1.261ª Reunião, referente ao cancelamento do Relatório Técnico de Recontabilização nº 4.380. 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
10. Processo: 48500.005070/2025-14 Assunto: Pedido de Impugnação apresentado pela Mercatto Energia Ltda. em face da deliberação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em sua 1.436ª Reunião, referente ao Processo de Recontabilização relativo ao mês de janeiro de 2024. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica - SGM, Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
11. Processo: 48500.000671/2024-41 Assunto: Requerimento Administrativo protocolado pela Inovve Serviços de Treinamentos e Consultoria Empresarial Ltda. com vistas ao reconhecimento de legitimidade para representar o município de São José de Piranhas, estado da Paraíba. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
12. Processo: 48500.011901/2025-89 Assunto: Pedido de Medida Cautelar protocolado pelo município de Batatais, estado de São Paulo, com vistas a determinar à Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL que volte a permitir à Requerente acesso à agência virtual no sítio da Distribuidora na internet. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
13. Processo: 48500.002969/2024-96 Assunto: Termo de Intimação nº 5/2025, lavrado pela Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado – SFF, referente às obrigações da Ducoco Produtos Alimentícios 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): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
14. Processo: 48500.004094/2024-67 Assunto: Termo de Intimação nº 10/2025, lavrado pela Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado – SFF, referente às obrigações da GP Comercializadora de Energia Ltda. 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): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
15. Processo: 48500.004082/2024-32 Assunto: Termo de Intimação nº 11/2025, lavrado pela Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado – SFF, referente às obrigações da Icone Energia Ltda. 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): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
16. Processo: 48500.026706/2025-53 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Equatorial Goiás Distribuidora de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Cachoeira – Campos Belos, que interligará a Subestação Cachoeira (Futura) à Subestação Campos Belos, localizada nos municípios de Arraias, estado do Tocantins, e Campos Belos, estado do Goiás. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
17. Processo: 48500.027572/2025-98 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Equatorial Goiás Distribuidora de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Águas Lindas – Parque da Barragem, que interligará a Subestação Águas Lindas à Subestação Parque da Barragem, localizada no município de Águas Lindas de Goiás, estado de Goiás. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
18. Processo: 48500.026785/2025-01 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Equatorial Goiás Distribuidora de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Barra do Garças – Aragarças, que interligará a Linha de Distribuição Barra do Garças – Aragarças à Subestação Aragarças, localizada nos municípios de Barra do Garças e Pontal do Araguaia, estado de Mato Grosso, e Aragarças, estado de Goiás. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
19. Processo: 48500.027570/2025-07 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Equatorial Goiás Distribuidora de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à passagem do Seccionamento da Linha de Distribuição Bela Vista – Pires do Rio, na Subestação Santa Cecília, localizada no município de Pires do Rio, estado de Goiás. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
20. Processo: 48500.026876/2025-38 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Celesc Distribuição S.A., das áreas de terra necessárias à passagem do seccionamento da Linha de Distribuição Salto Pilão – Indaial na Subestação Ascurra, localizada no município de Ascurra, estado de Santa Catarina. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
21. Processo: 48500.026903/2025-72 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Celesc Distribuição S.A., das áreas de terra necessárias à passagem do Seccionamento LD Vidal Ramos Jr. – Herval C. Novos, C2, na Subestação Caveiras, localizada nos municípios de São José do Cerrito e Lages, estado de Santa Catarina. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
22. Processo: 48500.026401/2025-41 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Celesc Distribuição S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Caveiras – Lages III, que interligará o Pórtico da futura Subestação Caveiras ao Pórtico da Futura Subestação Lages III, localizada nos municípios de Lages e Capão Alto, estado de Santa Catarina. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
23. Processo: 48500.027814/2025-43 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A. – Cemig-D, das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Pará de Minas 2 – São José da Varginha 1, que interligará a Subestação São José da Varginha 1 à Subestação Pará de Minas 2, localizada nos municípios de São José da Varginha e Pará de Minas, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
24. Processo: 48500.025056/2025-29 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Equatorial Maranhão Distribuidora de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à passagem de trecho de linha de distribuição que perfará o seccionamento da Linha de Distribuição Manaus – Aurizona, na Subestação Godofredo Viana, localizada no município de Godofredo Viana, estado do Maranhão. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
25. Processo: 48500.008410/2022-16 Assunto: Alteração da Resolução Autorizativa nº 13.180/2022, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Neoenergia Distribuição Brasília S.A. – NDB, das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Rajadinha, localizada no Distrito Federal. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
26. Processo: 48500.003016/2024-45 Assunto: Alteração, a pedido, e retificação da Resolução Autorizativa nº 15.767/2025, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação e de servidão administrativa, em favor da Graça Aranha Silvânia Transmissora de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Graça Aranha e da sua estrada de acesso, localizadas no município de Graça Aranha, estado do Maranhão. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
27. Processo: 48500.026002/2025-81 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 15.110/2024, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Cemig Distribuição S.A. – Cemig-D, das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Araguari 4, localizada no município de Araguari, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
28. Processo: 48500.026065/2025-37 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 15.205/2024, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Cemig Distribuição S.A. – Cemig-D, das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Araxá 5, localizada no município de Araxá, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
29. Processo: 48500.025282/2025-18 Assunto: Alteração, a pedido, do Anexo da Resolução Autorizativa nº 15.882/2025, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A. – Cemig-D, das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Jampruca 1 – Nacip Raydan 1, que interligará a Subestação Jampruca à Subestação Nacip Raydan 1, localizada nos municípios de Jampruca, Frei Inocêncio, Marilac e Nacip Raydan, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
30. Processo: 48500.026023/2025-04 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 15.280/2024, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A. – Cemig-D, das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Campo do Meio 2 – Campos Gerais 2, localizada nos municípios de Campo do Meio e Campos Gerais, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
31. Processo: 48500.026068/2025-71 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 15.332/2024, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A. – Cemig-D, das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Alfenas 1 – Areado 3, localizada nos municípios de Alfenas e Areado, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
32. Processo: 48500.024871/2025-71 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 15.331/2024, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A. – Cemig-D, das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Nova Ponte 1 – Nova Ponte 4, localizada no município de Nova Ponte, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
33. Processo: 48500.025104/2025-89 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 14.963/2023, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Asa Branca Transmissora de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Transmissão Poções III – Medeiros Neto II, que interligará a Subestação Poções III à Subestação Medeiros Neto II, localizada nos municípios de Poções, Planalto, Caatiba, Itambé, Itapetinga, Macarani, Maiquinique, Guaratinga, Jucuruçu, Vereda, Itanhém e Medeiros Neto, estado da Bahia, e Jordânia, Jacinto e Santo Antônio do Jacinto, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
34. Processo: 48500.005328/2022-21 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 12.069/2022, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da RGE Sul Distribuidora de Energia – RGE, das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Ramal Bento 3, localizada nos municípios de Bento Gonçalves e Pinto Bandeira, estado do Rio Grande 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
35. Processo: 48500.023913/2025-56 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 15.500/2024, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Equatorial Maranhão Distribuidora de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à passagem do seccionamento da Linha de Distribuição Açailândia – Pequiá, na Subestação Açailândia 2, localizada no município de Açailândia, estado do Maranhão. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE.
Diretor(a)-Relator(a): Gentil Nogueira de Sá Júnior
36. Processo: 48500.001367/2016-10 Assunto: Prorrogação do prazo de pedido de vista referente ao Resultado da Consulta Pública nº 20/2023, instituída com vistas à revisão da Resolução Normativa nº 1.031/2022 e à revisão de módulos de Regras de Comercialização, em razão do art. 4º da Lei nº 14.120/2021, que versa sobre o término dos descontos na Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão – TUSD/TUST para fontes incentivadas. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica - SGM.
Diretor(a)-Relator(a): Helvio Neves Guerra
Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Agnes Maria de Aragão da Costa
37. Processo: 48500.003665/2022-84, 48500.007230/2025-51 Assunto: Prorrogação do prazo de pedido de vista referente ao Recurso Administrativo interposto pela Diamante Geração de Energia Ltda. em face do Despacho nº 379/2025, emitido pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica – SGM, que aprovou os Custos Variáveis Unitários – CVU do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, para operação em carga plena e em carga reduzida, a serem aplicados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS para fins de planejamento e programação da operação eletroenergética do Sistema Interligado Nacional – SIN, a partir da primeira revisão do Programa Mensal de Operação – PMO, e deu outras providências. Área Responsável: Diretoria Colegiada da Aneel - DIRC-ANEEL.
Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa
Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
38. Processo: 48500.023612/2025-22 Assunto: Ratificação da decisão proferida durante a 1ª Reunião Pública Extraordinária de 2025 referente à Consulta Pública nº 28/2025, instituída com vistas a colher subsídios e informações adicionais para aperfeiçoar o Edital do Leilão nº 1/2026-ANEEL, destinado a contratar concessões do serviço público de transmissão de energia elétrica. Área Responsável: Secretaria de Leilões - SEL.
Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva
Para quem está na correria e não conseguiu acompanhar os assuntos da comunidade na semana passada, aqui vai um resumo:
Justiça, Política e Regulação
- MP 1300 aprovada no Congresso garante a manutenção da Tarifa Social, em vigor desde julho de 2025. https://bit.ly/4mqHPRg
- Extensão de outorgas do Leilão do GSF: Aneel aprovou prazos adicionais de 3 a 7 anos para usinas vencedoras. Processo segue para análise do TCU. https://bit.ly/4mdvfoh
- TCU validou acordos do PCS: Segundo o tribunal, benefício alcançado com as medidas do MME foram de R$ 13,8 bilhões (data-base agosto/2021). https://bit.ly/42yWaUB
- Críticas à Aneel: Ministro Alexandre Silveira cobrou agilidade na renovação de concessões de distribuidoras. https://bit.ly/4mdvfoh
Clima e Operação
- Carga no SIN recua 2,3% em setembro: Queda puxada pelo Sudeste/Centro-Oeste (-4,8%), enquanto Norte (+1,8%), Nordeste (+1,4%) e Sul (+0,5%) tiveram alta. https://bit.ly/4mkzTRD
- Previsão para a primavera: Chuvas acima da média deve impactar regiões hidrológicas e agrícolas. O cenário climático atual indica a volta do La Niña de fraca intensidade. https://bit.ly/4n58lkg
Negócios e Mercado
- Cemig: Superou 10 mil clientes no mercado livre. https://bit.ly/46DBAor
- BNDES: Aprovou crédito de R$ 390 milhões para projeto da Alupar no Chile. https://bit.ly/4mjsAJJ
- Desafios para solar e eólica: estudo da EPE alerta para a necessidade de equilibrar os riscos climáticos com os investimentos necessários para as soluções que garantam a continuidade das produções sem comprometer a modicidade tarifária. https://bit.ly/42orvJC
Outras notícias
- App para o "Luz para Todos": Governo anunciou o desenvolvimento de um aplicativo digital para facilitar cadastro e acompanhamento das solicitações de atendimento em áreas rurais e remotas. https://bit.ly/465FmXG
- Infraestrutura para veículos elétricos: Brasil atingiu 16.880 pontos de recarga públicos e semipúblicos, crescimento de 14% em 6 meses. https://bit.ly/4mhLII4
“O correr da vida embrulha tudo. A vida é assim: esquenta e esfria, aperta e daí afrouxa, sossega e depois desinquieta. O que ela quer da gente é coragem.”
O Tribunal de Contas da União considerou cumprida a determinação ao Ministério de Minas e Energia para resolução de contratos emergenciais firmados com termelétricas durante a crise hídrica de 2021. De acordo com o TCU, o benefício alcançado com as medidas do MME foram de R$ 13,8 bilhões (data-base agosto/2021).
> Continue a leitura na notícia “TCU chancela acordos do PCS e estima benefício de R$13,8 bi”: https://bit.ly/42yWaUB
- ANEEL INCLUI LOTES EM LEILÃO DE 2026 (expansão)
A diretoria da Aneel incluiu cinco lotes de concessões da MEZ Energia. Os empreendimentos seriam leiloados em 31 de outubro desse ano no leilão de transmissão de 2026. A decisão tomada em reunião extraordinária na última terça-feira, 16 de setembro, atende pedido do Ministério de Minas e Energia. O Tribunal de Contas da União, alertou, no entanto, para a urgência na implantação dos empreendimentos, seja via leilão ou por acordo entre a União e a empresa.
> Saiba mais em “MEZ: Aneel inclui lotes em leilão de 2026, mas TCU cobra urgência”: https://bit.ly/46cjnhL
- PRIMAVERA NO BRASIL (negócios e empresas)
A primavera de 2025, que começa oficialmente na próxima segunda-feira, 22 de setembro, às 15h19 (horário de Brasília), deve trazer chuvas acima da média para importantes regiões hidrológicas e agrícolas do Brasil. A previsão foi apresentada nesta quinta-feira, 18 de setembro, pela Nottus. O cenário climático atual indica a volta do La Niña, contudo, de fraca intensidade. Esse fenômeno ocorre quando o Oceano Pacífico apresenta temperaturas abaixo da média na região equatorial.
> Leia mais na matéria “Chuvas e La Niña fraca marcam previsão para primavera no Brasil”: https://bit.ly/4n58lkg
- EVENTOS (canalenergia)
Webinar ESS | Economia que gera valor: Eficiência Energética no Mercado Livre
Governo publica MP dos Data Centers: https://bit.ly/46tB7ns
Para ter acesso ao Regime Especial de Tributação, energia supridora deverá ser limpa ou responsável.
ONS terá 26% de flexibilidade para manobras em 2026: https://bit.ly/48o1dec
Diretora Elisa Bastos pontua que o sistema elétrico estará mais equilibrado e presidente da EPE sinaliza próximo PNE 2025 e PDE 2035 com forte viés para hidroeletricidade e baterias.
Petrobras diz alocar 15% do seu plano para a transição energética: https://bit.ly/3K9U7jA
Petroleira afirma que aportes para economia de baixo carbono é 42% maior ao planejamento anterior, em tom de resposta à críticas do Observatório do Clima.
Credenciada na Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para trabalhos de apoio ao órgão regulador
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.
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.
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Mais modernidade, competência, flexibilidade, escalabilidade e foco no cliente
