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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.
de deliberações da Diretoria Número 19, julho/2025
Resoluções Normativas
1. Resolução Normativa nº 1.127/2025. Aprova a regulamentação de financeiros de diferimento em processos tarifários de distribuição. Processo: 48500.003865/2024-07.
REH nº 1.127/2025
2. Resolução Normativa nº 1.128/2025. Faculta aos titulares das centrais geradoras abarcadas pela Medida Provisória nº 1.212/2024 tratamento regulatório excepcional no que tange à prorrogação do Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST nos termos do voto-vista apresentado; estabelece o prazo de 60 (sessenta) dias para que o gerador formule o pedido de prorrogação dos CUST junto ao Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, observando-se as condicionantes estabelecidas no voto da Diretora-Relatora do voto vista. Processo: 48500.001390/2024-14.
REH nº 1.128/2025
3. Resolução Normativa nº 1.129/2025. Aprova a revisão da Resolução Normativa nº 1.064/2023, em decorrência da necessidade de revisão da matriz de classificação de barragens em função da publicação da Resolução Conselho Nacional de Recursos Hídricos – CNRH nº 241/2024. Processo: 48500.002920/2015-42.
REH nº 1.129/2025
4. Resolução Normativa nº 1.130/2025. Altera os prazos estabelecidos nos art. 1º e art. 3º da Resolução Normativa nº 1.067/2023, que por sua vez, altera a Resolução Normativa nº 1.029, de 25 de julho de 2022, que consolida os procedimentos e condições para obtenção e manutenção da situação operacional e definição de potência instalada e líquida de empreendimento de geração de energia elétrica.
REH nº 1.130/2025
Atos de caráter homologatório
1. Resolução Homologatória nº 3.477/2025. Homologa o índice de Reajuste Tarifário Anual da Enel Distribuição São Paulo – Enel SP, a vigorar a partir de 4 de julho de 2025, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 13,94%, sendo 15,77% para os consumidores em Alta Tensão e 13,47% para os consumidores em Baixa Tensão; Fixa as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da Enel SP; Estabelece os valores da receita anual referente às instalações de conexão classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; e homologa o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à Enel SP, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária. Processo: 48500.003976/2025-96.
REH nº 3.477/2025
2. Resolução Homologatória nº 3.479/2025. Homologa o resultado da Revisão Tarifária Periódica da Energisa Tocantins – Distribuidora de Energia S.A. – ETO, a vigorar a partir de 4 de julho de 2025, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 12,68%, sendo de 13,25%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 12,55%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão; Fixa as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária; Estabelece o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; Aprova o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à ETO, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; Define os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta; Fixa os componentes T do Fator X em 1,049%; e fixa o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2025 a 2029. Processo: 48500.003647/2025-45.
REH nº 3.479/2025
3. Resolução Homologatória nº 3.480/2025. Homologa o índice de Reajuste Tarifário Anual da Energisa Sul Sudeste – Distribuidora de Energia S.A. – ESS, com vigência a partir de 12 de julho de 2025, correspondendo a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 19,05%, sendo de 18,80% em média para os consumidores conectados em Alta Tensão e de 19,15% em média para aqueles conectados em Baixa Tensão; Aprova a fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da ESS; Aprova o estabelecimento dos valores da receita anual e às instalações de transmissão classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; e aprova a homologação do valor mensal a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à distribuidora para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária. Processo: 48500.003977/2025-31.
REH nº 3.480/2025º
4. Resolução Homologatória n 3.481/2025, nº 3.482/2025 e n 3.483/2025. Estabelece o valor das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST, a serem aplicadas aos usuários contratantes do Sistema Interligado Nacional – SIN, com vigência no período de 1o de julho de 2025 a 30 de junho de 2026; Fixa os valores dos encargos de uso do sistema de transmissão de energia elétrica da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, para o período de 1o de julho de 2025 a 30 de junho de 2026, que deverão ser faturados mensalmente contra às distribuidoras que possuam em sua área de concessão centrais geradoras conectadas em nível de tensão de 88 kV a 138 kV, de acordo com o Submódulo 7.4 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; Estabelece os encargos anuais de custeio das Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo para Conexão Compartilhada – ICG e das Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo para Conexão Individual – IEG; Estabelece as tarifas e os encargos de transmissão de energia elétrica e a Tarifa de Transporte da energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional; estabelece os valores das Tarifas de Uso das Interligações Internacionais – TUII e das Tarifas de Uso das Interligações Internacionais no Sistema Isolado – TUII-ISO, com vigência no período de 1o de julho de 2025 a 30 de junho de 2026; Aprova a base de dados de cálculo da TUST do ciclo 2025-2026; estabelece os valores de referência das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição –TUSDg, aplicáveis às centrais geradoras conectadas nos níveis de tensão de 88 kV a 138 kV, subgrupo A2, pertencentes ao SIN, relativas ao ciclo tarifário compreendido entre 1o de julho de 2025 e 30 de junho de 2026; homologa a base de dados e as receitas de referência utilizadas no cálculo das TUSDg para níveis de tensão em 88 kV a 138 kV; estabelece as Receitas Anuais Permitidas – RAP associadas às instalações sob responsabilidade das concessionárias de serviço público de transmissão de energia elétrica, conforme tabela 4.a do voto do Diretor-Relator (que não considera o reconhecimento dos encargos rescisórios do grupo Renova), com vigência a partir de 1o de julho de 2025; e determina que a Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica – STR efetue uma reavaliação, no ciclo tarifário 2026/2027, dos valores efetivamente incorporáveis na RAP, relacionados ao processo de recuperação judicial do Grupo Renova, bem como a análise sobre eventual escalonamento dos valores a serem considerados.
5. Resolução Homologatória nº 3.484/2025. Aprova o orçamento anual da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE de 2025, no valor total de R$ 49,227 bilhões, que contempla: (i.a) a Quota Anual CDE USO, a ser paga pelos agentes de transmissão e distribuição de energia, no valor total de R$ 41,408 bilhões; (i.b) a Quota Anual da CDE – GD, a ser paga pelos agentes de distribuição com atendimento a consumidores do ambiente regulado, no valor total de R$ 5,48 bilhões; (i.c) os Custos Administrativos, Financeiros e Tributários – CAFT da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE com a gestão de fundos setoriais, no valor de R$ 10,01 milhões; e (i.d) as previsões para os demais usos e fundos da CDE definidos no art. 13 da Lei nº 10.438/2002; define os custos unitários da CDE USO e CDE GD de 2025, por região geográfica e nível de tensão de atendimento, aplicáveis às unidades consumidoras conectadas às instalações de transmissão e distribuição de energia; fixa as quotas anuais e mensais da CDE USO de 2025, para as competências de agosto a dezembro, das concessionárias de distribuição de energia, devendo ser pagas até o dia 10 do mês de competência; fixa as quotas anuais da CDE GD de 2025, das concessionárias de distribuição de energia; fixa os valores das tarifas aplicáveis às unidades consumidoras conectadas às instalações de transmissão da Rede Básica (TUST-CDE), vigentes no período de janeiro a dezembro de 2025; determina à CCEE que proceda a cobrança retroativa dos valores associados à CDE-GD das concessionárias de distribuição, permitindo o parcelamento das diferenças no exercício de 2025 para os casos de cobertura tarifária inferior a quota anual a ser homologada; determina ao Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS que reprocesse as apurações mensais dos encargos setoriais para os meses de consumo de 2025 e oriente a cobrança das diferenças apuradas até o AVD de outubro de 2025; determina à Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica – STR que inclua nos processos tarifários das concessionárias de distribuição de 2026 componente financeiro para fins de compensação de insuficiência de cobertura tarifária da CDE-GD, observada nos processos tarifários deliberados até maio de 2025; e determina à STR que inclua nos processos tarifários das permissionárias de distribuição de abril de 2026 e maio de 2026, ajuste na definição das quotas anuais da CDE-Uso e CDE-GD referente a majoração dos custos unitários da CDE 2025.. Processo: 48500.003020/2024-11.
REH nº 3.484/2025
6. Resolução Homologatória no 3.485/2025. Aprova o Edital do Leilão nº 3/2025-ANEEL, e respectivos Anexos, destinado à compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração a partir das fontes hidrelétrica, com início de suprimento de energia elétrica em 1º de janeiro de 2030; Publica o correspondente Aviso de Convocação do Leilão nº 3/2025-ANEEL, a ser realizado em 22 de agosto de 2025; e estabelece as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSDg de referência para as centrais geradoras que participarem do Leilão no 3/2025-ANEEL (Leilão de Energia Nova “A-5”, de 2025). Processo: 48500.000973/2025-09.
REH nº 3.485/2025
7. Resolução Homologatória nº 3.486/2025, nº 3.487/2025, nº 3.488/2025, nº 3.489/2025 e nº 3.490/2025. Homologa o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas das concessionárias Centrais Elétricas de Carazinho S.A. – Eletrocar, Nova Palma Energia Ltda., Hidropan Distribuição de Energia S.A., Departamento Municipal de Energia de Ijuí – Demei e Muxfeldt, Marin & Cia. Ltda. – Mux Energia, a vigorar a partir de 22 de julho de 2025, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores. fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários das concessionárias; (iii) estabelecer os valores da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo pelas instalações dedicadas às concessionárias Centrais Elétricas de Carazinho S.A. – Eletrocar, Hidropan Distribuição de Energia S.A. e Departamento Municipal de Energia de Ijuí – Demei; (iv) homologar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária. Processo: 48500.003864/2025-35.
8. Resolução Homologatória nº 3.491/2025, nº 3.492/2025, nº 3.493/2025, nº 3.494/2025, nº 3.495/2025, nº 3.496/2025, nº 3.497/2025, nº 3.498/2025, nº 3.499/2025, nº 3.500/2025, nº 3.501/2025, nº 3.502/2025, nº 3.503/2025, nº 3.504/2025 e nº 3.505/2025. Aprova o Reajuste Tarifário Anual das permissionárias com aniversário contratual em julho de 2025. Fixa as Tarifas de Suprimento das supridoras para as Permissionárias com data de aniversário contratual em 30 de julho de 2025; fixa os valores das quotas anuais da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE e do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – Proinfa; homologa os valores mensais de recursos da CDE a serem repassados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE às permissionárias com data de aniversário em 30 de julho de 2025, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; homologa os valores mensais de recursos da CDE a serem repassados pela CCEE às permissionárias com data de aniversário em 30 de julho de 2025, de modo a custear a baixa densidade de carga das permissionárias Processo: 48500.003836/2025-18.
9. Resolução Homologatória nº 3.506/2025. Homologa as Receitas Anuais de Geração das usinas hidrelétricas em regime de cotas para o ciclo 2025-2026 nos termos da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, e dá outras providências. Processo: 48500.016743/2025-53.
REH nº 3.506/2025-8
Participação Social
1. Consulta Pública nº 027/2025 – 03 de julho de 2025 a 18 de agosto de 2025.
Tema: Obter subsídios referente ao relatório de Análise de Impacto Regulatório – AIR que trata do
aprimoramento da regulamentação associada à confiabilidade das instalações de transmissão. Processo: 48500.903183/2021-43.
2. Tomada de subsídios nº 9/2025 – 1º de julho de 2025 a 14 de agosto de 2025.
Tema: Obter subsídios para o aprimoramento do Programa de Eficiência Energética - PEE regulado pela ANEEL.
Processo: 48500.019238/2025-61.
3. Tomada de subsídios nº 10/2025 – 1º de julho de 2025 a 15 de agosto de 2025.
Tema: Obter subsídios para aprimoramento da base de Dados relativa ao triênio 2021-23 a ser utilizada na atualização dos Anexos I a V e da eficiência de referência relativa ao Submódulo 2.2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET que trata dos Custos Operacionais a serem reconhecidos nos processos de Revisão Tarifária de 2026 das concessionárias de Distribuição. Processo: 48500.020950/2025-11.
4. Tomada de subsídios nº 11/2025 – 21 de julho de 2025 a 20 de agosto de 2025.
Tema: Obter subsídios para a elaboração da Agenda Regulatória 2026/2027 da ANEEL. Processo: 48500.022908/2025-26.
Alerta Legislativo
1. Leilão nº 3/2025. Compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração a partir de fonte hidrelétrica (CGH, PCH, UHE até 50MW), destinada ao Sistema Interligado Nacional - SIN, no Ambiente de Contratação Regulada - ACR.
LEL Nº 3/2025
2. Portaria MME nº 851/2025. Abre a consulta pública à proposta de Metodologia de Seleção de Áreas para Oferta nos procedimentos de cessão de uso, visando o desenvolvimento de projetos eólicos offshore no espaço marinho do Brasil.
PRT MME no 851/2025
3. Portaria MME nº 115/2025. Estabelece diretrizes para a otimização do uso de geração de energia elétrica inflexível proveniente de usinas termelétricas no Sistema Interligado Nacional - SIN em cenário de excedentes energéticos.
FRAGMENTOS EXTRAÍDOS DA VOLTS By CANALENERGIA – 171ª edição de 12/08/2025
12/8/2025
EXCLUSIVO
A Eletrobras pós-privatização meio que ficou na moita. Adotou um estilo low profile e só de vez em quando fala sobre seus planos. O repórter Henrique Faerman conseguiu uma entrevista exclusiva que virou tema da reportagem especial desta semana do CanalEnergia. Tem até vídeo. O vice-presidente de Inovação da empresa, Juliano Dantas, falou sobre uma das novidades mais recentes: um investimento de aproximadamente R$ 25 milhões na aquisição de dois supercomputadores. O objetivo é suportar a crescente digitalização e sofisticação dos modelos de Inteligência Artificial e de imagem utilizados. Também falou o vice-Presidente Executivo de Operações e Segurança (COO) da Eletrobras, Antônio Varejão, destacando os avanços em análise e previsão climática. Papo de altíssimo nível e, portanto, imperdível.
ECONOMIA
Pois saiba que, em meio a uma semana bem agitada em Brasília, o presidente Lula sancionou, com 63 vetos, a Lei Geral do Licenciamento Ambiental (15.190). Para substituir os trechos defenestrados, o governo vai enviar ao Congresso Nacional um novo projeto de lei com urgência constitucional, propondo ajustes. É torcer para que nada derrape no meio do caminho.
O Brasil não é mais interessante para os EUA. Como assim? Essa é a premissa da PSR, olho que tudo vê, para quem questões geopolíticas podem afastar investimentos locais em data centers. Ainda há chance, porém do país abocanhar uma boa parcela desse mercado. Para isso, aponta a consultoria, será necessário aprimoramento técnico e regulatório. Está tudo lá na mais recente edição do boletim Energy Report. Aviso dado.
Outro alerta. Se a previsão do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) sobre o avanço selvagem da geração distribuída der match, o que se vê hoje de curtailment é fichinha pelo que deve vir por aí. Se nada acontecer para reverter essa onda, a projeção é que a geração não centralizada até o final da década fique em 55%. Tudo fora da Rede Básica. Ou seja, sem nenhum controle.
POLÍTICA
Você sabe, já demos em destaque aqui na Volts. O leilão de GSF foi bem sucedido etc e tal. Mas ainda falta “combinar como os russos”. Ou seja, o MP (Ministério Público) o TCU (Tribunal de Contas da União) e, claro, a Aneel . MP e TCU estão de olho na questão da legalidade da taxa de desconto, o famoso WACC adotado para o certame. Já a Aneel, que resolveu deixar de lado essa questão, conforme decidido na reunião pública de semana passada, é quem, ao final das contas, vai calcular a extensão de prazo de cada uma das concessões em foco. Em meio a essa incerteza toda, está em jogo o meu, o seu, o nosso rico dinheirinho na hora de pagar as tarifas de energia. Algo ali na casa de R$ 2,5 bilhões, segundo a agência reguladora.
CONSUMO E COMPORTAMENTO
Os consumidores capixabas e paraenses mal conseguiram dormir na semana passada. Todo mundo de olheira, pensando na próxima conta de luz, já bem apimentada com uma Bandeira Vermelha Patamar 2. É que a Aneel aprovou a revisão tarifária da EDP Espírito Santo, cuja concessão, aliás, foi recém renovada por mais algumas décadas. A mordida média ficou em 15,53%, chegando a 17,85% na alta tensão. Já o estado que será sede da COP30, em novembro próximo, ganhou um reajuste médio mais brando: 3,4% Mas, aumento é aumento, convenhamos.
ENEL SP
A Prefeitura de São Paulo segue bastante desgostosa do desempenho da Enel-SP. Tanto é que quer impedir a renovação antecipada do contrato da concessionária. Para isso, entrou com uma ação civil pública na Justiça Federal para interromper o processo.
Fonte: VOLTS By CANALENERGIA – 171ª edição de 12/08/2025
A nova política de subsídios para a baixa renda da MP 1300 terá impacto maior que o estimado, com um total de R$ 6,8 bilhões por ano e aumento para R$ 13,5 bilhões/ano do custo a ser pago pelos demais consumidores. O benefício, no entanto, será diferenciado entre famílias na mesma faixa de renda, com economia média entre 2% e 56% no valor da conta de luz.
> Saiba mais na matéria “MP1300: subsídio de baixa renda vai aumentar para R$ 13,5 bi/ano, aponta Volt”: https://bit.ly/3Hbi2OC
- CORTES DE GERAÇÃO (negócios e empresas)
Os cortes de geração em julho somam 2,7 milhões de MWh, um aumento de 38% em relação a junho de 2025. Esse volume é calculado considerando apenas as fontes solar e eólica. Já no acumulado histórico medido pela EpowerBay, o volume está em cerca de 22,55 milhões de MWh. As perdas relacionadas a confiabilidade elétrica ainda são mais elevadas com 42% do total. Apesar disso, o volume por razão energética continua a aumentar e responde por 39% do total. A primeira classificação se relaciona a restrições na rede, enquanto a segunda está relacionada a falta de demanda.
> Leia mais em “Cortes de geração somam 2,7 mi de MWh em julho”: https://bit.ly/4fSj52V
- LEILÃO DO GSF (comercialização)
A Agência Nacional de Energia Elétrica publicou nesta segunda-feira, 11 de agosto, despacho com esclarecimentos aos geradores sobre temas relacionados ao leilão de débitos do GSF (fator que reflete o risco hidrológico). O certame foi realizado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica no dia 01/08, mas havia dúvidas sobre a manutenção dos descontos na tarifa-fio e a extensão das outorgas pelos vencedores do certame.
> Continue a leitura na notícia “Aneel publica despacho com esclarecimentos sobre leilão do GSF”: https://bit.ly/47ruNz3
- EVENTOS (canalenergia)
WEBINAR ESS: Maximizando o potencial energético com sistemas híbridos de armazenamento
Data: 13 de agosto
Local: Online via Zoom
Horário: 10h
Inscrições: http://bit.ly/4f1dIO9
MEETUP | Resgatando a racionalidade: Como organizar o setor elétrico 20 anos após a última reforma
Data: 27 de agosto
Local: Online via Teams
Horário: 10h
Inscrições: https://bit.ly/12meetup-canalenergia”
- OUTRAS NOTÍCIAS DE HOJE
CDE impacta e Aneel quase dobra projeção de efeito nas tarifas: https://bit.ly/45xlJ9o
Efeito médio anual a ser percebido pelos consumidores passou de 3,5% para 6,3, com projeções de 1,3% no IGP-M e de 5,1% no IPCA.
Novo monitoramento da Aneel traz mais obrigações às distribuidoras: https://bit.ly/45f7pDC
Empresas tem até 2026 para adoção plena das novas regras, como em informar a previsão de restabelecimento de interrupções em até 15 minutos.
Sistema da Embrapii pretende reduzir perdas de eficiência de painéis solares: https://bit.ly/4ll1x0b
Solução em desenvolvimento pode ter impactos significativos no desempenho de grandes e pequenas instalações.”
Confira as consultas públicas terminando nos próximos dias
12/8/2025
Consulta Pública 027/2025
Obter subsídiosreferente ao relatório de Análise de Impacto Regulatório – AIR que trata doaprimoramento da regulamentação associada à confiabilidade das instalações detransmissão.
Consulta Pública n°190 de 03/07/2025
Diretrizes a seremobservadas na condução do processo para reconhecimento dos investimentos,complementares aos do projeto básico, de que trata o art. 2º do Decreto nº7.850, de 30 de novembro de 2012.
Excelente entrevista do Prof. Edvaldo Santana hoje no Valor Econômico. Destaco a seguinte passagem, que merece a atenção de todos nós:
Valor: O sr. também escreve que a confiabilidade do setor elétrico é um problema iminente e o governo deveria priorizar a reserva de capacidade. Como seria isso?
Santana: Há pelo menos três anos tenho insistido que a degradação da confiabilidade não recebeu a devida atenção. E o operador nacional do sistema (ONS), no seu plano de operação energética para o ciclo 2025-2029, mostra isso com clareza. A probabilidade de perda ou falta de potência é de 12% em 2026, quando o limite é 5%. E vai para absurdos 43%, 73% e 90% em 2027, 2028 e 2029, respectivamente. Não parece, mas o tempo já é exíguo para a solução do problema, que depende do leilão de reserva de capacidade e de uma participação mais efetiva da resposta da demanda.
Credenciada na Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para trabalhos de apoio ao órgão regulador
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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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