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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.
FRAGMENTOS EXTRAÍDOS DA VOLTS By CANALENERGIA – 170ª edição de 05/08/2025
5/8/2025
EXCLUSIVO
Alta dose de suspense garantida para o dia 22 de agosto, uma sexta-feira. Prepare a pipoca e o refrigerante, porque, segundo o repórter Pedro Aurélio Teixeira, autor da reportagem especial desta semana do CanalEnergia, o Leilão A-5 de energia nova tem potencial para trazer surpresas. Começa que o certame é exclusivamente destinado a PCHs e CGHs. Foram cadastrados 184 projetos, que somam 2.592 MW, todos ávidos por viabilização. Como a fonte é considerada de relevância quando se pensa em energia firme, o leilão surge como uma grande oportunidade para as PCHs que enfrentam dificuldades em realizar negócios no mercado livre. Contudo, a questão é que há um cenário de baixa demanda, somado à iminente liberalização do mercado. Isso indica que a contratação de energia não deve ser alta. Há projeções abaixo dos 500 MW. Portanto, diante do alto número de usinas cadastradas, a expectativa é de uma intensa competição entre os ofertantes.
ECONOMIA
Com o fim do recesso parlamentar, o meio de campo político volta a se agitar. Em Minas Gerais, por exemplo, o governo estadual começa a avaliar uma possível federalização da Cemig. Assunto pra lá de polêmico e olhado de lado por políticos locais. Mas foi dado um ponta pé inicial com a autorização para que o BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social) proceda ao processo de avaliação da empresa para fins de amortização da dívida, no âmbito do Programa de Pleno Pagamento de Dívidas dos Estados (Propag).
Temos outro começo interessante, mas nada a ver com política interna e sim com a representatividade do Brasil no cenário global. O país deu os primeiros passos no procedimento de adesão à AIE (Agência Internacional de Energia) como membro pleno. Os ministros das Relações Exteriores, Mauro Vieira, e de Minas e Energia, Alexandre Silveira, formalizaram o pedido por meio de carta ao diretor-geral da entidade, Fatih Birol. (...).
Assim como o número de notificações no seu celular, a MMGD não para de crescer! Essa modalidade pode alcançar entre 61,4 GW e 97,8 GW de capacidade instalada até 2035, calcula a EPE (Empresa de Pesquisas Energéticas). Quer conferir? Vai lá no caderno que trata desse assunto dentro do Plano Decenal de Expansão de Energia 2035 (PDE 2035).
Quem também não se cansa de somar cifrões é a Petrobras. A empresa aumentou em 84,7%, para 772 MW médios, a venda de energia elétrica no segundo trimestre, na comparação com o mesmo período de 2024, de 418 MW médios. Esse resultado reflete um cenário hidrológico menos favorável, o que traz maior despacho termelétrico a gás para preservar os níveis dos reservatórios hidrelétricos. Sorte da petroleira e azar dos consumidores, que tem que encarar a Bandeira Vermelha Patamar 2. (...).
Pra quem anda por aí “jogando” fora das quatro linhas, aí vai um aviso. O governo federal sancionou a Lei nº 15.181/2025, que aumenta as punições para crimes de furto, roubo e receptação de fios, cabos e equipamentos de serviços essenciais. Esse tipo de infração pode dar agora até 8 anos de cana. (...).
E sabe quem acaba se ser eleito conselheiro independente da Abraceel (Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia)? O ex-deputado federal José Carlos Aleluia, velho conhecido do setor elétrico. Já quem está de saída da Abegás (Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado) é o seu longevo presidente executivo, Augusto Salomon. Assume interinamente Marcelo Mendonça, diretor técnico comercial. Cenário político e energético brasileiro está agitado.
POLÍTICA
Sim, a diretoria da Aneel ainda vai, nesta terça-feira, dia 5, debater detalhes importantes sobre as regras do leilão de GSF. Só que o certame já rolou. Mesmo em meio a muitas dúvidas levantadas pelo mercado e muito boato sobre eventual adiamento. Como previsto, foi realizado na última sexta-feira, dia 1º, com operacionalização a cargo da CCEE (Câmara de Comercialização de Energia). O CanalEnergia acompanhou tudo. E como registrou o subeditor, Maurício Godoi, a disputa não durou mais do que 45 minutos. Foram negociados os créditos de R$ 842,36 milhões de um total de R$ 1,13 bilhão, ou 74,5% do total. Houve ágio de 66,32%, com valores financeiros de pouco mais de R$ 1,4 bilhão. A questão é que, mesmo com a arrecadação obtida acima do esperado, ainda não está claro se todo esse valor será efetivamente pago. Isso só virá a público efetivamente no dia da liquidação financeira extraordinária, marcada para o dia 13 de agosto.
Voltando à Aneel, é bom lembrar que o diretor Fernando Mosna pediu vistas do processo, em razão do impasse envolvendo o WACC (Custo Médio Ponderado de Capital) do leilão. Ou seja, ainda há muito pano para manga a resolver nessa história.
CONSUMO E COMPORTAMENTO
Nem só de mágoas vivem os clientes das concessionárias de distribuição. Vez ou outra aparecem boas notícias. As faturas de agosto contarão com a distribuição de um bônus de R$ 936,8 milhões. De acordo com determinação da Aneel, o valor é resultante da conta de comercialização da parte brasileira da Itaipu Binacional e servirá como crédito aos consumidores brasileiros residenciais e rurais com demanda abaixo de 350 kWh em pelo menos um mês de 2024. O bacana é que isso aconteceu em 97% dos casos. (...).
E pra quem pode instalar seu sisteminha fotovoltaico, vale saber que o preço médio da energia solar residencial no Brasil caiu 3% no segundo trimestre de 2025. Isso, graças à forte competição entre integradores. É o mercado funcionado, camarada!
DESCONTIGENCIAMENTO ORÇAMENTÁRIO
A Aneel já pode sair um pouco do balão de oxigênio. Com o descontingenciamento de R$ 20,7 bilhões em dotações orçamentárias, o governo federal reduziu o bloqueio do orçamento da agência. O corte passou de R$ 38,6 milhões para R$ 7,9 milhões, com a liberação de R$ 30,7 milhões para pagamento de despesas discricionárias. Não resolve, porque a situação financeira é ainda muito grave, mas ajuda.”
Leilão do GSF arremata 74,5% dos créditos e termina com ágio de 66,32%: https://bit.ly/4a52HrDg
Dentre os oito geradores que participaram, CTG Brasil é a maior vencedora para extensão de outorga de usinas, dúvidas sobre liquidação persistem e serão sanadas apenas em 13 de agosto.
Ultragaz aposta na capilaridade para crescer no varejo: https://bit.ly/4mogUFY
Abertura do mercado livre para alta tensão já abre potencial de alcançar 56 mil clientes para vender GLP associado a energia elétrica e aproveitar sinergias operacionais da distribuidora de gás.
Ferbasa ofereceu maior volume em 2º leilão de Resposta da Demanda: https://bit.ly/4luJXXX
Somada à oferta da Liasa, empresas ofertaram 175 MW a serem cotados ao longo de cinco meses.”
O curtailment envolvendo as renováveis complementares aumentou quase 5 vezes no primeiro semestre deste ano na comparação com o mesmo período de 2024. De acordo com dados da Volt Robotics, a geração frustrada somou 2.810 MW médios no período. As usinas solares passaram os níveis de 10,6% para mais de 31%. Enquanto nas eólicas essa taxa foi de 11,7% para quase 18%.
>Continue a leitura em “Volt: Curtailment sobe 5x no primeiro semestre”: https://bit.ly/46LhUQh
- MMGD (expansão)
A Micro e minigeração distribuída poderá alcançar entre 61,4 GW e 97,8 GW de capacidade instalada até 2035, calcula EPE. Essas são as estimativas do caderno que trata desse assunto no Plano Decenal de Expansão de Energia 2035 (PDE 2035). Esses volumes estão contemplados em três diferentes cenários analisados. No cenário de referência, estima-se a adesão de cerca de 9,5 milhões de consumidores, totalizando 78,1 GW de capacidade instalada e contribuindo com 12,1 GW médios de geração elétrica no país.
>Saiba mais na matéria “MMGD poderá alcançar 97,8 GW até 2035, calcula EPE”: https://bit.ly/4l6p0lH
- PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO (geração)
A primeira revisão semanal do Programa Mensal de Operação de agosto apresenta relativa estabilidade em comparação à semana passada. O CMO médio é a principal mudança para os próximos sete dias. O montante passou de R$ 315,08 para R$ 332,78 por MWh em todos os quatro submercados do país. Essa elevação representa alta de 5,6%.
>Leia mais na notícia “ONS aponta CMO médio em alta de 5,6% na semana”: https://bit.ly/46BSLr7
- EVENTOS (canalenergia)
WEBINAR ESS: Maximizando o potencial energético com sistemas híbridos de armazenamento
FRAGMENTOS EXTRAÍDOS DO ELECTRA ENERGY/CLIPPING – edição 15/2025 de 01/08/2025
4/8/2025
Grupo do Paraná construirá cinco parques eólicos no RS com R$ 950 milhões
O Grupo Electra inicia em agosto a construção do complexo Electra Ventos do Sul (121,8 MW) em Santa Vitória do Palmar (RS). No total, o projeto vai receber investimentos de R$ 950 milhões e deve entrar em operação comercial no início de 2028. O empreendimento, cuja Licença de Instalação foi emitida no início de julho pela Fundação Estadual de Proteção Ambiental (FEPAM), será composto por cinco parques eólicos.
84% da população desconhece renováveis, mas acredita que uso reduz conta de luz
Pesquisa realizada pela empresa Luz, em parceria com a Futuros Possíveis, destacou que 84% dos entrevistados se surpreenderam com os valores a serem pagos pela energia no último ano. A pesquisa também mostrou que a energia limpa é vista por 77% como uma das alternativas para conter os custos, mas 84% dizem entender pouco ou nada sobre fontes como a solar e a eólica.
Ibama analisa mais de 100 projetos para eólicas offshore
O Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) tem 104 projetos de energia eólica offshore em análise, com capacidade somada de 700 GW. A discussão sobre esses complexos e sua interface com o meio ambiente são relativamente novas no cenário nacional. A expectativa é que mais da metade desse total não seja desenvolvido em curto e médio prazos, devido às características de oferta e demanda de energia no país. Conforme o Ibama, os impactos ambientais desse tipo de usina são notadamente menores do que os das eólicas onshore.
Demanda de data centers pode atingir 13,2 GW
O Brasil registrou 52 pedidos de conexão de data centers à rede de transmissão de energia elétrica entre 2020 e junho deste ano. Há uma demanda máxima acumulada que poderá alcançar 13,2 gigawatts (GW) até 2035 se todos esses projetos obtiverem pareceres de acesso favoráveis no Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Essas grandes cargas trazem uma transformação da infraestrutura física das redes e do acesso a elas. As novas tecnologias podem ganhar mais espaço, assim como a necessidade de uma regulação que apoie novos serviços.
Armazenamento de energia em baterias pode atrair R$ 70 bi
O Brasil registrou 52 pedidos de conexão de data centers à rede de transmissão de energia elétrica entre 2020 e junho deste ano. Há uma demanda máxima acumulada que poderá alcançar 13,2 gigawatts (GW) até 2035 se todos esses projetos obtiverem pareceres de acesso favoráveis no Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Essas grandes cargas trazem uma transformação da infraestrutura física das redes e do acesso a elas. As novas tecnologias podem ganhar mais espaço, assim como a necessidade de uma regulação que apoie novos serviços.
CMSE mantém nível de aversão ao risco para 2026
O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) decidiu manter para 2026 os parâmetros de aversão ao risco adotados em 2025. A decisão tem como base a Nota Técnica conjunta elaborada pelo ONS, Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que foi submetida à Consulta Pública nº 186/2025 e contou com ampla participação dos agentes do setor. Segundo avaliação do Comitê, as condições de risco adotadas em 2025 mostraram-se satisfatórias.
Gás natural é imprescindível no leilão de capacidade de 2026
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, afirmou que projetos de termelétricas a gás natural serão imprescindíveis para tornar o sistema elétrico brasileiro mais robusto. “Nos próximos dias faremos consulta pública do leilão de capacidade de 2026, obviamente, energia térmica a gás será um dos produtos. O gás é imprescindível para robustecer o sistema elétrico”, declarou durante cerimônia de inauguração da termelétrica de gás natural UTE GNA 2. Segundo o ministro, o gás natural servirá para “complementar” a capacidade de abastecimento de fontes de energia não despacháveis, como a solar e a eólica.
ONS: Reservatórios do SIN devem fechar agosto com armazenamento acima de 50%
Os níveis de Energia Armazenada (EAR) de todos os subsistemas devem superar 50% ao final de agosto, conforme projeções do ONS. O Norte tem a melhor previsão e deve chegar ao final do mês com 90,8%, enquanto o Nordeste deverá registrar 60,9%; o Sul, 78,4% e o Sudeste/Centro-Oeste, 59,4%. Já a Energia Natural Afluente (ENA) estimada para agosto está inferior à média em todos os subsistemas. Além disso, as previsões para a demanda de carga em agosto são de expansão em três deles.
Com menor disponibilidade em Itaipu, Brasil precisará buscar energia firme
Até 2035, o Paraguai vai depender de 50% da energia gerada pela usina hidrelétrica de Itaipu, o que deverá ter reflexos no Sistema Interligado Nacional (SIN) brasileiro. Com menos potência proveniente da empresa binacional, o Brasil precisará buscar outras fontes firmes para garantir a segurança do suprimento. A companhia desenvolve, de forma experimental, projetos de geração solar em terra e flutuante; biogás; combustíveis sustentáveis; baterias de armazenamento de energia e hidrogênio verde.
Aneel aprova edital do leilão de energia nova “A-5” de 2025
A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou na semana passada o edital do Leilão de Energia Nova “A-5” de 2025, destinado à compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração de fonte hidrelétrica. A sessão pública do leilão será realizada em 22 de agosto de 2025 e os contratos serão na modalidade por quantidade, com suprimento por 20 anos, e início previsto para janeiro de 2030. Deverão ser negociados, no mínimo, 30% da energia habilitada de cada empreendimento. Ao todo, foram cadastrados 241 projetos, o que totaliza 2.999 MW de potência.
Fonte: ELECTRA ENERGY/CLIPPING – edição 15/2025 de 01/08/2025
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.
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