Wagner Freire Canal Solar

A tarifa de geração das hidrelétricas submetidas ao regime de cotas aumentou 19,8% e passou para R$ 257,54/MWh, incluindo PIS/Cofins. O novo valor será considerado na cobertura tarifária das distribuidoras cotistas a vigorar de julho de 2026 a junho de 2027.

No regime de cotas, os consumidores regulados não pagam o preço de mercado pela energia produzida pelas hidrelétricas. As usinas recebem uma receita definida pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), destinada a cobrir custos de operação e manutenção, investimentos reconhecidos e outros componentes regulatórios.

O modelo foi instituído pela Lei nº 12.783/2013 para hidrelétricas que tiveram suas concessões prorrogadas. Nesse regime, a garantia física de energia e de potência das usinas é dividida em cotas e alocada pela ANEEL às distribuidoras. Em vez de comercializar livremente a produção, a concessionária presta o serviço de geração e recebe a RAG (Receita Anual de Geração).

O custo das cotas é incorporado às tarifas dos consumidores atendidos no mercado regulado. Nesta quarta-feira (29), a ANEEL homologou as RAGs das 59 usinas que permanecem no regime de cotas. Os valores serão aplicados no ciclo entre julho de 2026 e junho de 2027.

Descotização reduz receita e volume de energia

O principal fator considerado na revisão foi a etapa final da descotização de 13 hidrelétricas da Axia Energia, antiga Eletrobras. O processo começou em 2023, com a redução anual de 20% da garantia física de energia e de potência destinada ao regime de cotas.

A Lei nº 14.182/2021, que autorizou a privatização da Eletrobras, permitiu que essas usinas migrassem gradualmente para o regime de produção independente. Nesse modelo, a companhia deixa de receber uma receita regulada e passa a comercializar a energia no mercado.

A Axia Energia ainda receberá a RAG referente às 13 hidrelétricas até dezembro de 2026. Após esse período, a energia dos empreendimentos estará integralmente fora do regime de cotas. Com a descotização, a RAG total homologada pela ANEEL ficou em R$ 8,12 bilhões, uma redução de 6,34% na receita destinada às usinas cotistas.

Apesar da queda da receita total, a tarifa aumentou 19,8%. Isso ocorreu porque a redução da garantia física alocada ao regime de cotas foi proporcionalmente maior do que a diminuição da RAG. Com menos energia para dividir os custos reconhecidos, o valor por megawatt-hora aumentou.

A tarifa servirá de referência para a definição da cobertura tarifária das distribuidoras que recebem as cotas. A partir de janeiro de 2027, o valor será aplicado sem PIS/Cofins e ficará em R$ 233,72/MWh, em razão da substituição desses tributos no âmbito da reforma tributária.

Confira as 13 hidrelétricas descotizadas
 Boa Esperança;
 Coaracy Nunes;
 Complexo Paulo Afonso;
 Corumbá I;
 Estreito — Luiz Carlos Barreto de Carvalho;
 Funil, na Bahia;
 Funil, no Rio de Janeiro;
 Furnas;
 Luiz Gonzaga — Itaparica;
 Marimbondo;
 Pedra;
 Porto Colômbia;
 Xingó.

Henrique Hein

O volume de financiamento para projetos de geração renovável no Brasil somou R$ 36,3 bilhões em 2025, segundo levantamento divulgado nesta sexta-feira (12) pela CELA (Clean Energy Latin America).

Apesar do volume representar um crescimento de 10,6% em relação a 2024, o resultado encontra-se 22% abaixo do pico histórico de R$ 46,3 bilhões registrado em 2022. De acordo com a consultoria especializada em assessoria financeira e estratégica para o setor de energia, os números indicam que o mercado ainda não conseguiu recuperar o ritmo observado antes do ciclo de desafios iniciado em 2023, marcado pela combinação de juros elevados, modulação de geração e aumento dos casos de curtailment.

O estudo mostra, contudo, que a trajetórianão é homogênea entre as diferentes tecnologias. Enquanto a GD (geração distribuída) solar tem demonstrado maior resiliência, a geração solar centralizada continua enfrentando pressões relevantes.

Já o segmento eólico apresentou sinais de recuperação após atingir um dos menores volumes de financiamento da série histórica em 2024, enquanto o mercado de armazenamento de energia segue em fase de estruturação regulatória e amadurecimento.

Geração distribuída solar

De acordo com o estudo, os financiamentos destinados a projetos de GD solar permaneceram relativamente estáveis entre 2023 e 2025, variando entre R$ 13 bilhões e R$ 14,7 bilhões. Embora abaixo do recorde de R$ 21,8 bilhões registrado em 2022, o segmento continuou movimentando volumes superiores aos observados na geração solar centralizada em todos os anos recentes.

O desempenho excepcional de 2022 foi impulsionado pela corrida dos consumidores para garantir o direito adquirido previsto na Lei nº 14.300, que instituiu o Marco Legal do segmento no país. Na prática, os projetos que protocolaram o pedido de conexão até janeiro de 2023 asseguraram as regras anteriores de compensação de energia até 2045, provocando uma forte antecipação da demanda. Com o encerramento desse prazo, o mercado naturalmente passou por uma acomodação.

Ainda assim, a GD solar demonstrou resiliência mesmo após o fim desse ciclo. Segundo a CELA, uma das razões é estrutural: diferentemente da geração centralizada, o retorno econômico dos sistemas locais é menos impactado pelas mudanças regulatórias, uma vez que boa parte da energia gerada é consumida simultaneamente à sua produção.

De acordo com a consultoria, isso reduz os efeitos da diminuição da compensação dos créditos e mantém o prazo de retorno dos investimentos em níveis considerados atrativos. Outro fator apontado pela consultoria é a continuidade dos financiamentos para projetos remotos que garantiram o direito adquirido antes de janeiro de 2023.

Nesse grupo estão usinas de geração compartilhada e empreendimentos de autoconsumo remoto que seguiram sendo desenvolvidos e financiados nos anos subsequentes. A CELA ressalta que os números da GD solar podem não refletir integralmente o avanço do mercado de armazenamento de energia.

Isso porque muitos sistemas de baterias são contratados em conjunto com projetos fotovoltaicos e acabam enquadrados pelos bancos nas mesmas linhas de financiamento destinadas à energia solar, o que torna parte do crescimento do segmento de armazenamento invisível nas estatísticas setoriais.

Geração centralizada solar

A geração centralizada solar foi um dos segmentos mais impactados pelo ambiente adverso dos últimos anos. Segundo a CELA, o volume de financiamentos recuou de R$ 15,1 bilhões em 2022 para R$ 9 bilhões em 2025, refletindo uma combinação de desafios financeiros, operacionais e regulatórios.

O primeiro deles é o elevado custo de capital. Com a taxa Selic oscilando entre 13,75% e 14,25% nos últimos anos — os maiores patamares desde 2016 —, o financiamento de novos projetos tornou-se mais caro, reduzindo a atratividade de investimentos e dificultando o fechamento financeiro de empreendimentos.

Outro fator apontado pela consultoria é a chamada modulação da geração solar. Como a
produção das usinas se concentra durante o dia, justamente no período em que há maior oferta de energia solar no sistema, os preços da eletricidade tendem a ser pressionados para baixo nos horários de maior geração.

Segundo a CELA, trata-se de um desafio inerente à própria expansão da fonte solar e
que vem exigindo maior participação de tecnologias complementares, como a geração eólica e os sistemas de armazenamento de energia, capazes de ajudar a equilibrar a oferta ao longo do dia.
O cenário é agravado pelo perfil de contratação predominante no Mercado Livre de Energia.

Grandes consumidores normalmente buscam contratos com entrega contínua de energia ao longo das 24 horas do dia.

Como a geração solar é concentrada em determinados períodos, os empreendedores precisam recorrer a mecanismos de mercado para complementar a entrega nos horários de menor produção, reduzindo margens e aumentando a complexidade dos projetos. Além disso, o curtailment permanece como uma das principais preocupações do segmento. De acordo com a consultoria, os cortes de geração atingiram, em média, 17,1% das usinas entre abril de 2024 e março de 2025.

A ausência de um mecanismo de ressarcimento para essas restrições operativas aumenta a percepção de risco por parte de bancos e investidores, tornando a concessão de crédito mais conservadora e dificultando a expansão do setor.

Energia eólica

Em contraste com a trajetória observada na geração solar centralizada, o setor eólico apresentou sinais de recuperação em 2025. Segundo a CELA, os financiamentos destinados à fonte somaram R$ 12,5 bilhões, um crescimento de 40% em relação ao ano anterior.

O resultado representa uma retomada após o menor volume da série histórica registrado em 2024, período em que o segmento também foi impactado pelo ambiente de juros elevados e pelos efeitos do curtailment. A consultoria destaca que a dinâmica de crescimento da fonte mudou significativamente nos últimos anos.

Se no passado os investimentos eram impulsionados principalmente pelos leilões regulados e pelas linhas de financiamento de longo prazo dos bancos de desenvolvimento, atualmente o Mercado Livre de Energia e os projetos de autoprodução passaram a exercer papel central na viabilização de novos empreendimentos.

Segundo o estudo, a crescente participação da energia solar no sistema abriu espaço
para uma complementaridade cada vez maior entre as duas fontes.

À medida que a geração solar aumenta a oferta de energia durante o dia e pressiona os preços nesse período, consumidores e comercializadores passaram a buscar a energia eólica para compor portfólios capazes de entregar energia de forma mais equilibrada ao longo das 24 horas.

Com um perfil de geração mais distribuído ao longo do dia e maior produção em horários de baixa irradiação solar, a fonte eólica passou a desempenhar um papel estratégico na composição dos contratos do Mercado Livre.

Para a CELA, essa demanda estrutural vem sustentando a recuperação dos investimentos e ampliando a atratividade dos projetos eólicos no país.

Baterias

Por fim, a CELA registrou R$ 126 milhões em financiamentos destinados a projetos de armazenamento de energia (BESS) em 2025. Embora o volume represente um avanço em relação a 2024, ele permanece distante do pico de R$ 280 milhões observado em 2023, quando emissões relevantes de debêntures
e fundos de investimento impulsionaram a captação de recursos para o segmento.

Segundo a consultoria, essa oscilação reflete menos o ritmo real de adoção da tecnologia e mais as características dos instrumentos de financiamento utilizados pelo mercado.

Isso porque os recursos para projetos de armazenamento podem vir de diferentes fontes, como bancos comerciais, mercado de capitais e instituições multilaterais, nem sempre capturados de forma uniforme pela metodologia do levantamento. Outro fator que ajuda a explicar essa dinâmica é a expressiva redução dos custos da tecnologia. De acordo com a CELA, os sistemas de armazenamento registraram uma queda acumulada de cerca de 90% nos custos desde 2010, sendo que alguns modelos
tiveram redução próxima de 50% apenas em 2024.

Na prática, isso significa que é possível instalar mais capacidade utilizando um volume menor de capital, o que reduz os valores financiados mesmo em um cenário de expansão física do mercado.

A consultoria também destaca que parte relevante dos sistemas de baterias comercializados atualmente é contratada em conjunto com projetos de geração distribuída. Nesses casos, os financiamentos costumam ser enquadrados pelos bancos dentro das linhas destinadas à energia solar fotovoltaica, fazendo com que uma parcela do crescimento do mercado de armazenamento não apareça de forma explícita nas estatísticas do setor.

A expectativa da CELA é que os primeiros leilões dedicados exclusivamente ao armazenamento, previstos para 2026, marquem uma nova fase de escala para o segmento, com impacto direto nos volumes de financiamento dos próximos estudos. “O setor renovável brasileiro vive um momento de transição complexa. O financiamento ainda não retornou ao patamar de 2022 e os desafios são reais: juros altos, curtailment sem mecanismo de ressarcimento e um mercado que ainda busca os instrumentos adequados para precificar e contratar a complementaridade entre fontes”, explica Camila Ramos, CEO da CELA.

A boa notícia, segundo a executiva, é que eólica e armazenamento estão ganhando papel estratégico exatamente por “oferecerem as soluções que o sistema elétrico precisa, e isso deve se refletir nos volumes de financiamento dos próximos anos”, ressalta ela.

Os dados da consultoria consideram os desembolsos realizados pelas principais instituições financeiras que atuam no financiamento da geração renovável no Brasil, incluindo bancos públicos, privados, cooperativas de crédito, fintechs e operações estruturadas via mercado de capitais.

Henrique Hein – Canal Solar

A ABSOLAR (Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica) e a ABGD (Associação Brasileira de Geração Distribuída) divulgaram uma nota conjunta manifestando preocupação com o debate recente sobre supostas irregularidades em sistemas de GD (geração distribuída).

No posicionamento, as entidades afirmam apoiar a fiscalização da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) e das distribuidoras, além de defender a aplicação das penalidades previstas na legislação para casos comprovados de fraude ou descumprimento das regras do setor.

Segundo as associações, práticas como ampliação não autorizada de potência nominal, adulteração de cadastros e uso indevido do SCEE (Sistema de Compensação de Energia Elétrica) devem ser combatidas com rigor. “Condutas dessa natureza prejudicam o consumidor, comprometem a estabilidade do sistema elétrico e mancham a credibilidade de empresas sérias que atuam profissionalmente no setor de MMGD no Brasil”, informaram as entidades.

Contudo, apesar de defenderem a fiscalização, as associações questionam as estimativas que vêm sendo divulgadas sobre a dimensão das supostas irregularidades. Nos últimos meses, números apontando até 15 GW de capacidade instalada irregular e impactos bilionários nas tarifas de energia passaram a circular no debate setorial.

Para as entidades, é fundamental diferenciar situações distintas, como fraudes deliberadas, divergências técnicas de interpretação regulatória e falhas administrativas ou cadastrais sem má-fé, evitando que casos de naturezas diferentes sejam tratados da mesma forma.

As associações destacam que as estimativas divulgadas até o momento não vieram
acompanhadas de critérios e metodologias passíveis de auditoria independente, o que,
na avaliação delas, dificulta a validação dos números apresentados. “Generalizar casos distintos sob uma mesma narrativa, inclusive com termos que não constam da nomenclatura oficial do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), enfraquece o debate público, gera insegurança para consumidores e investidores e dificulta soluções equilibradas e tecnicamente adequadas para o setor elétrico
brasileiro”, destaca o documento.

Ao final da nota, ABSOLAR e ABGD reforçam que a construção de um ambiente regulatório equilibrado depende de processos de fiscalização transparentes, tecnicamente fundamentados e capazes de distinguir irregularidades efetivas de eventuais inconsistências operacionais ou administrativas.
Entenda a polêmica A manifestação da ABSOLAR e da ABGD ocorre em meio ao avanço das discussões
sobre possíveis irregularidades em sistemas de geração distribuída.

Nos últimos meses, distribuidoras de energia passaram a defender uma fiscalização mais rigorosa sobre empreendimentos que estariam operando com potência superior à autorizada, realizando alterações cadastrais indevidas ou utilizando de forma irregular mecanismos previstos no SCEE.

O tema ganhou repercussão após a divulgação de estimativas que apontam entre 12 GW
e 15 GW de capacidade supostamente irregular conectada às redes de distribuição, além
de potenciais impactos bilionários nas tarifas de energia elétrica.

O Conselho de Consumidores de Energia da Coelba Neoenergia (CCEC) se reunião na manhã desta quinta, 9, para realizar sua 352ª reunião mensal.

Durante a reunião, foi apresentada uma cartilha para guiar o consumidor de energia, em diversos assuntos, entre eles direitos e deveres, segurança e tarifas. A cartilha será disponibilizada tanto nas redes sociais do Conselho (@conselhoconsumidorcoelba) quanto no site oficial ccecba.com.br.

A reunião contou com a presença do consultor Mário Firmar, que abordou sobre a consulta pública nº 16/2026 que está sendo realizada Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), sobre custo x disponibilidade e que o CCEC encaminhará contribuições.

Ficou definido pelo presidente do Conselho, Roque Bittencourt, que o vice-presidente e conselheiro do Poder Público, Joelson Azevedo ficará responsável pelo setor de comunicação e que a conselheira Rute Veras, será a representante institucional do CCEC.

Ascom CCEC

AAgência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) informa que a bandeira tarifária para o mês de julho de 2026 permanecerá amarela. Com isso, a conta de luz dos consumidores de energia elétrica continua tendo acréscimo de R$ 1,885 a cada 100 kWh.

A manutenção da bandeira amarela, ativa desde o mês de abril, reflete condições menos favoráveis de geração no País, típicas do período seco, quando há redução nos níveis dos reservatórios das hidrelétricas e necessidade de acionamento de usinas termelétricas, que possuem custo mais elevado.

O sistema de bandeiras tarifárias permite ao consumidor acompanhar, em tempo real, as condições de geração e seus impactos nos custos da energia elétrica. A medida reforça a transparência tarifária e incentiva o uso consciente da energia.

Diante desse cenário, a Agência reforça a importância da adoção de hábitos eficientes de consumo para evitar desperdícios e contribuir para a economia doméstica e a sustentabilidade do setor elétrico.

Fonte: ANEEL

Na pauta, o planejamento e desenvolvimento de cartilha educativa com direitos e deveres do consumidor.

Abordamos nossa ida ao Cide e diversos assuntos ligados a qualidade da distribuição de energia no estado da Bahia.

Projeto também incentivará aumento da participação de engenheiras eletricistas operações da distribuidora.

A Agência de Cooperação Internacional do Japão (JICA) assinou contrato de financiamento com a Neoenergia Coelba, concessionária de distribuição de energia elétrica na Bahia, no valor de R$ 764 milhões. A operação marca o primeiro empréstimo da JICA no mundo vinculado a indicadores de desempenho de Sustentabilidade (Sustainability-Linked Loan-SLL), além de inaugurar a aplicação do Framework de Financiamentos Sustentáveis desenvolvido para cofinanciamento com o MUFG Bank, um marco inédito na atuação da instituição. Os recursos serão destinados à modernização da rede de distribuição de energia elétrica no estado, com foco no aumento da eficiência energética e no reforço na qualidade do fornecimento em uma das regiões brasileiras com maior potencial de crescimento socioeconômico.

O financiamento contribui para a mitigação das mudanças climáticas e está alinhado ao contexto da 30ª Conferência do Clima da ONU (COP30), realizada no Brasil em novembro de 2025, como parte dos esforços de cooperação com o país anfitrião. A expectativa é que o acordo fortaleça ainda mais as relações bilaterais entre Brasil e Japão, construídas ao longo de mais de 130 anos, e consolide uma parceria estratégica global baseada em laços históricos de cooperação.

O projeto também está alinhado à Iniciativa MIDORI (sigla em inglês para: Missão para o Desenvolvimento Inclusivo por meio do Investimento Responsável), lançada na COP 30, para promover o investimento da JICA na área de mudanças climáticas, como energias renováveis, eficiência energética, meio ambiente, agricultura, biodiversidade, água, saneamento e gestão de resíduos.

“A formalização de mais uma operação com a JICA e MUFG consolida uma parceria estratégica de longo prazo e reforça o protagonismo da Neoenergia no financiamento sustentável. Ser a primeira companhia escolhida globalmente pela JICA para acessar um financiamento com metas de sustentabilidade evidencia a consistência da nossa estratégia e o compromisso estrutural com a transição energética, ao mesmo tempo em que viabiliza investimentos relevantes na modernização da infraestrutura elétrica da Bahia”, afirma Eduardo Capelastegui, CEO da Neoenergia.

Mais de 6,9 milhões de clientes – o equivalente a cerca de 15 milhões de habitantes – são atendidos pela Neoenergia Coelba, empresa da Neoenergia, no estado da Bahia.

Beneficiário

Neoenergia Coelba

País (região alvo)

Brasil

Valor do empréstimo

R$ 764 milhões

Nome do projeto

Projeto de Melhoria da Distribuição de Energia Limpa no Nordeste

Objetivo do projeto

O projeto visa financiar os investimentos de capital necessários para o fortalecimento da rede de distribuição de energia elétrica, ao mesmo tempo em que incorpora incentivos de taxa de juros atrelados aos avanços da Neoenergia Coelba na digitalização de seu sistema e no aumento da participação de engenheiras eletricistas em suas operações.

Por meio dessas medidas, a iniciativa busca reduzir as perdas técnicas, elevar a eficiência energética e aprimorar a estabilidade do fornecimento de energia em uma região onde as fontes renováveis desempenham papel fundamental. Dessa forma, o projeto contribui, simultaneamente, para a mitigação das mudanças climáticas e para a promoção da igualdade de gênero no setor elétrico.

Resumo do projeto

Os recursos do empréstimo da JICA serão destinados para apoiar o reforço da rede de distribuição da Neoenergia Coelba e os investimentos no estado da Bahia durante os anos de 2026 e 2027.

Contribuição para os ODS 

ODS 5 – Igualdade de Gênero

ODS 7 – Energia Acessível e Limpa

ODS 10 – Redução das Desigualdades

ODS 13 – Ação Climática

ODS 17 – Parcerias para a Implementação dos Objetivos

O projeto constitui a primeira aplicação do Framework para Financiamentos Sustentáveis introduzido em julho de 2025 para o cofinanciamento entre o MUFG Bank e a JICA. O framework recebeu parecer de uma organização externa independente, confirmando a sua conformidade com os princípios de financiamento sustentável reconhecidos internacionalmente, incluindo os Princípios dos Empréstimos Verdes e os Princípios dos Empréstimos Sociais estabelecidos pela Loan Market Association (LMA), pela Loan Syndications and Trading Association (LSTA).

Fonte: Neoenergia

Amais nova das iniciativas tomadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para modernização das tarifas do setor elétrico entra em consulta pública na próxima segunda-feira, 8 de junho. A Agência estuda trocar a franquia mínima pela disponibilidade da energia, paga desde 1975 por consumidores de baixa tensão, por um encargo fixo mensal. A cobrança mínima, regra atual, é uma quantia acrescentada à conta de luz quando o consumo mensal de energia de um imóvel é inferior ao considerado mínimo para custear o transporte de energia até ele – o equivalente ao consumo de 30 quilowatts-hora (kWh) para unidades monofásicas, 50 kWh para bifásicas e 100 kWh, para trifásicas.

Na regra em vigor, os serviços comerciais, como leitura e emissão da fatura, estão na tarifa de energia elétrica e são pagos por todos os consumidores conforme a quantidade de energia consumida. Como são recuperados proporcionais ao consumo, cada consumidor paga valores diferentes para estes custos. Ocorre que esses custos não dependem da quantidade de energia consumida. A entrega e a emissão da fatura custam o mesmo para a distribuidora se o consumo for 50 kWh ou 1.000 kWh em um mês.

Na documentação relacionada à Consulta Pública nº 16/2026, as áreas técnicas da ANEEL argumentam que os serviços comerciais são um custo fixo, independente do volume de energia utilizada, mas que está sendo pago pelos consumidores de modo desigual – quem consome mais energia arca com um valor muito maior do que quem usa menos, pois esse custo está embutido no valor do quilowatt-hora. Assim, a consulta pública da ANEEL propõe que a remuneração de serviços comerciais seja separada da tarifa e passe a compor um encargo fixo mensal. Foram realizadas simulações do impacto individualizada por distribuidora. No site da Consulta Pública será disponibilizado acesso ao relatório com as simulações e seus impactos.

De acordo com a proposta em análise na consulta pública, o encargo será pago por todos os consumidores de baixa tensão, com exceção de dois grupos, que continuariam com o modelo atual de cobrança mínima pela disponibilidade:

• Atendidos pela Tarifa Social de Energia Elétrica;
• Consumidores incluídos no Sistema de Compensação de Energia Elétrica, aquele que permite que micro e minigeradores (consumidores que geram energia) lancem energia na rede elétrica e recebam créditos.

A vantagem dessa mudança, argumenta a ANEEL é deixar mais transparente o valor direcionado à manutenção do atendimento comercial, separando-o da parcela referente ao uso da energia. Separar a remuneração de serviços comerciais e o valor pago pela energia facilita que novas modalidades de tarifa sejam implantadas, atendendo as diferentes necessidades apresentadas pelos consumidores nos últimos anos.

Como enviar sugestões para a consulta pública

A Consulta Pública nº 16/2026 estará disponível para contribuições entre 8 de junho e 8 de setembro de 2026, pelo e-mail: cp016_2026@aneel.gov.br. O relatório de Análise de Impacto Regulatório e outros documentos disponíveis sobre o tema serão publicados no dia 8/6 na área de Consultas Públicas no portal da ANEEL.

Perguntas frequentes sobre o encargo de serviços comerciais em estudo

1. O que a ANEEL está propondo mudar na conta de luz?

A proposta é substituir o atual modelo de “franquia mínima” (onde o consumidor paga um valor mínimo baseado em uma quantidade de energia, mesmo que não a use) por uma cobrança fixa mensal em reais. Essa taxa seria dimensionada para cobrir os serviços comerciais da distribuidora, como a leitura do medidor e o envio da conta, que independem do consumo de energia.

• Como funciona atualmente: unidades consumidoras monofásicas, bifásicas e trifásicas pagam, respectivamente, franquia mínima de 30 kWh, 50 kWh e 100 kWh.
• Qual a alternativa estudada: o custo comercial seria uma cobrança fixa, em R$ por unidade consumidora por mês.

2. Por que mudar o sistema atual?

Atualmente, os custos para manter o atendimento ao cliente e processar as contas são incluídos no preço de cada quilowatt-hora (kWh) consumido. Isso gera uma distorção: quem consome muita energia acaba pagando mais por um serviço (como a leitura do medidor) que custa o mesmo para todos.

3. O que são exatamente esses “custos comerciais”?

São os gastos que a empresa tem apenas para manter você como consumidor “ativo” no sistema, não importando se você ligou uma lâmpada no mês ou não. Isso inclui:

• Leitura do medidor de energia;
• Emissão e entrega da fatura (impressa ou digital);
• Investimento e manutenção do medidor de energia.

4. A ANEEL está criando um custo novo?

Não. Os custos comerciais já estão na tarifa de energia elétrica e são pagos pelos consumidores na parcela volumétrica da tarifa.

A proposta é destacar este custo e cobrá-lo de uma maneira diferente, mais adequada.

5. Por que o modelo de “franquia mínima” atual é considerado ruim?

A franquia mínima (pagar por 30, 50 ou 100 kWh sem consumo correspondente) pode incentivar o desperdício, já que para quem consome abaixo do limite, usar um pouco mais de energia não aumenta o valor da conta. Além disso, os valores atuais da franquia são considerados “convenções normativas” e não refletem o custo real do serviço prestado.

6. A conta de luz pode aumentar para quem consome pouco?

Não necessariamente, mas existe esse risco, chamado de “regressividade”. Para famílias de baixa renda que consomem muito perto da franquia mínima, uma taxa fixa pode pesar mais no orçamento. Por isso, são discutidas soluções, tais como: não aplicar a tarifa fixa para a subclasse residencial de baixa renda e implementar a mudança de forma gradual para evitar choques nos valores das contas de energia.

7. Como isso afeta quem tem energia solar (Micro ou Minigeração Distribuída)?

Atualmente, consumidores com energia solar conseguem reduzir muito o valor da conta, o que às vezes faz com que eles contribuam muito pouco para a infraestrutura comercial que continuam utilizando. A nova tarifa fixa garante que esses usuários também paguem pelos serviços comerciais da distribuidora, de forma isonômica com os demais consumidores. Contudo, diante da análise realizada, a proposta é aplicar a tarifa fixa após o período de transição da Lei 14.300/2022.

8. Quais são os próximos passos para essa mudança acontecer?

A proposta faz parte de um plano maior chamado “Plano de Revisão do Modelo Tarifário”. O tema já passou por discussões públicas e consultas para colher sugestões da sociedade. A implementação definitiva deve ocorrer em conjunto com outras melhorias tecnológicas, como a instalação de medidores inteligentes e a digitalização das faturas. Trata-se de uma estratégia da ANEEL para oferecer mais modalidades tarifárias aos consumidores, ao mesmo tempo em que torna os sinais de preços mais precisos e eficientes.

Fonte: ANEEL

A Diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) decidiu hoje (2), durante Reunião Pública Ordinária, aprovar a regulamentação dos Sistemas de Armazenamento de Energia. O Diretor Willamy Frota apresentou voto vista, em que acompanhou grande parte do voto do Diretor Relator Fernando Mosna no que se refere à outorga dos sistemas de armazenamento; aos modelos de exploração da atividade; à remuneração e ao empilhamento de serviços e à racionalização contratual dos acessos à rede.

Em relação à cobrança pelo uso da rede, Frota propôs uma solução intermediária para a tarifação: nos Sistemas de Armazenamento de Energia (SAEs) autônomos, totalmente controlados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), propôs um tratamento diferenciado, com redução dos encargos de consumo. Já para os Sistemas de Armazenamento de Energia com operação livre, propôs manutenção das regras atuais de contratação e pagamento pelo uso da rede.

De acordo com o voto-vista aprovado pela maioria do colegiado, no caso dos SAEs que aceitarem ser totalmente despachados pelo ONS, o Operador definirá integralmente quando carregar e descarregar as baterias e o armazenamento vai operar de forma alinhada às necessidades do sistema. Assim, o agente  poderá contratar o Montante de Uso do Sistema de Transmissão de geração (MUSTg) de acordo com a máxima potência injetável e o MUSTc-C de consumo  igual a zero, dado que o ONS definirá os melhores momentos para a recarga sem impactar o sistema. Desse modo, o encargo de uso a ser pago por esses agentes será formado apenas sobre a parcela de geração, sendo este o sinal econômico para a localização dos empreendimentos. Com efeito, as tarifas de transmissão serão calculadas considerando tal situação contratual, sem comprometer a arrecadação  das concessionárias de transmissão.

Segundo a decisão, a proposta está alinhada com o modelo defendido pelo Ministério de Minas e Energia para os futuros leilões de baterias, nos quais o ONS terá papel central na coordenação da operação dos sistemas de armazenamento. Ainda de acordo com a decisão, o ONS deverá publicar anualmente mapas indicando os melhores pontos de conexão para instalação de baterias e apresentar, em até 180 dias, propostas de adequação dos Procedimentos de Rede para incorporar as novas regras.

Os Sistemas de Armazenamento de Energia aumentam a flexibilidade do sistema elétrico; reduzem o acionamento de usinas térmicas; facilitam a integração de fontes renováveis e contribuem para a segurança operativa do Sistema Interligado Nacional (SIN).

A segunda fase da Consulta Pública nº 39/2023 sobre o assunto recebeu 652 sugestões de 70 participantes entre 12/12/2024 e 30/01/2025.

Fonte: ANEEL