A audiência também terá como finalidade apresentar e tratar das indicações de representantes das entidades representativas das classes de consumo residencial, comercial, industrial e rural, bem como demais entidades e órgãos interessados.

Salvador – BA, 2 de outubro de 2026

ROQUE BITTENCOURT LOPES

Presidente do Conselho de Consumidores de Energia Elétrica da Coelba – CCEC

O Conselho de Consumidores de Energia Elétrica da Coelba Neoenergia (CCEC), marcou presença no XV Encontro de Conselhos de Consumidores de Energia Elétrica do Nordeste, realizado em João Pessoa, na Paraíba. O encontro aconteceu no Sesc, entre os dias 24 e 25 deste mês.

O evento teve como tema Energia Para Um Futuro Sustentável: Mobilidade, Inovação e Escolhas do Consumidor foi promovido pelo Conselho de Consumidores de Energia Elétrica da Energisa e contou com a presença de entidades ligadas ao setor energético do país, como a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), ABRADEE e a participação de diversos conselhos do país.

Para a representante do CCEC, a conselheira da Classe Residencial Rute Veras, o evento trouxe muitos debates importantes. “É sempre muito bom participar dos encontros regionais, são assuntos relevantes para todas as classes consumidoras”, falou a conselheira.

Esteve presente também o suplente de conselheiro da Classe Industrial, o conselheiro Carlos Marden.

É o Conselho de Consumidores de Energia trabalhando por uma distribuição mais eficiente.

Contamos com a presença de diversos órgãos e autoridades para falarmos deste evento climático que vai trazer consequências para nosso cotidiano.

O evento foi realizado pelo Conselho de Consumidores de Energia Elétrica da Coelba em parceria com a Neoenergia e teve a presença de várias autoridades do setor energético baiano, além dos conselheiros e representantes da Neoenergia Coelba.

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