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

Também foram apresentadas as perspectivas e impactos que esse ciclo de investimentos representa para o desenvolvimento econômico da Bahia.

Na ocasião, o LIDE Bahia oficializou, uma parceria com o Palacete Tira-Chapéu, que passa a ser o novo endereço dos encontros promovidos pela entidade empresarial em Salvador. O anúncio ocorreu durante um almoço-debate realizado em parceria com a Neoenergia Coelba, reunindo empresários, executivos e lideranças no casarão localizado na Rua Chile, no Centro Histórico da capital baiana.

Foi mais uma oportunidade do Conselho representar todos os consumidores da Bahia.

Texto: Ascom CCEC

Foto: BahiaEconômica

Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) inaugurou hoje (20), em São Paulo, o escritório da Gerência Regional de Fiscalização Sudeste. A cerimônia foi realizada no Auditório da Anatel na capital paulista e contou com a presença das seguintes autoridades: Sandoval Feitosa, Diretor-Geral da ANEEL; Gentil Nogueira, Diretor da ANEEL; Marisa Maia de Barros, Subsecretária de Energia e Mineração do Estado de São Paulo; José Borges da Silva Neto, Superintendente de Competição da ANATEL; Jaqueline Godoy, Gerente de Fiscalização da Distribuição da ANEEL, e Gustavo Nery, Gerente Regional de Fiscalização da Região Sudeste da ANEEL. Além das autoridades, também estavam presentes servidores da Agência e profissionais da imprensa. Ao final da solenidade, houve um momento simbólico de corte da faixa inaugural, celebrando oficialmente a abertura do novo espaço.

O diretor-geral, Sandoval Feitosa, destacou que a região Sudeste tem uma importância singular para o setor elétrico brasileiro. “Estamos falando da região mais populosa do Brasil, com 84,8 milhões de habitantes, o que representa 41,8% da população brasileira, segundo o Censo 2022. Em outras palavras: mais de quatro em cada dez brasileiros vivem nos quatro estados atendidos por esta Gerência Regional — São Paulo, Minas Gerais, Rio de Janeiro e Espírito Santo. E, quando olhamos para o consumo de energia, a relevância do Sudeste se torna ainda mais evidente. O Anuário Estatístico de Energia Elétrica da EPE aponta que o Sudeste foi responsável por 47,8% da energia elétrica consumida no Brasil em 2024”, ressaltou.

Diante da importância do Sudeste para o país, Feitosa reiterou que o escritório será um ponto de presença técnica da Agência na região. “Será um espaço de articulação, acompanhamento, fiscalização e diálogo institucional. Será também um instrumento para aproximar a ANEEL das necessidades locais e para apoiar a construção de respostas mais rápidas e efetivas”, pontuou.

A previsão é de que a Neoenergia Coelba invista R$ 24,7 bilhões entre 2026 e 2030 – o incremento é de 70% em relação ao ciclo anterior;

Fabiana Lopes é uma das principais lideranças femininas no segmento de energia no Brasil e esteve, desde 2023, à frente da Neoenergia Cosern (RN), considerada a melhor distribuidora do Brasil pela Abradee em 2023 e 2025;

Fonte: Neoenergia Coelba

Um novo ciclo bilionário de investimentos está garantido para ampliar e fortalecer a rede de distribuição de energia elétrica na Bahia. O Ministério de Minas e Energia (MME) assinou, na última sexta-feira (8/5), o contrato de prorrogação antecipada da concessão da Neoenergia Coelba até 2057, com a presença do ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira; do CEO da Neoenergia, Eduardo Capelastegui; e do então diretor-presidente da Neoenergia Coelba, Thiago Guth.

“A antecipação da prorrogação do contrato da Neoenergia Coelba reconhece nosso desempenho na realização de uma gestão responsável, traz consigo condições ainda mais favoráveis para a implementação de melhorias na qualidade do fornecimento de energia elétrica no estado da Bahia e reflete a estratégia de longo prazo do grupo Neoenergia no setor elétrico brasileiro”, comenta Thiago Guth, até então diretor da Neoenergia Coelba, que agora assume a diretoria executiva de distribuição de energia do grupo em todo o Brasil.

Este novo ciclo marca, ainda, a mudança da liderança da distribuidora na Bahia para Fabiana Lopes como diretora-presidente, que chega anunciando um montante de investimentos recorde: “É com enorme satisfação e alegria que abraço esta nova etapa da minha trajetória, de liderar a Neoenergia Coelba em um momento histórico para a companhia. Além de renovarmos antecipadamente a concessão, anunciamos um novo ciclo de R$ 24,7 bilhões, nos próximos cinco anos. É um incremento de 70% em relação ao ciclo anterior, o que fortalece nosso compromisso com o desenvolvimento social e econômico da Bahia”. 

Fabiana esteve, desde 2023, à frente da Neoenergia Cosern (RN), onde consolidou sua trajetória, reforçando o papel fundamental da liderança feminina em setores estratégicos para o desenvolvimento do país. Baseada em competência técnica e relacional, visão estratégica e gestão de excelência, Fabiana levou a Neoenergia Cosern a receber diversos reconhecimentos pela qualidade do serviço prestado, figurando entre as distribuidoras mais bem avaliadas em indicadores regulatórios e de satisfação do cliente na avaliação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Em 2023 e 2025, a Cosern foi considerada a Melhor Distribuidora do Brasil pela ABRADEE (Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica).

A prorrogação da concessão por mais 30 anos é resultado de um rigoroso processo de avaliação conduzido em âmbito federal pela Aneel, responsável por estabelecer metas e critérios de qualidade para as distribuidoras. A Neoenergia Coelba superou ou cumpriu integralmente todos os requisitos previstos no decreto que rege a renovação. O novo contrato de concessão prevê regras de desempenho ainda mais rigorosas, e tem como objetivo aprimorar a prestação do serviço, inclusive com maior resiliência das redes elétricas para o enfrentamento de eventos climáticos severos. “Com esta renovação, asseguramos a execução de obras estruturantes, modernização da rede elétrica e entrega de um serviço com melhor qualidade, alinhado às expectativas da sociedade baiana”, complementa Fabiana Lopes.

Mais energia para a Bahia

O volume de investimentos 2026-2030 será direcionado para a eletrificação da economia baiana, impactando positivamente também os demais aspectos da sociedade: desde os serviços públicos até a qualidade de vida dos clientes residenciais.

O montante de R$ 24,7 bilhões será estrategicamente investido entre 2026 e 2030:

• Aumento da Capacidade Energética – R$ 7 bilhões
• Melhoria da qualidade – R$ 5,8 bilhões
• Novas Ligações – R$ 9,2 bilhões
• Tecnologia e infraestrutura operacional – R$ 2,7 bilhões

Entre outras melhorias, os recursos serão aportados na construção ou ampliação de 126 subestações elétricas e implantação de 44.717 km de linhas de alta e média tensão. A projeção é de que serão injetados mais de 2.974 MVA de potência para atender às demandas energéticas no estado, volume 37% superior ao sistema atual.

Histórico recente de investimentos da Neoenergia Coelba

Está em pleno curso um plano de investimentos de R$ 13,3 bilhões na Bahia, entre 2024 e 2027, que inclui a entrega de 29 novas subestações elétricas e ampliação de mais 55 subestações. Mais de 50% do valor já foi implementado – entre 2024 e 2025 foram aportados R$ 6,9 bilhões na ampliação e no fortalecimento da rede de distribuição, garantindo maior confiabilidade, eficiência e resiliência ao sistema elétrico. Além disso, a distribuidora investiu no aprimoramento da gestão, comunicação recorrente com os segmentos governamentais e econômicos, como o agronegócio, turismo e distritos industriais, para o melhor dimensionamento das demandas e atendimento à necessidade de energia em um estado que não para de crescer.

Investimentos e indicadores reconhecidos nacionalmente (Aneel e ABDIB)

Pelo segundo ano consecutivo (2024 e 2025), a Neoenergia foi a empresa de energia elétrica que mais investiu em infraestrutura no Brasil. De acordo com levantamento da Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústrias de Base (ABDIB), a companhia aplicou R$ 10,1 bilhões em 2025, direcionando a maior parte do recurso para a Bahia.

Do total aplicado no negócio de distribuição (R$ 6,5 bilhões), R$ 3,5 bilhões foram investidos por meio da Neoenergia Coelba em 2025 – 22% a mais em relação ao ano de 2024. O recurso foi aplicado na expansão, modernização e digitalização das redes elétricas.

A Neoenergia Coelba também foi reconhecida pela Aneel como uma das distribuidoras de energia que mais evoluíram em desempenho no Brasil em 2025 – foi a segunda maior evolução do país no Ranking de Continuidade do Fornecimento de Energia, subindo 5 posições em relação às demais distribuidoras. O ranking da Aneel avaliou o tempo que os consumidores tiveram energia disponível ao longo de 2025, com base no Desempenho Global de Continuidade (DGC), índice que leva em consideração o tempo médio que cada cliente ficou sem energia e a frequência média de interrupções. Os indicadores atingiram o melhor resultado da história da Neoenergia Coelba em 2025: a diminuição na duração das interrupções (DEC) foi de 13%, enquanto a frequência das interrupções diminuiu 24% no período, em comparação com 2023.

Evolução na operação e no atendimento

Ao longo de mais de duas décadas de atuação na Bahia, a Neoenergia Coelba adotou iniciativas inovadoras e avanços tecnológicos, incrementou a modernização e digitalização da rede elétrica, o que permite controle automatizado e reconfigurações remotas e maior agilidade no restabelecimento do fornecimento.

Os canais de atendimento ao cliente passaram por um amplo processo de digitalização. Novos canais de relacionamento, como WhatsApp e aplicativos, ampliaram o acesso e a comodidade para os clientes. As 29 lojas de atendimento foram modernizadas, proporcionando uma experiência mais confortável, humanizada e eficiente no atendimento presencial. Os demais 390 pontos credenciados estão passando por melhorias. A evolução no atendimento também foi reconhecida através dos indicadores de qualidade revelados em pesquisas da Aneel: a Neoenergia Coelba evoluiu na pontuação, progredindo no ranking e obtendo a melhor posição dos últimos 5 anos.

Inclusão social através do acesso à energia, Tarifa Social e Eficiência Energética

A Neoenergia Coelba segue comprometida com a universalização do acesso à energia elétrica na Bahia. Desde o início do programa Luz para Todos no estado, em 2004, foram realizadas mais de 716 mil ligações, com investimentos de R$ 7,8 bilhões, beneficiando cerca de 2,2 milhões de pessoas. O programa continua em sua 12ª etapa, que prioriza comunidades de baixa renda, quilombolas e povos originários com investimento de R$ 1,1 bilhão e atendimento a cerca de 30 mil famílias.

Além disso, está a ampliação do número de beneficiários da Tarifa Social de Energia Elétrica, que, pelas regras atuais, garante isenção no pagamento da fatura para famílias com consumo mensal de até 80 kWh. Atualmente, cerca de 1,8 milhão de clientes estão cadastrados no programa na Bahia.

Outra frente prioritária é o Programa de Eficiência Energética, regulado pela Aneel: desde a sua criação, em 2008, foram investidos R$ 524 milhões na Bahia, beneficiando milhares de famílias com projetos que incentivam o uso consciente da energia, promovendo redução no valor da conta e contribuindo para a preservação ambiental.

Segundo a entidade, o setor enfrenta disputas contratuais, cobranças consideradas
abusivas e falta de responsabilização sobre ocupações irregulares, cenário que
compromete a conectividade, especialmente em regiões remotas.

O tema será debatido durante o Abrint Global Congress, realizado entre 5 e 8 de maio
em São Paulo, que deve reunir cerca de 45 mil participantes de 40 países.
O ministro das Comunicações, Frederico de Siqueira Filho, reforçou que o governo
busca avançar em soluções para gargalos históricos da infraestrutura digital e destacou o
papel estratégico dos provedores regionais na inclusão digital e na ampliação do acesso
à internet no país.

(com Estadão)

Fonte: ANEEL

Por: Daniel Pansarella

Diante das transformações impulsionadas pela transição energética, pela crescente participação de recursos energéticos distribuídos e pela digitalização das redes, a adoção de tarifas com diferenciação horária surge como um instrumento capaz de promover maior sinergia entre os custos do sistema, a operação da rede e as decisões de consumo dos usuários. O objetivo é claro: criar sinais econômicos que incentivem o deslocamento da demanda para períodos de melhor atendimento da carga, contribuindo
para a eficiência sistêmica no longo prazo.

No Brasil, a Tarifa Branca representa a atual opção de modalidade tarifária horária aplicável aos consumidores de Baixa Tensão (Grupo B). Estruturada em três postos tarifários — Ponta, Intermediária e Fora de Ponta —, ela foi concebida para refletir as variações horárias do custo de fornecimento de energia. Contudo, apesar de vigente desde 2010 no modelo opt-in (adesão voluntária), a adesão tem sido pífia. Dados recentes indicam que menos de 0,1% das unidades elegíveis optaram por essa
modalidade. Diante desse cenário, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) colocou em discussão, por meio da Consulta Pública nº 046/2025, a aplicação automática da Tarifa Branca para consumidores com consumo mensal igual ou superior a 1 MWh.

A proposta de migração automática, no entanto, exige cautela regulatória. Modelos compulsórios tendem a ampliar assimetrias informacionais e a reduzir a liberdade de escolha do consumidor. Quando a mudança ocorre sem o devido período de adaptação e sem uma comunicação adequada, a alteração tarifária pode ser percebida mais como um aumento na fatura do que como um instrumento de eficiência energética. É fundamental considerar que parcela significativa do público-alvo — especialmente estabelecimentos comerciais e de serviços — apresenta limitada capacidade de deslocamento de consumo entre os diferentes postos horários. Para esses consumidores, a inflexibilidade operacional pode resultar em impactos predominantemente inflacionários, sem produzir
o deslocamento de carga pretendido.

O Desafio da Infraestrutura e a Necessidade de Transição
A ampliação da Tarifa Branca também esbarra em desafios operacionais e financeiros. A adoção massiva dessa modalidade exige sistemas de medição capazes de registrar o consumo por postos tarifários, o que implica na substituição de milhões de medidores.

Esse processo eleva os custos operacionais e administrativos para as concessionárias e pode gerar pressões adicionais sobre as tarifas. Portanto, o cronograma de evolução da política tarifária deve dialogar de forma consistente com o estágio de desenvolvimento da infraestrutura de medição no país, evitando a criação de assimetrias operacionais.
A alternativa viável é a adoção de modelo opt-out, no qual o consumidor é inicialmente enquadrado na nova modalidade, mas mantém o direito de retornar ao modelo anterior.
Evidências sugerem que esse arranjo pode alcançar níveis elevados de adesão sem eliminar a liberdade de escolha, constituindo uma alternativa mais equilibrada. Além disso, a implementação de um "período sombra" de 12 meses — semelhante ao utilizado na transição para o preço horário no mercado livre — permitiria que os consumidores conhecessem seu perfil de consumo e se adaptassem antes da cobrança efetiva.

A Interação com a Geração Distribuída e o Armazenamento 

Outro ponto crítico é a interação da Tarifa Branca com o Marco Legal da Micro e Minigeração Distribuída (Lei nº 14.300/2022). A aplicação automática da tarifa horária a unidades participantes do Sistema de Compensação de Energia Elétrica requer exame jurídico-regulatório específico. A lógica de compensação de créditos de energia pode gerar efeitos econômicos diferente sob a estrutura horária, exigindo que a
regulamentação preserve a segurança jurídica e a previsibilidade dos investimentos já realizados.
Nesse contexto, a modernização tarifária deve ser acompanhada de incentivos para a adoção de tecnologias habilitadoras, como os sistemas de armazenamento de energia. O armazenamento permite que a energia gerada em períodos de maior produção seja utilizada nos horários de pico, contribuindo para a eficiência da rede. A criação de mecanismos tarifários que reconheçam e valorizem o deslocamento do uso da energia por meio de baterias representa um avanço importante na evolução do arcabouço regulatório, alinhando os incentivos econômicos dos consumidores com os objetivos de
operação eficiente do sistema.
Por fim, a própria nomenclatura da tarifa merece revisão. Termos como “Tarifa Branca”, não comunicam de forma clara a lógica da modalidade. A adoção de uma denominação mais intuitiva, como “Tarifa por Horário de Consumo”, poderia aprimorar a compreensão dos usuários, favorecendo a aceitação e o engajamento. A modernização do setor elétrico brasileiro passa, necessariamente, por uma regulação que equilibre eficiência sistêmica, segurança jurídica e proteção ao consumidor.