IECC 394
Regulação
Proposta de repasse de créditos de PIS/Cofins às tarifas após reforma
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) avaliará incorporar às tarifas os efeitos da reforma tributária sobre créditos de PIS/Pasep e Cofins de distribuidoras e transmissoras, em nota técnica que sugere resolução normativa e consulta pública de 15 dias. A principal proposta é reconhecer, por um componente financeiro, os créditos remanescentes de ativos adquiridos até 31 de dezembro de 2026, que ainda poderão ser aproveitados após a extinção das contribuições em 1º de janeiro de 2027, com parcela de projeção e outra de ajuste, atualizadas pela taxa Selic. Nas transmissoras, o ajuste ocorreria na próxima revisão periódica da Receita Anual Permitida (RAP). A nota também propõe calcular outras receitas das distribuidoras sobre base líquida de tributos. (MegaWhat – 14.10.2026)
Proposta de redução dos preços de contratos regulados com fim do PIS/Cofins
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) deve abrir consulta pública de 10 dias sobre redução de 3,65% ou 9,25%, conforme o regime tributário do vendedor, nos preços de contratos regulados formados antes de 16 de janeiro de 2025, a partir de 1º de janeiro de 2027, quando PIS/Pasep e Cofins serão extintos. Para preços definidos depois dessa data, a proposta não prevê redução adicional. A nota técnica, sob relatoria do diretor Gentil Nogueira, usa a alíquota nominal de cada regime e adota 9,25% se o vendedor não informar o dele; um preço de R$ 100/MWh passaria a R$ 90,75/MWh ou R$ 96,35/MWh. A medida alcança contratos de energia regulada, de reserva, de reserva de capacidade e do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa). (MegaWhat – 14.10.2026)
Previsão de R$ 1,18 bi em encargos para 14 distribuidoras no 3º quadrimestre
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) revisou, de ofício, previsões de três encargos setoriais que somam R$ 1,18 bilhão para 14 distribuidoras e permissionárias com processos tarifários no terceiro quadrimestre de 2026: Encargo de Potência para Reserva de Capacidade (Ercap), com R$ 584,92 milhões, Encargo de Energia de Reserva (EER), com R$ 573,15 milhões, e Encargo de Serviço do Sistema (ESS), com R$ 18,55 milhões. A Equatorial Goiás concentra o maior valor, de R$ 402,13 milhões, seguida por CEEE-D (R$ 241,77 milhões), Neoenergia Brasília (R$ 188,31 milhões), Equatorial Piauí (R$ 148,22 milhões) e Energisa Rondônia (R$ 130,26 milhões), que somam cerca de R$ 1,11 bilhão. Os valores serão considerados na cobertura tarifária. (MegaWhat – 14.10.2026)
Pampa Sul pede à Aneel suspensão de cobranças de R$ 20,45 milhões após temporal no RS
A usina termelétrica Pampa Sul, em Candiota (RS), pediu à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) medida cautelar para suspender os efeitos financeiros da impossibilidade de gerar energia, provocada pela indisponibilidade da rede de transmissão após o temporal que atingiu o Rio Grande do Sul. A empresa estima impactos de até R$ 20,45 milhões, sendo R$ 17,22 milhões de exposição no Mercado de Curto Prazo (MCP), dos quais R$ 5,12 milhões em setembro e R$ 12,02 milhões em outubro, e cerca de R$ 3,31 milhões em Encargos de Uso do Sistema de Transmissão (Eust), pela geração que não consegue realizar desde 21 de setembro, quando os circuitos C1 e C2 da linha de 525 kV Guaíba 3–Candiota 2 foram desligados. Segundo a Pampa Sul, suas instalações seguem disponíveis, e o retorno depende da recomposição da rede, de responsabilidade da Chimarrão Transmissora, prevista para 18 de outubro, e da autorização do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS); o ONS confirmou em carta de 29 de setembro que a usina não poderia ser religada e classificou a ocorrência como restrição elétrica imposta pela rede básica. A empresa afirma precisar disponibilizar recursos até 22 de outubro para a liquidação do mercado e pede proteção contra penalidades e inadimplência até a decisão final e irrecorrível na esfera administrativa. (MegaWhat – 13.10.2026)
Distrato de duas linhas da MEZ aprovado e redução da RAP em R$ 8,66 mi no RS
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou o distrato de duas linhas de transmissão da MEZ Energia no Rio Grande do Sul, arrematadas no primeiro leilão de transmissão de 2020, cujo prazo para entrada em operação comercial era 31 de março de 2026, o que reduz em R$ 8,66 milhões a Receita Anual Permitida (RAP), queda de 16,35% sobre os R$ 52,9 milhões do contrato. O pedido da transmissora, de recompor o equilíbrio econômico-financeiro ou fazer distrato parcial do contrato de concessão nº 3/2021, foi motivado pelas enchentes de maio de 2024, que, segundo a empresa, destruíram canteiros, danificaram materiais e elevaram custos. Saem do contrato a linha subterrânea Porto Alegre 1–Porto Alegre 9, em 230 kV, e a linha Capivari do Sul–Osório 3, em 230 kV, que poderão ser reavaliadas no planejamento setorial, com implantação possível após 2030; a MEZ 5 não terá direito a indenização pelos investimentos feitos nas instalações excluídas. A Aneel manteve a obrigação de implantar a linha Guaíba 3–Polo Petroquímico, de 230 kV, considerada necessária pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), e o atraso poderá levar à instauração de processo para recomendação de caducidade, segundo o voto do diretor Gentil Nogueira. (MegaWhat – 09.10.2026)
CPFL Piratininga terá reajuste médio de 5,41%
A Aneel homologou o reajuste tarifário anual da CPFL Piratininga, com efeito médio de 5,41% a partir de 23 de outubro de 2026. A distribuidora atende aproximadamente 2 milhões de unidades consumidoras na região de Sorocaba, em São Paulo. Os consumidores de alta tensão terão aumento médio de 11,67%, enquanto os de baixa tensão enfrentarão elevação de 2,62%. O resultado inclui impacto de 3,66% da atualização dos custos regulatórios das Parcelas A e B, acréscimo de 1,32% por novos componentes financeiros e redução de 0,42% pela retirada de valores do ciclo anterior. Os encargos setoriais contribuíram com 1,87%, influenciados pela CDE Uso, enquanto a aquisição de energia acrescentou 1,12%. A agência rejeitou pedido da distribuidora para transferir R$ 138 milhões de impacto tarifário para 2027, por não atender aos critérios regulatórios. O contrato de concessão da empresa foi prorrogado por 30 anos em maio de 2026, com vigência até outubro de 2058. (Agência CanalEnergia - 14.10.2026)
Antecipação de R$ 274,5 mi da repactuação da UBP é negado à Equatorial Piauí
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) negou à Equatorial Piauí o pedido cautelar para receber antecipadamente R$ 274,5 milhões da repactuação de parcelas de Uso de Bem Público (UBP), antes da conclusão do reajuste tarifário de 2026, previsto para 2 de dezembro. No voto, a diretora Ludimila Lima concluiu que a distribuidora não tem direito à antecipação, pois a sistemática de repasse já havia sido definida pela diretoria e não foi contestada por recurso; o indeferimento não elimina o direito aos recursos, que serão transferidos após a homologação do processo tarifário e a definição do valor. A empresa estimava prejuízo de R$ 8,66 milhões aos consumidores entre setembro e dezembro, variação tarifária média de cerca de 0,24%, enquanto a Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica (STR) da Aneel calculou benefício líquido de R$ 1,32 milhão com a antecipação integral. O valor é preliminar: a Aneel homologou o Efeito Tarifário Limite Equilibrado Preliminar de 6,53% e R$ 5,48 bilhões em recursos de UBP para as distribuidoras beneficiárias, e o montante final depende do reajuste, de uma Revisão Tarifária Extraordinária de R$ 399,90 milhões e de pedido da Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica (Abrage) sobre a correção monetária. (MegaWhat – 09.10.2026)
Aneel rejeita recurso de Echoenergia e Voltalia sobre cortes
A diretoria da Aneel negou recurso de Echoenergia e Voltalia contra o Despacho nº 1.546/2025 e manteve a classificação dos cortes de geração eólica nos conjuntos de Serra do Mel, no Rio Grande do Norte, como restrições por confiabilidade elétrica. As empresas defendiam que atrasos na entrada em operação de instalações de transmissão fossem tratados como indisponibilidade externa, possibilitando enquadramento regulatório distinto. O voto final foi apresentado pelo diretor-geral Sandoval Feitosa, após pedido de vista realizado em agosto de 2026. Segundo a área técnica, a classificação pretendida somente alcança ativos de transmissão já em operação comercial, enquanto os riscos de atraso das obras permanecem sob responsabilidade dos geradores. A decisão também considerou divergências nos modelos operacionais informados pelas usinas, identificadas após perturbação ocorrida em 15 de agosto de 2023. Com isso, permanece válida desde 1º de setembro de 2023 a classificação original dos eventos, sem reclassificação retroativa para fins de compensação. (Agência CanalEnergia - 14.10.2026)
Aneel reconhece ajuste de R$ 1,2 mi para Neoenergia Cosern
A Aneel acolheu pedido de reconsideração da Neoenergia Cosern contra a Resolução Homologatória nº 3.573/2026, reconhecendo erro material no cálculo de subsídios considerados no reajuste tarifário anual da distribuidora. A correção corresponde a R$ 1,2 milhão, em valores de abril de 2026, e será incorporada ao processo tarifário de 2027, com atualização pelo IGP-M. A inconsistência ocorreu na apuração do subsídio destinado a irrigantes e aquicultores, após mudanças no tratamento dos valores relativos às fontes incentivadas previstas na Ordem de Correção STR 20/2025. Segundo a concessionária, os montantes deveriam integrar apenas o total de subsídios apurado pelo mercado, mas foram contabilizados também na reversão da previsão de subsídios. A duplicidade provocou distorções nos repasses da CCEE previstos entre abril de 2026 e março de 2027. A Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica confirmou o erro após auditoria da memória de cálculo, fundamentando a decisão relatada pelo diretor Willamy Moreira Frota. (Agência CanalEnergia - 14.10.2026)
Aneel pode condicionar medidores inteligentes a custo-benefício positivo
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) poderá obrigar as distribuidoras a instalar medidores inteligentes apenas quando a análise de custo-benefício indicar ganhos econômicos superiores aos custos, segundo nota técnica da área técnica no âmbito da Consulta Pública nº 001/2026, que recomenda uma terceira fase de 45 dias. A proposta mantém a alternativa A4: as distribuidoras farão análises conforme diretrizes do Ministério de Minas e Energia (MME), a primeira até 29 de fevereiro de 2028; se positiva, terão 180 dias para enviar o plano de implantação, sem aprovação prévia. A fatura digital seria o padrão para quem receber o medidor. EDP, Enel, Energisa, Light e Copel se opuseram à obrigatoriedade; CPFL, Neoenergia e Equatorial a apoiam. (MegaWhat – 15.10.2026)
Aneel mantém classificação de curtailment e nega recursos de geradoras
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) rejeitou recursos de Auren, CPFL, Echoenergia, Elera Renováveis, Engie Brasil Energia, Spic e Voltalia para reclassificar cortes de geração renovável associados a atrasos em instalações de transmissão no Ceará e no Rio Grande do Norte, mantendo a classificação por confiabilidade elétrica adotada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). As empresas argumentavam que ativos de transmissão licitados deveriam ser considerados existentes, equiparando o atraso à indisponibilidade externa. Segundo a Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica (SGM), essa classificação pressupõe instalações já em operação comercial, e os riscos da transmissão acompanham os geradores desde o parecer de acesso. (MegaWhat – 14.10.2026)
Aneel mantém classificação de cortes de geração renovável
A Agência Nacional de Energia Elétrica rejeitou recursos administrativos apresentados por Elera Renováveis, Auren, SPIC Brasil, Voltalia Energia, Engie Brasil e CPFL Renováveis contra a classificação de restrições de geração ocorridas no Ceará e no Rio Grande do Norte. As empresas pretendiam enquadrar os cortes associados ao atraso de obras de transmissão como indisponibilidade externa, mas a diretoria manteve a classificação por confiabilidade elétrica estabelecida no Despacho nº 1.545/2025. A decisão acompanhou voto-vista do diretor-geral Sandoval Feitosa e o entendimento da diretora Agnes da Costa. Segundo a área técnica, a indisponibilidade externa somente se aplica a instalações de transmissão que já tenham iniciado operação comercial. Assim, atrasos de empreendimentos ainda não concluídos integram os riscos assumidos pelos geradores desde a emissão do parecer de acesso. A Aneel também considerou que informações operacionais divergentes fornecidas pelas empresas contribuíram para agravar as restrições registradas desde setembro de 2023. (Agência CanalEnergia - 13.10.2026)
Aneel eleva custo médio da energia regulada em 22,89%
A Aneel fixou em R$ 421,15/MWh o custo médio da energia e potência comercializadas pelas distribuidoras no Ambiente de Contratação Regulada para 2027, valor 22,89% superior aos R$ 342,71/MWh definidos para 2026. A elevação reflete principalmente o aumento dos custos de aquisição de energia, associado ao maior despacho termelétrico e aos efeitos das bandeiras tarifárias em 2025. O componente de compra de energia alcançou R$ 270,73/MWh, alta de 13,02%. O custo de transporte chegou a R$ 65,00/MWh, crescimento de 32,59%, enquanto os encargos setoriais somaram R$ 36,55/MWh, avanço de 15,21%. A metodologia considerou 70% dos custos de transporte e encargos, conforme a regra de transição da Lei nº 14.120/2021. O cálculo também incorporou receitas de bandeiras tarifárias e recursos da CDE Eletrobras como redutores de despesas, mas excluiu CDE Uso e CDE GD. A redução da energia requerida contribuiu para ampliar o indicador. (Broadcast Energia - 14.10.2026)
Pauta da 21ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2026
A pauta da 21ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da Aneel, convocada para 20 de outubro de 2026, reúne 31 processos com temas relevantes para a regulação do setor elétrico, sob relatoria dos diretores Willamy Moreira Frota, Gentil Nogueira de Sá Júnior, Agnes Maria de Aragão da Costa, Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva e Ludimila Lima da Silva. Entre os destaques estão o resultado da Revisão Tarifária Periódica da Neoenergia Brasília, propostas de abertura de consultas públicas para avaliar os impactos da Reforma Tributária nas bases de remuneração, contratos regulados, comercialização de energia e encargos setoriais, além do resultado da Consulta Pública nº 7/2025 sobre abertura do mercado para consumidores do Grupo A e instituição do Open Energy e da atualização das regras de compartilhamento de postes entre distribuidoras e empresas de telecomunicações. A diretoria também analisará recursos e pedidos de reconsideração envolvendo micro e minigeração distribuída, custos extraordinários de atendimento energético no Amazonas, eventos climáticos, constrained-off, Parcela Variável por Indisponibilidade – PVI, acesso à transmissão, outorgas de geração e reforços com estabelecimento de Receita Anual Permitida – RAP, além de medida cautelar da UTE Pampa Sul. Em bloco, serão apreciados temas como prestação de contas da CCEE, reajuste tarifário da Equatorial Goiás, receitas de serviços ancilares, indicadores de continuidade da CEEE-D, transferência de ativos de transmissão, penalidades por insuficiência de lastro e pedidos envolvendo geração e transmissão. A pauta inclui ainda prorrogação e alteração de outorgas de PCHs, transferências de titularidade de ativos de geração e transmissão, declarações de utilidade pública em Mato Grosso, São Paulo e Goiás, prorrogação de pedido de vista no recurso da TermoG relativo ao LRCAP 2026 e a ratificação da decisão do 18º Circuito sobre pedidos de Revisão Tarifária Extraordinária de distribuidoras decorrentes da pandemia de Covid-19. (GESEL-IE-UFRJ – 16.10.2026)
Aneel aprova reajuste médio de 3,16% para EDP São Paulo
A Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou reajuste tarifário médio de 3,16% para os consumidores da EDP São Paulo, com vigência a partir de 23 de outubro de 2026. A distribuidora atende cerca de 2,24 milhões de unidades consumidoras e registra faturamento anual estimado em R$ 7 bilhões. O aumento será de 5,67% para consumidores de alta tensão e de 2,09% para os de baixa tensão. A atualização dos custos das Parcelas A e B contribuiu com 2,22% para o resultado, enquanto novos componentes financeiros acrescentaram 5,21%. A retirada de componentes do ciclo anterior reduziu o índice em 4,27%. Entre os principais fatores de pressão estão a CDE Uso, com impacto de 2,9%, os encargos de reserva de capacidade, com 0,98%, e os custos de transmissão, com 0,81%. A compra de energia adicionou 1,25%. Em sentido contrário, o fim da cobrança separada da CDE GD reduziu o reajuste em 2,18%, e a diminuição das cotas do Proinfa proporcionou alívio adicional de 0,80%. (Agência CanalEnergia - 14.10.2026)
Marco Institucional
GESEL/UFRJ: 4ª turma de Pós-Graduação em Regulação do Setor Elétrico
O Grupo de Estudos do Setor Elétrico (GESEL/UFRJ) oferece a 4ª turma do Curso de Pós-Graduação Lato Sensu em Regulação do Setor Elétrico, com início previsto para 19 de outubro de 2026. Coordenado pelo professor Nivalde de Castro, coordenador-geral do GESEL, o curso é voltado a profissionais do setor elétrico e membros dos Conselhos de Consumidores das distribuidoras, com o objetivo de proporcionar uma visão integrada sobre regulação, planejamento, operação, comercialização e financiamento do setor, considerando os desafios da transição energética. A especialização será realizada integralmente a distância, com aulas às segundas-feiras e quartas-feiras, das 19h às 21h, disciplinas organizadas em módulos mensais e três meses destinados à elaboração do trabalho final, com orientação individual. O conteúdo contempla ainda temas como tarifas de energia elétrica, inovação, recursos energéticos distribuídos, redes inteligentes e sustentabilidade ambiental. O certificado de Pós-Graduação será reconhecido pelo Instituto de Economia da UFRJ. (GESEL-IE-UFRJ – 15.10.2026)
Custo médio de energia e potência sobe 22,89% em 2027, para R$ 421,15/MWh
O custo médio da energia e potência comercializadas pelas distribuidoras no Ambiente de Contratação Regulada (ACR médio) subiu 22,89% em 2027, de R$ 342,71/MWh para R$ 421,15/MWh, conforme cálculo da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), puxado pela maior utilização de termelétricas e pela incorporação gradual de encargos setoriais e transmissão. A compra de energia representa R$ 270,73/MWh, a transmissão R$ 65/MWh e os encargos R$ 36,55/MWh; ante 2026, a transmissão subiu 32,59%, os encargos 15,21% e a compra de energia 13,02%, enquanto a energia requerida caiu 5,55%. O indicador referencia os reembolsos da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), que cobre parte dos custos de geração nos sistemas isolados. (MegaWhat – 14.10.2026)
Energia elétrica residencial sobe 7,98% em setembro
A energia elétrica residencial registrou alta de 7,98% em setembro de 2026, segundo o IBGE, influenciada principalmente pelo encerramento do crédito do Bônus de Itaipu nas faturas de agosto. O resultado contribuiu para o avanço de 2,31% do grupo habitação e para a inflação mensal de 0,82%, medida pelo IPCA, após deflação de 0,32% em agosto. O índice acumula elevação de 3,95% no ano e de 4,58% em 12 meses. A bandeira tarifária amarela permaneceu vigente em setembro, acrescentando R$ 1,885 a cada 100 kWh consumidos. O cálculo também incorporou reajustes de 6,63% em Belém, 5,42% em São Luís e 6,89% em Vitória, além de reduções tarifárias de 5,20% em Rio Branco e 6,65% em Fortaleza, associadas a recursos da repactuação do Uso de Bem Público. Entre as capitais pesquisadas, Vitória apresentou a maior inflação regional, de 1,08%, com alta de 10,85% na energia elétrica. Rio Branco registrou a menor variação do IPCA, de 0,53%. (Agência CanalEnergia - 09.10.2026)
Entidades pedem a Lula regulamentação do Redata que admita gás e nuclear
Um grupo de 32 entidades e nove frentes parlamentares pediu ao presidente Luiz Inácio Lula da Silva que acelere a regulamentação do Regime Especial de Tributação para Serviços de Datacenter (Redata), sancionado em setembro, para que as regras admitam diferentes fontes de energia, incluindo gás natural e nuclear. A Lei nº 15.504 suspende PIS/Pasep, Cofins e Imposto sobre Produtos Industrializados (IPI) na compra de equipamentos e exige que a demanda de eletricidade seja atendida por fontes renováveis ou de baixa emissão, deixando os critérios para a regulamentação. Os signatários defendem neutralidade tecnológica, fornecimento firme e contínuo e a não transferência de custos aos demais consumidores, e propõem que o decreto traga só os parâmetros essenciais. (MegaWhat – 15.10.2026)
Estados aprovam e propõem leis sobre data centers, com foco crescente em água, licenciamento e transparência
A expansão dos investimentos em data centers no Brasil começa a provocar uma reação regulatória nos estados, com propostas que vão de incentivos locais a novas exigências sobre uso de água, licenciamento ambiental e transparência, segundo levantamento da Innova Assuntos Públicos obtido pelo Valor. O estudo mapeou 20 projetos de lei e de lei complementar em 11 assembleias legislativas entre 2025 e outubro de 2026: foram quatro iniciativas em 2025 e 16 neste ano, das quais oito criam restrições ou ônus aos empreendimentos; do total, nove são restritivas, sete favoráveis, duas mistas e duas neutras. Apenas as propostas favoráveis já viraram lei: no Ceará, em julho, com licenciamento escalonado por porte e potencial poluidor, cessão de áreas públicas e desoneração do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS); e em Goiás, com incentivos, zonas prioritárias, licenciamento simplificado e preferência pelo biometano como fonte de energia. Entre as propostas restritivas, a do Rio Grande do Sul exige estudo prévio de impacto ambiental para cargas acima de 2 MW, limita a soma dos grandes consumidores a 50% da potência média do estado e prevê plebiscito a partir de 20% dessa potência, cerca de 700 MW; no Rio de Janeiro, uma proposta condiciona incentivos ao uso de energia limpa com geração própria, o que pode conflitar com contratos de energia renovável no mercado livre. “Textos apresentados em um Estado reaparecem quase iguais em outro”, afirmou Fernanda Arbex, sócia da Innova e autora do estudo. (Valor Econômico – 13.10.2026)
MME abre CP sobre modelos computacionais do setor
O Ministério de Minas e Energia abriu consulta pública (CP nº 236) sobre duas propostas de portaria para aprimorar a governança dos modelos computacionais do setor elétrico. As contribuições podem ser enviadas por 20 dias. A iniciativa consta da edição extra do Diário Oficial da União (DOU) de 9 de outubro, e foi formalizada pela Portaria 941/2026. As propostas buscam estabelecer regras para o aprimoramento dessas ferramentas e ampliar a coordenação entre as instituições responsáveis pelo desenvolvimento e pela utilização dos modelos. Note que os sistemas computacionais subsidiam decisões sobre a expansão da geração, o cálculo da garantia física das usinas, a operação do sistema elétrico e a formação do preço da energia no mercado de curto prazo. Confira a nota técnica da pasta sobre o assunto. Assim, a iniciativa integra a modernização da governança prevista na Resolução 1/2024 do CNPE, que atribuiu à EPE, ao ONS e à CCEE a gestão integrada do desenvolvimento dos modelos. As medidas também atendem a uma deliberação do CMSE de junho deste ano, que reforçou a prioridade da modelagem. (Brasil Energia - 14.10.2026)
MME propõe código aberto e desenvolvimento conjunto de modelos de planejamento, operação e preços
O Ministério de Minas e Energia (MME) colocou em consulta pública, até 3 de novembro, proposta para integrar o desenvolvimento das ferramentas usadas no planejamento da expansão, na operação do sistema elétrico e na formação de preços, como os modelos Newave e Decomp, e adotar licenças de código aberto e repositórios públicos como regra para novos modelos principais. Pelas minutas, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) passarão a usar uma cadeia compartilhada de modelos, com metodologias, códigos e procedimentos de validação comuns quando tecnicamente aplicável, e deverão elaborar uma Agenda Estratégica Integrada, com horizonte mínimo de dois anos e revisão anual, financiada prioritariamente por ONS e CCEE. A nota técnica do MME cita o vínculo do Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (Cepel), desenvolvedor dos modelos atuais, com a Axia Energia, antiga Eletrobras, agente com participação expressiva na geração e na transmissão, para justificar salvaguardas como código aberto, validação independente e declaração de conflitos de interesses, ressalvando que “não se formula aqui juízo sobre a atuação técnica do Cepel”. A proposta regulamenta a Resolução 1/2024 do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que substituiu a antiga Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico (Cpamp). (MegaWhat – 13.10.2026)
Programas presidenciáveis divergem sobre CDE, gás não convencional e papel da Petrobras
Os programas de governo de Luiz Inácio Lula da Silva e de Flávio Bolsonaro para o mandato de 2027 a 2030, registrados no Tribunal Superior Eleitoral (TSE), apresentam estratégias distintas para reduzir os custos da energia, ampliar a produção de petróleo e gás natural e definir o papel do Estado no setor, às vésperas do segundo turno, marcado para 25 de outubro. Flávio propõe reduzir gradualmente a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), racionalizar encargos e subsídios cruzados, diminuir impostos sobre energia elétrica e combustíveis, preservando a tarifa social, e permitir a exploração de gás não convencional por fraturamento hidráulico (fracking), sem metas, localização ou prazos; Lula defende a justiça tarifária, a continuidade da tarifa social e do Luz do Povo, a expansão e a interiorização da infraestrutura de gás e a ampliação da atuação da Petrobras, incluindo o retorno ao segmento de distribuição de combustíveis. Os dois programas preveem investimentos em armazenamento com baterias de grande porte, expansão da transmissão e integração de fontes renováveis, mas não detalham os mecanismos de contratação e remuneração das baterias nem como seus custos seriam distribuídos entre agentes e consumidores. Na geração, o programa de Lula prevê acelerar a redução da produção de carvão, expandir a geração hidrelétrica conforme critérios socioambientais e de flexibilidade e repotenciar usinas existentes, enquanto o de Flávio enfatiza a segurança do suprimento, a integração de renováveis e a modernização da infraestrutura energética. (MegaWhat – 13.10.2026)
Setor elétrico prevê continuidade de desafios no Congresso
A composição do Congresso Nacional a partir de 2027 deverá manter desafios regulatórios e legislativos para o setor elétrico, especialmente no controle de encargos e subsídios que pressionam as tarifas. Representantes setoriais apontam riscos associados à inclusão de dispositivos sem relação direta com os projetos em tramitação e à tentativa de estabelecer contratações compulsórias de geração por iniciativa parlamentar. Entre as propostas em discussão está a Lei de Responsabilidade Tarifária, destinada a limitar a expansão dos custos embutidos nas contas de energia. Segundo dados da Aneel, os encargos cresceram 300% nos últimos 15 anos. Outro tema relevante é o PL 3220/2019, que trata da gestão e regularização do compartilhamento de postes entre distribuidoras e empresas de telecomunicações. As concessionárias defendem a possibilidade de administrar diretamente os ativos, enquanto parecer da Advocacia-Geral da União apontou obrigatoriedade de transferência da gestão a terceiros. A renovação limitada de integrantes das comissões de infraestrutura e energia reforça a expectativa de continuidade das negociações setoriais. (Broadcast Energia - 15.10.2026)
STF afasta ICMS sobre subvenção de energia para baixa renda
O Supremo Tribunal Federal decidiu que os recursos transferidos pela União às distribuidoras para subsidiar tarifas de consumidores residenciais de baixa renda não integram a base de cálculo do ICMS. O julgamento, concluído em sessão virtual de 25 de setembro, estabeleceu tese de repercussão geral aplicável a processos semelhantes. A controvérsia teve origem em recurso do Sindicato da Indústria da Energia no Estado de São Paulo contra decisão do Superior Tribunal de Justiça que admitia a tributação da subvenção instituída pela Lei nº 10.604/2002, relacionada aos critérios da Lei nº 10.438/2002. Prevaleceu o entendimento do relator, ministro Cristiano Zanin, segundo o qual os repasses possuem natureza regulatória e não constituem preço, tarifa ou receita decorrente do fornecimento de eletricidade. Os valores destinam-se à preservação do equilíbrio econômico-financeiro das concessões e não representam contraprestação pelo consumo. Os ministros Flávio Dino e Gilmar Mendes ficaram vencidos, por considerarem que a subvenção integra indiretamente o preço da energia. (Agência CanalEnergia - 14.10.2026)
Tarifas de energia devem subir 9,4% em 2026 apesar do avanço das renováveis
No podcast Energia Sustentável, o professor Fernando de Lima Caneppele, da USP, explica que a projeção da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) de alta média de 9,4% nas tarifas de energia em 2026, diante de inflação estimada em 5%, não contradiz o avanço das fontes solar e eólica. Segundo ele, a geração representa apenas parte da conta de luz, que também incorpora distribuição, transmissão, encargos setoriais, tributos e bandeiras tarifárias. Os componentes financeiros dos reajustes, ligados a compensações entre custos previstos e realizados, são apontados como a principal pressão neste ano, acompanhados pelos encargos e pela compra de energia. A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), responsável por financiar subsídios e programas, também pesa na tarifa. O professor ressalta que contratos de compra de eletricidade impedem que o menor custo de novas usinas chegue imediatamente ao consumidor e que os reajustes variam conforme cada distribuidora. Defende, por fim, maior transparência sobre custos, contratos e decisões regulatórias. (Jornal da USP - 14.10.2026)
TCU recomenda à Aneel intensificar fiscalização de contratos de transmissão da Neoenergia
O Tribunal de Contas da União (TCU) recomendou que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) intensifique a fiscalização de obrigações regulatórias da Neoenergia na implantação de linhas de transmissão em Minas Gerais e Mato Grosso do Sul, em decisão de 30 de setembro tomada após denúncias anônimas de falhas na comunicação com comunidades e proprietários de áreas afetadas. A corte considerou a denúncia parcialmente procedente e recomendou que a Aneel conclua com prioridade a análise da documentação apresentada pela concessionária em 3 de julho de 2025, além de uma ação fiscalizatória específica sobre outro contrato. O primeiro caso envolve o contrato nº 7/2022, lote 2 do leilão nº 1/2022, com 1.707 km de linhas entre Minas Gerais e São Paulo, RAP de R$ 360 milhões e investimento estimado de R$ 4,938 bilhões; declarações de cinco municípios mineiros indicaram que não foram comunicados nem participaram de audiências públicas. O segundo é o contrato nº 16/2022, da subestação Paraíso 2 e das linhas Paraíso 2–Chapadão e Paraíso 2–Campo Grande 2, em Mato Grosso do Sul, sem processo de fiscalização em andamento. O tribunal negou o pedido cautelar de suspensão das obras, e a Neoenergia afirmou ter cumprido as exigências. (MegaWhat – 09.10.2026)
TCU rejeita negociar acordo para a UTE Rio Grande sem interesse de MME e Aneel
O Tribunal de Contas da União (TCU) rejeitou, em decisão de 7 de outubro, abrir negociação para viabilizar a UTE Rio Grande, termelétrica de 1.238 MW da Bolognesi, vencedora do leilão A-5 de 2014 e nunca em operação, por falta de interesse do Ministério de Minas e Energia (MME) e da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em uma solução consensual. O pedido partiu do deputado Alexandre Lindenmeyer. O MME alegou não haver comprovação do interesse público na retomada e que a usina saiu do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2027; a Aneel informou que os processos de revogação da outorga, de 2017, estão encerrados e que a controvérsia está judicializada. O plenário referendou por unanimidade o arquivamento, proposto pelo relator, ministro Vital do Rêgo. (MegaWhat – 14.10.2026)
Tendências atribui aceleração do IPCA de setembro à volta da conta de luz após fim do bônus de Itaipu
O Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) de setembro, de 0,82%, foi impulsionado principalmente pela recomposição das tarifas de energia elétrica residencial e pela pressão em combustíveis e alimentação, segundo análise de Matheus Ferreira, economista da Tendências Consultoria. O principal vetor de aceleração em relação ao mês anterior foi a energia elétrica: em agosto, a distribuição pontual do bônus de Itaipu havia provocado deflação expressiva nas contas de luz, e, sem a manutenção do benefício em setembro, o preço do serviço registrou avanço de magnitude semelhante, devolvendo o alívio observado no mês anterior. Para o economista, itens como combustíveis, energia e alimentos são voláteis e não geram, por si só, grande repercussão nas decisões de política monetária do Banco Central, mas os núcleos de inflação seguem resistentes, com os serviços subjacentes acelerando de cerca de 5% para 6% na média móvel trimestral anualizada. A consultoria ajustou para 5,1% sua projeção de inflação acumulada no fim do ano. (Valor Econômico – 09.10.2026)
Empresas
Axia reduz para 17,14% sua participação no capital da ISA Energia Brasil
A Axia Energia diminuiu sua participação no capital da ISA Energia Brasil, para 17,14%, após vender ações preferenciais ao mercado, conforme comunicado de 13 de outubro. A posição soma 115.202.535 ações preferenciais (24,77% da classe) e 5.340.330 ordinárias (2,24% dos papéis com voto), e a Axia informou que tem finalidade exclusivamente de investimento, sem pretensão de alterar o controle. A venda começou em 2024, quando, ainda como Eletrobras, a empresa ofertou 93 milhões de ações a R$ 23,50, levantando R$ 2,18 bilhões. Entre as movimentações recentes está a troca de participações em transmissão, em que a Axia cede à ISA sua fatia de 49% na IE Madeira e recebe os 51% da ISA na IE Garanhuns, com pagamento de R$ 1,17 bilhão à Axia. (MegaWhat – 14.10.2026)
GQG Partners reduz participação na Axia para 4,87%
A Axia Energia informou, em 8 de outubro, que recebeu notificação da GQG Partners LLC sobre a redução de sua participação acionária na companhia. Após operações de alienação de ações no mercado, a gestora passou a deter, de forma agregada, 118.913.792 ações ordinárias, o equivalente a 4,87% do total de papéis dessa classe emitidos pela empresa. A posição informada considera tanto as ações mantidas diretamente quanto aquelas detidas por meio de American Depositary Receipts (ADRs), certificados negociados no mercado internacional que representam ações de empresas estrangeiras. Por fim, segundo a GQG Partners, o investimento tem caráter minoritário e não tem como objetivo promover mudanças na composição do controle acionário ou na estrutura administrativa da Axia. (Brasil Energia - 09.10.2026)
Lançada a programação do 2º Fórum Análise Setorial CCEE
A programação do 2º Fórum Análise Setorial já está definida e reúne análises, tendências e diferentes visões sobre os próximos movimentos do setor elétrico. Realizado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) em parceria com o Dominium Group, o encontro acontece em 17 de novembro, no hotel Grand Hyatt São Paulo, e reunirá especialistas e lideranças de diferentes segmentos para discutir os principais desafios e transformações do setor. Ao longo do dia, a agenda passa pelos principais temas que estão moldando o próximo ciclo do setor elétrico, como a abertura do mercado, o avanço da tecnologia e dos dados, as transformações globais, a segurança e a liquidez do mercado e a formação de sinais de preço para orientar as decisões de agentes, consumidores e investidores. As inscrições estão abertas. (CCEE - 13.10.2026)
ONS amplia premiação de qualidade para geradoras e transmissoras
O Operador Nacional do Sistema Elétrico realizará em 21 de outubro, no Rio de Janeiro, a segunda edição do Prêmio ONS de Qualidade na Operação, destinado a reconhecer o desempenho de agentes integrantes do Sistema Interligado Nacional. A premiação de 2026 contemplará 24 empresas dos segmentos de transmissão e geração, ampliando o escopo da edição anterior. Na transmissão, foram incorporadas duas modalidades: desempenho na operação e desempenho na gestão de providências, que se somam às categorias existentes de corrente alternada e corrente contínua. Pela primeira vez, o reconhecimento também incluirá agentes de geração hidrelétrica, termelétrica, fotovoltaica e eólica. A seleção dos vencedores considerou dados operacionais consolidados de 2025 e indicadores específicos para cada atividade. Entre os critérios utilizados para as geradoras estão a disponibilidade das usinas e o cumprimento dos comandos operativos. Para as transmissoras, foram avaliadas a disponibilidade das instalações, a qualidade da operação e a gestão das providências necessárias à manutenção do desempenho. (Agência CanalEnergia - 15.10.2026)
Petrobras receberá US$ 859 mi de parceiras em Santos
A Petrobras receberá aproximadamente US$ 859 milhões líquidos de Shell, TotalEnergies e Petrogal após firmar acordos de equalização de gastos e volumes relativos aos campos de Berbigão e Sururu, na Bacia de Santos. O pagamento está previsto até novembro de 2026 e decorre da entrada em vigor dos Acordos de Individualização da Produção das jazidas compartilhadas entre o contrato de concessão BM-S-11A e a Cessão Onerosa. No BM-S-11A, a Petrobras opera com 42,5%, enquanto Shell tem 25%, TotalEnergies 22,5% e Petrogal 10%; na Cessão Onerosa, a estatal detém 100%. Após aprovação da ANP, as participações foram redefinidas: em Sururu, Petrobras ficou com 45,594%; e em Berbigão, com 62,913%. O acerto considera receitas de produção, investimentos, custos operacionais e royalties apurados desde 15 de setembro de 2000 até 30 de abril de 2026. (Petronotícias – 14.10.2026)
Setor especula nomes para o MME após eleições
Com o segundo turno presidencial marcado para 25 de outubro de 2026, o setor de energia já discute possíveis nomes para comandar o Ministério de Minas e Energia (MME) no próximo governo. Em caso de vitória de Flávio Bolsonaro (PL), que terminou o primeiro turno ligeiramente à frente de Lula (PT), são mencionados o deputado Elmar Nascimento (União-BA) e o economista Adriano Pires. Este último também aparece nas especulações para a presidência da Petrobras. Entretanto, não há definição ou indicação formal por parte da campanha. No campo governista, as articulações permanecem concentradas na disputa eleitoral, sem discussões avançadas sobre a futura composição ministerial. Ainda assim, a avaliação de interlocutores do setor é de que Alexandre Silveira não permaneceria à frente do MME mesmo em caso de reeleição de Lula. As movimentações refletem expectativas sobre a condução da política energética e a ocupação de cargos estratégicos a partir de 2027. (Broadcast Energia - 13.10.2026)
Leilões
Governo avalia prorrogação ou relicitação de 70 hidrelétricas
O governo federal discute a prorrogação ou a relicitação das concessões de aproximadamente 70 hidrelétricas com potência inferior a 50 MW, outorgadas antes de dezembro de 2003. O tema está em consulta pública até 23 de outubro. A Lei nº 15.269/2025 permite ao poder concedente optar pela renovação ou por nova licitação, por prazo de até 30 anos, sob regime de produção independente. Segundo análise da consultoria PSR, a proposta regulatória considera 20 anos como referência contratual, pagamento de 50% do valor da outorga à vista e saldo em até cinco parcelas anuais. A definição também envolve recálculo da garantia física e transferência do risco hidrológico ao concessionário. Em caso de prorrogação, investimentos não amortizados seriam descontados do valor da outorga; na relicitação, a indenização caberia ao antigo concessionário. A PSR destaca a possibilidade de exigir melhorias em segurança de barragens e flexibilidade operativa, além de operação assistida para reduzir riscos na troca de operadores. (Agência CanalEnergia - 09.10.2026)
Absae alerta que indefinição sobre o Reidi pode encarecer leilões de baterias
A Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia (Absae) alertou que a falta de definição sobre a aplicação do Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (Reidi) aos projetos de armazenamento pode elevar os custos de financiamento e comprometer a competitividade dos leilões de baterias de 2 e 4 de dezembro de 2026. Em ofício de 13 de outubro ao Ministério de Minas e Energia (MME) e ao Ministério da Fazenda, pediu ajustes no Decreto nº 6.144/2007; a Lei nº 15.269/2025 incluiu os projetos no regime, mas a regulamentação não foi atualizada. Em simulação de 2 GW, com investimento de R$ 10 bilhões e alíquota de 9,21% da Contribuição sobre Bens e Serviços (CBS), a Absae estima custo financeiro de cerca de R$ 36,4 milhões. (MegaWhat – 15.10.2026)
Copel defende relicitação de 40 hidrelétricas
A Copel defende que concessões de hidrelétricas vencidas ou próximas do término sejam submetidas a novos leilões, permitindo que a competição revele o valor econômico dos ativos. Segundo Diogo Mac Cord, vice-presidente de Estratégia, Novos Negócios e Transformação Digital, a discussão envolve cerca de 15 GW distribuídos por 40 usinas. O executivo argumenta que a relicitação permite confrontar diferentes expectativas sobre preços de energia e investimentos e citou o leilão ligado ao GSF, realizado pela CCEE em agosto de 2025, no qual houve usina com ágio de até 113%. A posição contrasta com a da Engie, que defende prorrogação associada a investimentos, inclusive para Salto Santiago. Copel e Axia apoiam a relicitação. A Copel teve Foz do Areia, Segredo e Salto Caxias prorrogadas por 30 anos em 2024, enquanto a antiga Eletrobras renovou 22 concessões por igual período em 2022 no contexto da privatização. (CNN Brasil – 13.10.2026)
Oferta e Demanda de Energia Elétrica
Amazonas tem quarta interrupção de carga desde agosto, com desligamento da UTE Tucunaré
O sistema elétrico do Amazonas registrou, na madrugada de terça-feira, 13 de outubro, nova interrupção de 102,55 MW de carga da distribuidora e o desligamento da usina termelétrica (UTE) Tucunaré, da Âmbar Energia, ambas controladas pela J&F, a quarta ocorrência com interrupção de carga desde agosto, depois dos episódios de 20 de agosto (294 MW), 3 de setembro (169,4 MW) e 26 de setembro (196,57 MW). Segundo informe preliminar do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), o evento ocorreu às 2h25, com desligamento automático da subestação Redenção, de duas barras de 69 kV da subestação Ponta Negra e da linha de transmissão Ponta Negra/Tucunaré, também de 69 kV; a UTE Tucunaré operava com 70 MW. A recomposição começou às 2h34, com 48 MW, mas às 2h42 houve novo desligamento das mesmas subestações, e a recomposição integral das cargas foi concluída às 3h25. O ONS informou que a causa ainda não foi identificada, enquanto a Âmbar afirmou, em nota, que uma descarga atmosférica atingiu a linha de distribuição durante as chuvas em Manaus e que o serviço foi restabelecido após 20 minutos. (MegaWhat – 13.10.2026)
Carga elétrica supera previsão e exige maior despacho hidrelétrico
A carga do Sistema Interligado Nacional atingiu 92.133 MW médios em 14 de outubro, superando em 3.679 MW médios, ou 4,1%, a programação do Operador Nacional do Sistema Elétrico. Todos os submercados apresentaram consumo acima do previsto, com destaque para o Sudeste/Centro-Oeste, cuja carga alcançou 51.336 MW médios, diferença positiva de 2.643 MW médios, equivalente a 5,4%. O Nordeste registrou o segundo recorde consecutivo de demanda, com pico instantâneo de 17.948 MW às 22h39 e média diária de 16.156 MW médios, acima dos 15.860 MW médios registrados no dia anterior. O valor regional superou a previsão em 393 MW médios, ou 2,4%. Para atender ao consumo adicional, o ONS ampliou o despacho hidrelétrico nas regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste e Norte. No Nordeste, a produção eólica e solar também superou o programado. Apesar de o armazenamento nacional permanecer próximo de 60%, os reservatórios acumulavam redução de 1,7% no mês, mesmo diante das chuvas intensas no Centro-Sul. (Broadcast Energia - 15.10.2026)
Energia responde por 48,2% da inflação dos investimentos
Estudo da Ex Ante Consultoria Econômica, encomendado pela Associação Brasileira dos Grandes Consumidores Industriais de Energia, aponta que o aumento dos custos energéticos respondeu por 48,2% da inflação acumulada dos investimentos brasileiros entre 2000 e 2026. Nesse período, os preços dos investimentos cresceram 479,8%, dos quais 231,4 pontos percentuais foram atribuídos à pressão energética. Em edificações e infraestrutura, essa participação alcançou 72,1%, enquanto em máquinas e equipamentos ficou em 27,8%. O custo unitário da eletricidade industrial aumentou 1.593% em reais, diante de inflação de 369% pelo IPCA. Em dólares, a alta foi de 523,8%, contra aumentos de preços industriais de 102% nos Estados Unidos e 45% na Zona do Euro. O gás natural industrial acumulou elevação de 2.604% em reais e 154,5% em dólares, enquanto o preço norte-americano recuou 64%. Na agropecuária, energia e diesel subiram 708%, e, nos transportes, os combustíveis avançaram 1.044%, ampliando os custos produtivos e reduzindo a competitividade nacional. (Agência CanalEnergia - 14.10.2026)
Light estima alta de 20% a 40% na demanda da rede com aluguel por temporada
A mudança de uso de imóveis residenciais para hospedagem por temporada pode elevar entre 20% e 40% a demanda total solicitada à rede de distribuição, segundo cálculo da Light, que atua em 31 municípios fluminenses. O gerente de Serviços Técnicos, Bruno Almeida, diz que desde 2024 a empresa identifica ocorrências crescentes na rede, inclusive onde a redundância de oito vezes da rede subterrânea antes compensava furtos de cabos, mas reconhece que não há estatística oficial que atribua a mudança integralmente à hospedagem. O dimensionamento da baixa tensão segue a Regulamentação de Entrada de Consumo (Recon-BT), com fatores de demanda e diversidade, enquanto hotéis são calculados sem eles. Almeida recomenda que condomínios reavaliem o perfil de uso das unidades. (MegaWhat – 14.10.2026)
ONS reduz previsão de crescimento da carga para 3,8%
O Operador Nacional do Sistema Elétrico revisou de 4,7% para 3,8% a projeção de crescimento da carga de energia em outubro de 2026, na comparação anual. O Norte apresenta a maior expansão prevista, de 9,2%, seguido pelo Nordeste, com 8,9%, e pelo Sudeste/Centro-Oeste, com 2,4%. No Sul, a estimativa é de queda de 0,3%. Segundo a revisão semanal do Programa Mensal de Operação, todos os subsistemas deverão encerrar outubro com reservatórios acima de 50% da capacidade: 56,3% no Sudeste/Centro-Oeste, 63% no Norte, 63,7% no Nordeste e 88,2% no Sul. As afluências projetadas equivalem a 128% da média histórica no Sudeste/Centro-Oeste, 228% no Sul, 67% no Nordeste e 46% no Norte. O despacho termelétrico semanal previsto é de 6.877 MW médios, sendo 6.421 MW médios por inflexibilidade. O custo médio de operação estimado alcança R$ 336,50 milhões por semana, enquanto o custo marginal varia de R$ 13,10/MWh no Sul a R$ 289,25/MWh no Norte. (Agência CanalEnergia - 09.10.2026)
Consumidores
Abertura do mercado livre exige reforço de segurança
A abertura do mercado livre de energia exigirá avanço simultâneo em segurança jurídica, sistêmica e de gestão de riscos, segundo análise da BBCE, para evitar que a expansão do número de participantes amplie fragilidades. O texto defende regras e instrumentos proporcionais ao porte dos agentes, com contratos seguros, transparência de preços, monitoramento de condutas, dados confiáveis e mecanismos adequados de risco de crédito. A avaliação é que modelos importados de outras jurisdições não podem ser aplicados diretamente ao Brasil, devido às particularidades e à volatilidade do mercado elétrico. A BBCE e a Volt Robotics desenvolveram metodologia inspirada no mercado de capitais, baseada em curvas de preços futuros formadas por negociações reais. Os derivativos de energia regulados pela CVM já somam R$ 10 bilhões em contratos registrados na BBCE. A entidade sustenta que garantias proporcionais, marcação a mercado, registro de operações e supervisão devem evoluir com a abertura, evitando que exigências excessivas se transformem em barreiras para empresas menores. (CNN Brasil – 15.10.2026)
CCEE suspende desligamento da Gama, mantém decisão contra Electra e desliga quatro usinas da Rio Alto
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) suspendeu o desligamento da Gama Comercializadora de Energia, manteve a decisão de desligamento da Electra Energy, cuja implementação segue suspensa por liminar judicial, e determinou o desligamento de quatro usinas solares da Rio Alto por inadimplência no pagamento de penalidades e multas. No caso da Gama, do grupo IBS Energy, a suspensão ocorreu após a apresentação de garantia para cobrir a inadimplência de penalidades e multas, e o procedimento ficará suspenso até a liquidação subsequente, quando deverá ser confirmada a adimplência. Na análise da impugnação da Electra, a diretoria concluiu que o procedimento observou as normas e que não havia elementos para reconsiderar o desligamento por descumprimento de obrigações de ajuste de contratos em junho e julho de 2026, e encaminhou os autos à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel); a liminar foi concedida em 22 de setembro. As usinas Rio Alto UFV STL VIII, VI, III e II, representadas pela comercializadora Simple Energy, alegaram que os créditos das penalidades tinham fatos geradores anteriores a 5 de março de 2026 e estariam sujeitos a planos de recuperação extrajudicial, argumento não acolhido pela CCEE; a operacionalização do desligamento ocorrerá a partir do primeiro dia do mês subsequente. (MegaWhat – 09.10.2026)
Chuvas reduzem preços futuros, mas PLD supera R$ 1.400/MWh
As chuvas intensas nas regiões Sul e Sudeste e a perspectiva de melhores afluências nas principais bacias hidrográficas brasileiras pressionaram os preços futuros de energia no mercado livre. O índice trimestral da consultoria Dcide para energia convencional, referente a produtos com entrega entre outubro de 2026 e janeiro de 2027, caiu 13,42% na semana, de R$ 175,35/MWh para R$ 151,82/MWh. Para energia incentivada com desconto de 50% na tarifa de uso da rede, a redução semanal foi de 12,10%, para R$ 178,90/MWh. No acumulado mensal, as quedas alcançaram 30,10% e 27,42%, respectivamente. Apesar da melhora nas condições hidrológicas e da elevada geração solar durante o dia, o aumento do consumo no início da noite provocou forte oscilação no mercado de curto prazo. Em 15 de outubro, o Preço de Liquidação das Diferenças horário ultrapassou R$ 1.000/MWh entre 18h e 21h, atingindo máxima de R$ 1.437,37/MWh às 19h. O comportamento evidencia a diferença entre a tendência de preços futuros e as necessidades operacionais de atendimento à demanda nos horários de maior consumo. (Broadcast Energia - 15.10.2026)
Inadimplência do MCP sobe 44% em agosto e chega a R$ 142,65 mi
A inadimplência efetiva na liquidação financeira do Mercado de Curto Prazo (MCP) referente a agosto subiu para R$ 142,65 milhões, alta de 44,1% sobre os R$ 98,99 milhões de julho, segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), em dados divulgados em 8 de outubro, o que interrompe dois meses de queda (R$ 110,25 milhões em maio e R$ 102,47 milhões em junho). O valor total não pago chegou a R$ 476,31 milhões, ante R$ 433,72 milhões no mês anterior, dos quais R$ 327,94 milhões (68,9%) têm os efeitos do não pagamento suspensos por despacho da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), associados a débitos de cinco pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) do grupo Bolognesi decorrentes da judicialização do risco hidrológico, conhecido pela sigla GSF. Do total de R$ 2,27 bilhões contabilizados, R$ 1,80 bilhão foi liquidado, equivalente a 79%, e os credores receberam cerca de 75,1% dos valores a que tinham direito, ante 75,4% em julho; os créditos não recebidos entrarão no resultado dos associados no próximo ciclo de contabilização. Em julho, a inadimplência efetiva estava concentrada em cerca de 88% do total. (MegaWhat – 09.10.2026)
Mercado livre na baixa tensão ainda depende de regras tarifárias
A abertura do mercado livre de energia para consumidores de baixa tensão, prevista para novembro do ano que vem, ainda depende de definições regulatórias que permitirão avaliar a viabilidade econômica da migração. Segundo Alexandre Becker, coordenador de Projetos Especiais da Ludfor, a estrutura tarifária e as condições de contratação serão determinantes para a atratividade do ACL. Entre os pontos pendentes está a definição de uma sinalização horária para a tarifa de baixa tensão - atualmente, esses consumidores estão habituados à tarifa monômia, que não diferencia o preço conforme o horário de consumo. Além disso, no mercado livre, a modulação horária e a sazonalidade deverão influenciar os produtos oferecidos pelas comercializadoras, especialmente para clientes residenciais, que tendem a concentrar o consumo nos horários de ponta. Além das regras tarifárias, a escolha do comercializador varejista será fundamental para os consumidores que decidirem migrar. Por fim, a definição do produto padrão e de regras como a modulação para consumidores com medidores analógicos também é um desafio. (Brasil Energia - 13.10.2026)
Negociações na BBCE crescem 53,8% em setembro
As negociações realizadas diretamente na plataforma da BBCE cresceram 53,79% em setembro de 2026, totalizando 4.183 operações. Considerando todos os canais, foram registrados 6,1 mil negócios, avanço de 35,4% em relação a agosto, com volume de 22 TWh comercializados, alta de 9,2%, e movimentação financeira de R$ 4,69 bilhões, crescimento de 5,4%. Ao longo dos 21 dias úteis do mês, a plataforma recebeu 19.884 ofertas, média diária de 946,86. Apesar da expansão da atividade, os contratos futuros de energia apresentaram desvalorização generalizada. O produto para entrega em outubro registrou a maior queda, de 46,06%, encerrando setembro cotado a R$ 122,53/MWh. Já o contrato para o primeiro trimestre de 2027 terminou o período em R$ 259,06/MWh, após alcançar máxima mensal de R$ 317,02/MWh. Segundo a BBCE, a recuperação dos volumes de energia e dos montantes financeiros negociados ocorre desde julho, mesmo diante da trajetória de redução dos preços futuros. (Agência CanalEnergia - 09.10.2026)
Volume negociado na BBCE em setembro atinge 22 TWh
Em meio à queda acentuada de preços, as operações na BBCE encerraram setembro com alta em todos os indicadores de volumetria na comparação com o mês anterior. Ao todo, foram transacionados 22 TWh, crescimento de 9,2% sobre agosto, distribuídos em 6,1 mil operações (+35,4%), totalizando R$ 4,69 bilhões (+5,4%). Em quantidade de operações, devido à atividade intensa na tela de negociação, o período encerrou com 6.139 contratos, alta de 35,37% frente a agosto. Desse total, os negócios em tela representaram 4.183 operações, um salto de 53,79%. Ao longo dos 21 dias úteis de pregão em setembro, a plataforma recebeu um total de 19.884 ofertas, uma média diária de 946,86, também significativamente mais alto em relação ao mês anterior. Entre os destaques de preço, a energia convencional para fornecimento no Sudeste em outubro fechou setembro cotada a R$ 122,53/MWh. Por fim, na comparação com agosto, o produto acumulou queda de 46,6%. (Brasil Energia - 09.10.2026)
Biblioteca Virtual
Artigo GESEL: “O furto de energia no Setor Elétrico Brasileiro”
Em artigo publicado pelo Broadcast Energia, Nivalde de Castro (Professor do Instituto de Economia da UFRJ e Coordenador-Geral do GESEL-UFRJ), Cristina Rosa (Pesquisadora do GESEL-UFRJ) e Gabriel Eleoterio (Pesquisador do GESEL-UFRJ) tratam das perdas não técnicas de energia, associadas principalmente a ligações clandestinas, adulteração de medidores e atuação do crime organizado. Os autores destacam que essas perdas cresceram de 28,8 TWh em 2011 para 44,9 TWh em 2025, alta de 56%, gerando custo estimado de R$ 11,5 bilhões no último ano. Desse total, R$ 7,9 bilhões foram reconhecidos nas tarifas e pagos pelos consumidores regulares, enquanto R$ 3,6 bilhões ficaram sob responsabilidade das distribuidoras. Cerca de 75% das perdas estão concentradas em dez concessionárias, e Light e Amazonas Energia respondem juntas por 31,2%, apesar de representarem 5,8% do mercado de baixa tensão. Os autores defendem ações combinadas das distribuidoras, aprimoramento regulatório e maior atuação estatal, especialmente nas áreas dominadas pelo crime organizado. Concluem que reduzir os furtos é fundamental para diminuir subsídios cruzados, preservar as concessões e aliviar tarifas. (GESEL-IE-UFRJ – 15.10.2026)
Artigo de Fernando de Lima Caneppele: “A água que a energia desperdiça: nexo hídrico-energético no interior paulista”
Em artigo publicado pelo Jornal Ribeirão, Fernando de Lima Caneppele (Engenheiro elétrico e professor da Faculdade de Zootecnia e Engenharia de Alimentos da USP) trata da relação entre consumo de energia e abastecimento de água em Ribeirão Preto, cidade fortemente dependente do Aquífero Guarani. O autor destaca que a extração em poços profundos exige grande consumo elétrico e que a redução do nível do aquífero pode elevar a energia necessária por metro cúbico distribuído, pressionando o orçamento do saneamento. Entre as medidas propostas estão avaliação do rendimento de motobombas, uso de inversores de frequência, operação fora dos horários de ponta e integração de geração solar aos pontos de captação. Caneppele observa que água e saneamento respondem por cerca de 4% do consumo mundial de eletricidade e possuem expressivo potencial de eficiência. Conclui que Ribeirão Preto precisa integrar gestão hídrica e energética em uma política pública com metas, prazos e resultados verificáveis, reconhecendo que a conservação do aquífero e a redução do desperdício de energia são agendas inseparáveis. (GESEL-IE-UFRJ – 08.10.2026)
Artigo de Durwood Zaelke: “O freio da emergência climática existe”
Em artigo publicado pelo Valor Econômico, Durwood Zaelke (fundador e presidente do Institute for Governance & Sustainable Development – IGSD) defende a criação de um acordo internacional vinculante para reduzir as emissões de metano, seguindo o modelo de governança do Protocolo de Montreal e da Emenda de Kigali. O Protocolo de Montreal eliminou 99% da produção e do consumo de quase 100 substâncias que destroem a camada de ozônio, enquanto Kigali estabeleceu a redução gradual dos hidrofluorcarbonetos (HFCs), gases que podem aquecer o planeta até 2 mil vezes mais que o CO₂. Segundo o autor, o metano responde por cerca de um terço do aquecimento já observado e retém aproximadamente 80 vezes mais calor que o CO₂ em um horizonte de 20 anos, mas permanece na atmosfera por cerca de 12 anos. Uma redução de 45% das emissões globais desse gás poderia evitar aproximadamente 0,3 °C de aquecimento até 2050. Embora mais de 150 países apoiem a meta voluntária de reduzir as emissões de metano em pelo menos 30% até 2030, os planos nacionais atuais permitiriam cortes de apenas 8%, diante de soluções técnicas capazes de alcançar 32% de redução. Zaelke propõe metas obrigatórias, cronogramas, monitoramento, financiamento e responsabilidades diferenciadas, começando pelos setores de petróleo e gás. Resíduos, agropecuária e combustíveis fósseis representam, juntos, mais de 95% das emissões globais de metano. A COP31, na Turquia, é apontada como oportunidade para impulsionar uma coalizão internacional de ação. (GESEL-IE-UFRJ – 16.10.2026)
Artigo de Raphael Campos: “A indústria na transição para uma economia de baixo carbono”
Em artigo publicado pela Brasil Energia, Raphael Campos (Vice-Presidente Global de Operações da Braskem) defende que a transição para uma economia de baixo carbono está redefinindo as bases da competitividade industrial. O autor argumenta que, para a indústria brasileira, esse movimento representa mais do que um desafio ambiental: é uma oportunidade de acelerar sua própria transformação e, ao mesmo tempo, estimular as cadeias das quais faz parte. Destaca que essa mudança não se resume somente à redução das emissões, mas que ela envolve investimentos em novas tecnologias, transformação de processos produtivos, desenvolvimento de matérias-primas alternativas e criação de mercados para produtos mais sustentáveis. Também ressalta que a mudança exige condições que viabilizem economicamente essa transformação, como o acesso a financiamento de longo prazo. Conclui que, mais do que apontar respostas, este é o momento de ampliar a construção coletiva de soluções que permitam conciliar ambição climática, desenvolvimento industrial e geração de valor para a sociedade. (GESEL-IE-UFRJ – 15.10.2026)
Artigo de Xisto Vieira Filho: “Confiabilidade de Sistema Elétrico: difícil de entender? Nem tanto.”
Em artigo publicado pela Agência CanalEnergia, Xisto Vieira Filho (Presidente da ABRAGET) trata dos conceitos que estruturam a confiabilidade do sistema elétrico e dos custos associados à manutenção de um suprimento seguro. O autor distingue a adequacidade, relacionada à capacidade de atender diariamente à curva de carga com geração firme, da segurança, vinculada à resposta do sistema diante de falhas, curtos-circuitos e outros distúrbios capazes de provocar blecautes. Argumenta que o custo da confiabilidade deve considerar também os prejuízos econômicos e sociais provocados pela falta de energia. No Brasil, o CNPE estabeleceu para adequacidade probabilidade de não atendimento à demanda de 5% e profundidade de corte inferior a 5%, mas ainda não definiu critérios de segurança. O texto diferencia ainda confiabilidade energética, associada à disponibilidade de energia em períodos hidrológicos adversos, de confiabilidade elétrica, relacionada à potência e à estabilidade. Conclui que a confiabilidade é um bem público cujo nível deve ser planejado considerando custos, riscos e as prioridades dos consumidores. (GESEL-IE-UFRJ – 15.10.2026)
Artigo de Flavia Silveira: “Da tarifa horária à inteligência artificial: quem responde aos preços são, cada vez mais, os algoritmos”
Em artigo publicado pela MegaWhat, Flavia Silveira (executiva sênior do setor elétrico e consultora de Estratégia e Desenvolvimento de Negócios em Energia) analisa como a automação e os algoritmos podem ampliar a resposta da demanda residencial aos preços da eletricidade. No Brasil, a Tarifa Branca, lançada em 2018 com adesão voluntária, alcançou apenas 0,09% do mercado elegível até 2025, equivalente a 69 mil unidades consumidoras em um universo de 75 milhões. A autora atribui o resultado às barreiras comportamentais, às dificuldades de comunicação e à limitada força dos sinais tarifários, ressaltando que a demanda residencial é relativamente inelástica no curto prazo. Em contraste, experiências internacionais indicam respostas mais expressivas quando há automação: na Califórnia, as reduções variaram de 3% a 6% com tarifas por horário de uso e de 13% a 20% com tarifas críticas de ponta, chegando a 40% em residências com termostatos programáveis durante eventos críticos. No programa SmartHours, de Oklahoma, foram registradas reduções de 13% a 40% nos períodos de preços elevados. A autora argumenta que termostatos, baterias, carregadores de veículos elétricos e eletrodomésticos inteligentes podem coordenar automaticamente o consumo, transformando milhões de residências em uma reserva distribuída de flexibilidade para reduzir picos de demanda e absorver excedentes de geração renovável. (GESEL-IE-UFRJ – 09.10.2026)
Artigo de Douglas Nadalini e Fernando Issa: “A transição também se decide em cartório: os gargalos jurídicos da energia eólica no Brasil”
Em artigo publicado pela Agência CanalEnergia, Douglas Nadalini (Sócio nas áreas Ambiental/ESG do Duarte Garcia, Serra Netto e Terra Advogados) e Fernando Issa (Advogado na área de Imobiliário Consultivo do Duarte Garcia, Serra Netto e Terra Advogados) tratam dos entraves jurídicos que podem limitar a próxima etapa de expansão da energia eólica brasileira. Os autores destacam que o país possuía 33,7 GW de capacidade eólica instalada ao fim de 2024, respondendo por cerca de 16,1% da capacidade nacional, mas apontam inseguranças em três frentes: acesso à terra, licenciamento ambiental e governança socioterritorial. Defendem maior utilização de direitos reais, como o direito de superfície, revisão das estruturas fundiárias após a decisão do STF sobre imóveis rurais com capital estrangeiro e atualização do licenciamento para considerar impactos cumulativos. No offshore, ressaltam que a Lei nº 15.097/2025 e a Resolução CNPE nº 1/2026 ainda dependem de regulamentação adicional. Concluem que previsibilidade regulatória, segurança fundiária e diálogo com comunidades serão essenciais para transformar o potencial eólico em projetos financiáveis e socialmente legítimos. (GESEL-IE-UFRJ – 13.10.2026)
Artigo de Jerson Kelman: “O futuro da energia solar no Brasil”
Em artigo publicado pela Folha de São Paulo, Jerson Kelman (Engenheiro, foi professor da Coppe-UFRJ) defende que o crescimento exponencial da geração solar conectada à rede de distribuição deve arrefecer com a eliminação gradual dos subsídios cruzados. O autor argumenta que a exceção a essa desaceleração poderá vir de um cenário prospectivo: uma queda drástica no custo das baterias que torne viável, em regiões de menor densidade, a desconexão total da rede. Destaca que, fora dessa possibilidade, a expansão solar continuará onde a vantajosidade for determinada pela sua adequação aos diferentes usos, não mais pela subvenção tarifária. Também ressalta que, no segmento das grandes usinas centralizadas, o futuro da expansão solar enfrenta o desafio do corte sistemático de geração (curtailment). Conclui que, para que os novos projetos centralizados continuem viáveis, a expansão fotovoltaica terá de ocorrer integrada a sistemas de armazenamento por baterias ou associados a UHRs, para que a fonte solar oferte energia, potência e flexibilidade para a segurança da transição energética. (GESEL-IE-UFRJ – 15.10.2026)
Artigo de Jerson Kelman: “Prorrogar ou relicitar as concessões de usinas hidrelétricas?”
Em artigo publicado pela Brasil Energia, Jerson Kelman (Engenheiro civil) defende que renegociar a prorrogação é complexo. O autor argumenta que a relicitação não apenas revela o real custo de oportunidade do ativo, como também direciona o benefício econômico para a sociedade — seja via arrecadação ao Tesouro, seja pela redução de encargos setoriais na conta de luz. Destaca que o dilema atual já não é entre prorrogação gratuita e leilão, mas entre fixar administrativamente o valor da outorga ou submeter a concessão à disputa direta no mercado, com a eventual participação da atual concessionária. Também ressalta que é indispensável que o edital estabeleça limites rígidos para o acúmulo de capacidade de geração por um mesmo grupo econômico, endereçando a concentração de mercado. Conclui que se deve abrir espaço para que outros agentes qualificados possam ofertar um valor maior pela outorga, mantendo idênticas as demais obrigações contratuais. (GESEL-IE-UFRJ – 15.10.2026)
Artigo de Joisa Dutra: “Abram alas para o maestro da rede de distribuição, e rápido”
Em artigo publicado pela Folha de São Paulo, Joisa Dutra (Diretora do FGV-Ceri) defende que o Plano do Ministério de Minas e Energia continua subestimando geração distribuída (GD). A autora argumenta que o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) já enxerga, analisa e orquestra o sistema em tempo real, mas que, na distribuição, ocorre quase o inverso: é abaixo das subestações —e, cada vez mais, atrás dos medidores— que se multiplicam painéis solares, baterias e carros elétricos. Destaca que a orquestração desse novo sistema de distribuição de eletricidade exige digitalização: medidores inteligentes que funcionem como sensores da rede, digital twins, automação e inteligência artificial capazes de coordenar. Também ressalta que, para a distribuidora, isso significa coordenar recursos de terceiros com regras e preços claros, não controlá-los nem competir com eles. Conclui que a transição energética não consiste apenas em pôr novos instrumentos na orquestra: é preciso reinventar a regência e escrever a partitura econômica que sinalize a cada músico quando tocar quanto vale sua contribuição e quem paga por ela. (GESEL-IE-UFRJ – 15.10.2026)
Artigo de Felipe Zaratini e Mariana Vianna: “Comercialização varejista - desafios contratuais na expansão do ACL”
Em artigo publicado pelo Broadcast Energia, Felipe Zaratini (Head da equipe de Energia Elétrica e Infraestrutura do Felsberg Advogados) e Mariana Vianna (Associada da equipe de Energia Elétrica e Infraestrutura do Felsberg Advogados) tratam dos desafios contratuais associados à expansão da comercialização varejista no mercado livre de energia. Os autores destacam que consumidores industriais e comerciais de baixa tensão poderão migrar em novembro de 2027, enquanto os demais consumidores terão acesso em novembro de 2028. A ampliação do ACL para consumidores menos familiarizados com o setor exige contratos claros sobre preços, volumes, flexibilidade, custos de saída e responsabilidades. O texto alerta para possível aplicação da legislação de defesa do consumidor e para maior participação do Judiciário em conflitos antes resolvidos por arbitragem. Ressalta ainda que diferenças entre energia contratada e consumo efetivo são absorvidas regulatoriamente pelo varejista, mas seus efeitos econômicos podem ser distribuídos contratualmente. Concluem que a consolidação do varejo dependerá de produtos compreensíveis, transparência e equilíbrio adequado na alocação dos riscos. (GESEL-IE-UFRJ – 14.10.2026)
Artigo de Mariana Amim: “Escolha para o consumidor, rigor no mercado: autonomia real ou socialização de prejuízos?”
Em artigo publicado pela Agência Eixos, Mariana Amim (Diretora de Assuntos Técnicos e Regulatórios da Associação Nacional dos Consumidores de Energia) trata das condições regulatórias necessárias para que a abertura do mercado livre à baixa tensão amplie a liberdade de escolha sem transferir riscos excessivos aos consumidores. O Decreto nº 13.097/2026 permite a migração de consumidores industriais e comerciais a partir de 25 de novembro de 2027 e dos demais, inclusive residenciais, em 25 de novembro de 2028. A autora defende acesso simples, manutenção inicial dos medidores convencionais, transparência sobre a perda da Tarifa Social e outros benefícios e portabilidade de dados sob critérios da LGPD. Também ressalta a necessidade de produto padrão, comparação integral dos custos e proteção contra cláusulas onerosas. No Supridor de Última Instância, critica a socialização automática de prejuízos e propõe garantias e mecanismos prudenciais antes do repasse tarifário. Conclui que a abertura só produzirá ganhos efetivos se combinar concorrência, transparência, responsabilização dos agentes e proteção contra subsídios cruzados. (GESEL-IE-UFRJ – 15.10.2026)
