O principal destaque da última semana foi o produto março, que recuou 24,48%, a R$ 421,09 por MWh e permaneceu como o mais negociado em tela.

As transações da última semana também foram marcadas por quedas expressivas nos ativos maio (-20,04%), junho (-19,24%), no produto 2T2026 (-19%) e abril (-18,69%).

No médio prazo, o produto convencional 2S2026 apresentou recuo de 11,88%, a R$ 317/MWh, e se manteve entre os ativos com mais liquidez (711 GWh).

Energia incentivada e longo prazo

Na energia incentivada, a maior variação também aconteceu nos contratos com entrega em março de 2026, com queda de 22,84% e fechamento a R$ 346,66/MWh. Em seguida, os contratos para 2T2026 variaram -17,54%, fechando a semana a R$ 323,44/MWh, e o 2S2026 com queda de 10,93%, encerrando a semana a R$ 345,66/MWh.

Fontes: MegaWhat

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As Regras e Procedimentos de Comercialização (PdCs) provisórios relativos à mudança, com vigência a partir de 1º de janeiro de 2026, já se encontram disponíveis no site da CCEE. O cronograma com as datas de crédito e débito das liquidações para o ano será divulgado por meio de novo comunicado, assim que aprovado pelo Conselho de Administração.

Atenção! A conta centralizadora para o depósito dos valores devidos passará a ser a mesma já utilizada atualmente para as operações do Mercado de Curto Prazo (MCP). Essa mesma conta deverá ser utilizada pelos agentes distribuidores, que já participavam do rateio e não deverão mais usar a conta específica criada para os pagamentos de Angra 1 e 2.

Seguem os principais destaques da nova operação:

• Criação de uma nova rotina de liquidação centralizada dos Contratos de Cotas de Energia Nuclear, incluindo os consumidores do ACL e tendo como referência, para as cotas mensais, a Garantia Física das usinas Angra 1 e Angra 2;

• A liquidação financeira da receita de venda de Angra 1 e 2 será realizada em duas datas, uma para débito e outra para crédito. A inadimplência na operação pode levar à instauração de processo de desligamento na CCEE;

• Rateio mensal das cotas de energia e custeio entre os consumidores finais, tomando como parâmetro o consumo contabilizado na CCEE (TRC), incluindo tratamento específico para autoprodutores e para a carga de agentes de distribuição;

• Será considerado o fator de proporcionalização entre mercado faturado e mercado contabilizado, similar ao adotado para o rateio das cotas do PROINFA, com a exclusão do consumo classificado na Subclasse Residencial Baixa Renda;

• Os valores a serem pagos e recebidos na liquidação financeira serão divulgados pela CCEE aos respectivos agentes devedores (usuários de energia nuclear) e ao agente credor (Eletronuclear), incluídos os custos administrativos, financeiros e tributos (CAFT);

• A conta centralizadora mencionada no Contrato de Constituição de Garantias (CCG) passa a ser a mesma conta corrente destinada à liquidação financeira do MCP, aberta junto ao agente liquidante, utilizada tanto para o depósito do montante financeiro pelos agentes devedores quanto para o recebimento dos recursos por parte do agente credor;

• Exclusão da necessidade de abertura de conta específica para a liquidação de Angra 1 e 2, uma vez que será utilizada a mesma conta do MCP;

• Apesar de o PdC 3.2, impactado por esta demanda, prever o processo para a assinatura do Contrato de Constituição de Garantias, essa obrigação foi preliminarmente afastada.

Na 39ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL, realizada em 18/11/2025, a Diretoria aprovou, por unanimidade, a aplicação das novas versões das Regras e dos PdCs em caráter provisório, com vigência a partir de 1º de janeiro de 2026, em conformidade com o encaminhamento do voto do Diretor-Relator, utilizando a conta custódia dos agentes sem a necessidade de CCG, com a possibilidade de recontabilização subsequente à aprovação definitiva, caso sejam acatadas novas alterações após o fechamento da Consulta Pública nº 37/2025.

Confira os documentos provisórios divulgados no portal da CCEE:

Regras de Comercialização:

• 02 – Medição Contábil;

• 05 – Contratos;

• 07 – Comprometimento de Usinas;

• 08 – Tratamento de Exposições;

• 10 – Consolidação de Resultados;

• 20 – Votos e Contribuição Associativa;

• 23 – Regime de Cotas de Garantia Física e Energia Nuclear.

Procedimentos de Comercialização:

• 1.1 – Adesão à CCEE;

• 3.2 – Contratos do Ambiente Regulado;

• 3.6 – Apuração e Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2.

As alterações foram realizadas com base nas determinações contidas na Nota Técnica Conjunta nº 16/2025-SGM/STR/ANEEL, de abertura da Consulta Pública nº 37/2025.

Fonte: CCEE

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O aprimoramento está diretamente relacionado à sustentação dos serviços utilizados diariamente pelos agentes em suas operações, como a contabilização, a liquidação do Mercado de Curto Prazo e o acesso aos sistemas e canais de atendimento da Câmara.

O que muda na prática

O novo cálculo passa a considerar duas parcelas:

• Parcela Mínima, destinada à cobertura dos serviços essenciais da CCEE, comum a todos os associados (R$ 672,00);

• Parcela Adicional, que permanece sendo calculada proporcionalmente ao volume de energia transacionada.

Essa estrutura garante maior equilíbrio e adequada alocação de custos, contribuindo para a continuidade e a evolução dos serviços prestados pela Câmara e para o bom funcionamento do mercado de energia.

Orientação aos agentes

Considerando a proximidade do novo ciclo de pagamentos, a CCEE sugere que os agentes verifiquem previamente os valores atualizados da Contribuição Associativa por meio do módulo de Gestão de Pagamentos, bem como seus processos internos de faturamento e pagamento, a fim de evitar divergências ou atrasos.

Fonte: CCEE

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O descompasso entre a bandeira verde e a realidade de curto prazo reforça críticas recorrentes aos modelos de formação de preço e aos sinais percebidos pelo consumidor final em comparação com o custo marginal da operação.

A volatilidade pressiona diretamente agentes do mercado livre, sobretudo comercializadoras e consumidores que estavam descobertos ou projetavam preços mais baixos para fevereiro.

A chegada do PLD ao teto regulatório reduz a liquidez e eleva o risco de crédito entre contrapartes, em um ambiente que já vinha sensível após episódios recentes de estresse financeiro no segmento.

Apesar do sinal tarifário positivo para o consumidor final, os dados operacionais indicam forte pressão no curtíssimo prazo. O preço médio para esta quarta-feira gira em torno de R$ 540/MWh, mas com picos expressivos ao longo do dia, refletindo uma operação mais cara do sistema.

O Custo Marginal de Operação (CMO), indicador-chave da formação do preço, deve bater o pico de até R$ 4.800/MWh, conforme informou o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

O CMO representa o custo para produzir o próximo MWh necessário para atender à demanda do SIN, refletindo o valor de produção da usina mais cara a ser despachada.

Picos concentrados no fim do dia

Os dados do Preço Horário do Dia, informados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) mostram um comportamento quase que estável ao longo da madrugada e da manhã, com valores próximos da média de cerca de R$ 540/MWh nos quatro submercados. A partir do fim da tarde, no entanto, observa-se uma inflexão acentuada.

Nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul, os preços começam a subir a partir das 18h e alcançam o teto regulatório próximo das 20h e 21h, quando o PLD supera R$ 1.500/MWh.

Movimento semelhante ocorre no Nordeste e no Norte, com valores também encostando no limite máximo no início da noite. Após o pico, os preços recuam gradualmente nas últimas horas do dia, mas permanecem em patamares elevados em relação ao início do período.

A variação relativamente próxima entre os submercados aponta para fatores estruturais da operação e do balanço energético no horário de maior consumo.

CMO elevado e despacho térmico

A escalada dos preços está diretamente ligada à deterioração das expectativas hidrológicas e à operação mais conservadora do sistema. Modelos de formação de preço, como o Decomp, passaram a refletir uma piora nas previsões de afluências para o restante do período úmido, enquanto o ONS intensificou a estratégia de preservação dos reservatórios diante de um verão mais seco que o esperado.

Em nota divulgada ontem, o operador destacou que a carga bruta tende a crescer nesta quarta-feira impulsionada pelas altas temperaturas, ao mesmo tempo em que deve ocorrer redução da geração eólica.

A combinação, segundo o ONS, elevou a necessidade de despacho de usinas térmicas mais caras, especialmente no fim do dia, quando a geração solar deixa de contribuir e a demanda segue elevada.

O aumento do CMO sinaliza o cenário em que o sistema precisa recorrer a fontes mais onerosas para garantir o atendimento da carga e preservar a segurança energética futura.

Expectativa pelo CMSE

Diante do cenário, o foco do mercado se volta para a próxima reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), prevista para a próxima semana. O colegiado deve discutir se mantém a estratégia de preservação hídrica e despacho térmico intensivo ou se haverá alguma medida para suavizar a trajetória dos preços.

Na reunião anterior, em janeiro, o tema da escassez hídrica já havia ganhado destaque, incluindo debates sobre ajustes operativos em hidrelétricas.

Para analistas e agentes com quem a MegaWhat conversou, o comportamento recente do PLD pode antecipar novas discussões sobre segurança energética e sobre o equilíbrio entre custo e risco na operação do sistema.

Se o padrão de volatilidade se repetir, cresce a preocupação com impactos financeiros sobre comercializadoras e consumidores livres, ampliando a pressão sobre a governança do mercado e sobre as decisões operacionais.

Fonte: MegaWhat

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Nos últimos meses, a comercializadora – que também possui ativos de geração – deixou de cumprir parte de seus compromissos no mercado de energia. Segundo a companhia, a crise financeira teve origem em contratos firmados com a Gold Energia, outra comercializadora que não honrou seus acordos, provocando um efeito em cadeia e um prejuízo estimado em R$ 75 milhões para a América.

A empresa afirma que enfrenta execuções judiciais de credoras como EDP Trading, Eneva e Safira Energia, e teme novas ações que possam comprometer o processo de reestruturação. O pedido de tutela busca, portanto, impedir a multiplicação de cobranças e criar um ambiente mais estável para negociações.

Em manifestação judicial, a América declarou disposição para honrar seus compromissos, inclusive por meio da venda de ativos de geração solar e eólica construídos ao longo dos últimos 15 anos.

“Para reduzir sua exposição no mercado e equacionar seus contratos, esse patrimônio está sendo disponibilizado e negociado. As Requerentes confiam que tais negociações ocorrerão de forma mais estruturada e com maiores chances de boas resoluções a partir do acolhimento do pedido desta cautelar”, diz trecho do documento obtido pelo Canal Solar.

O pedido de proteção contra credores estabelece um stay period – período de suspensão temporária da exigibilidade das dívidas – de 60 dias. Caso as tentativas de mediação com credores não avancem, a América Energia poderá converter o pedido em recuperação judicial ou extrajudicial.

A lista de credores da empresa inclui 25 comercializadoras de energia, entre elas Shell Energy, Cemig, Enel, Comerc, Auren, EDF Renewables, Statkraft e Thopen.

Caso Gold Energia

No dia 10 de setembro, a ANEEL revogou a autorização de operação da Gold Comercializadora de Energia após a empresa descumprir contratos no mercado regulado e no mercado livre. A agência também determinou o ajuizamento de uma Ação Civil Pública contra os sócios e administradores da companhia.

Segundo o diretor Fernando Mosna, relator do processo, a comercializadora atuou com perfil especulativo, acumulando prejuízos de cerca de R$ 1 bilhão a credores. Desse montante, aproximadamente R$ 300 milhões recaem sobre o mercado regulado.

A Gold entrou com um recurso administrativo questionando essa decisão da ANEEL.

Fonte: CanalSolar

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Em carta enviada às contrapartes, a empresa afirma que eventos “imprevisíveis e alheios à sua vontade” inviabilizaram a manutenção das condições originalmente pactuadas e propõe rescisões amigáveis ou repactuação de preços.

Segundo o sócio-fundador da BID, Leandro Parizotto, a companhia enfrenta dificuldades para recompor posições desde o segundo semestre de 2024, em meio à disparada do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) e ao processo de quebra de comercializadoras, como Mill, Máxima, Gold, América e, mais recentemente, o grupo Elétron.

Esse movimento teria forçado compras no curto prazo a valores até quatro vezes superiores aos contratos originais, pressionando o caixa e eliminando a liquidez.

A exposição hoje em negociação gira em torno de 5 MW médios, com impacto financeiro estimado entre R$ 5 milhões e R$ 6 milhões. “Não é um volume que cause problema sistêmico, mas retirou a liquidez necessária para manter todos os compromissos nas bases originais”, afirmou o executivo.

A BID diz já ter renegociado mais da metade dos contratos afetados, em alguns casos com a transferência de consumidores para outras comercializadoras varejistas. Entre comercializadoras, há cerca de cinco contrapartes envolvidas, com duas negociações encaminhadas. Até o momento, segundo a empresa, não há ações judiciais movidas por consumidores finais.

Na avaliação de Leandro Parizotto, o estresse recente tem menos relação com preço e mais com a restrição de crédito no mercado. “Houve momentos em que, mesmo querendo zerar posição, não havia quem vendesse energia. O mercado se fechou”, disse.

Ele sustenta que a BID sempre operou com posições casadas e sem apostas direcionais em PLD, mas que, a partir de setembro de 2025, passou a não conseguir recompor contratos diante do ambiente de aversão a risco.

Reinício gradual e sem recuperação judicial

Apesar das negociações em curso, a BID descarta, por ora, recorrer à recuperação judicial. A estratégia é concluir acordos bilaterais e reduzir significativamente o porte da operação, com retomada gradual dos volumes.

“O plano é reiniciar praticamente do zero, como no primeiro mês de liquidação da empresa, com cerca de 5 MW médios, e avançar conforme houver liquidez e crédito no mercado”, afirmou o sócio-fundador.

A comercializadora pretende manter as atividades de gestão e serviços para consumidores no mercado livre, priorizando a recomposição de caixa e a reconstrução de confiança com as contrapartes.

A empresa não possui débitos na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), com liquidações e aportes em dia.

CCEE coloca BID em operação assistida

Procurada, a CCEE informou que a BID está sob regime de operação assistida, conforme deliberação tornada pública na reunião nº 1.478 do Conselho de Administração, realizada em 19 de agosto de 2025.

Em nota, a câmara afirmou que “monitora de forma contínua e isonômica as operações dos agentes, conforme a legislação e a regulação aplicáveis”, e que aprimora continuamente suas metodologias de monitoramento conforme a evolução do cenário.

Pelo regime de operação assistida, o agente só pode realizar novos registros, ajustes e validações de contratos mediante solicitação e autorização da CCEE, que verifica previamente os balanços energéticos para evitar riscos e preservar a liquidez do mercado.

Preços altos e liquidez restrita

O caso da BID ocorre em um ambiente de preços pressionados e maior seletividade de crédito entre agentes. O pedido de recuperação judicial do grupo Elétron, com passivo de R$ 1,17 bilhão, elevou a percepção de risco e reforçou o foco do mercado na saúde financeira dos players, mais do que em preocupações imediatas com abastecimento.

Com o PLD elevado, reservatórios em níveis mais baixos e maior despacho térmico, agentes relatam redução do apetite a risco. A adoção de parâmetros mais conservadores nos modelos, como CVaR mais alto, e a maior dispersão de cenários hidrológicos têm dificultado a formação de preço e levado as mesas de trading a operar com baixa liquidez.

Além disso, parte relevante do capital do setor foi direcionada, nos últimos anos, a projetos renováveis e à geração distribuída, hoje pressionados por desafios como curtailment e dificuldade de encontrar contraparte para a venda de excedentes, o que reduz a disponibilidade de caixa para novas operações.

Nesse ambiente, agentes veem espaço para um novo ciclo de consolidação, com ativos mudando de mãos e empresas buscando escala e robustez financeira para atravessar períodos de maior volatilidade.

Para a BID, a prioridade agora é atravessar o ajuste preservando relações comerciais e, gradualmente, retomar operações em bases menores.

Fonte: MegaWhat

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Durante o Encontro Anual do Mercado Livre de Energia, realizado nesta quarta-feira, 26 de novembro, em Campinas (SP), o presidente da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), Alexandre Ramos, destacou a importância da abertura integral do mercado de energia elétrica no Brasil, classificando-a como um marco histórico para o setor e um avanço essencial para a economia nacional. Durante o evento, Ramos enfatizou que a liberalização do mercado não apenas beneficia os consumidores, mas também impulsiona investimentos, estimula a competitividade e acelera a transição energética do país.

Ramos ainda ressaltou que a abertura do mercado deve ser conduzida de forma previsível, sustentável e integrada, garantindo equilíbrio entre os mercados cativo e livre, além de assegurar a saúde financeira das distribuidoras. Ele destacou que o processo deve oferecer segurança para todos os consumidores, simplificando a escolha de fornecedores e garantindo transparência e agilidade nas operações.

“A abertura do mercado livre de energia no Brasil representa não apenas uma conquista para o consumidor, mas também um marco para o nosso país. É um avanço que traz competitividade, inovação e eficiência para o setor, com benefícios concretos para a economia nacional,” disse Ramos.

Avanços

Entre os avanços já realizados, Ramos mencionou a migração de mais de 84 mil unidades consumidoras de alta tensão para o mercado livre, além da publicação da Lei 15.269, que estabelece os parâmetros para a abertura integral do mercado. Ele destacou que, embora o cronograma atual preveja a abertura total até 2028, há esforços para antecipar esse prazo em até dois ou três anos, permitindo que 92 milhões de unidades consumidoras de baixa tensão também tenham acesso ao mercado livre.

Ramos reforçou que a abertura do mercado deve ser acompanhada por medidas que assegurem sua sustentabilidade e segurança. Ele destacou a importância de garantir o equilíbrio de encargos entre os mercados cativo e livre, preservando a saúde financeira das distribuidoras, fator essencial para a estabilidade do setor. Além disso, enfatizou a necessidade de simplificar e agilizar os processos de migração, permitindo que os consumidores escolham novos fornecedores de maneira fácil, rápida, transparente e segura, promovendo uma transição eficiente e confiável.

Campanhas de conscientização

Para preparar os consumidores e agentes do mercado, Ramos afirmou que a CCEE tem investido em campanhas de conscientização, com o objetivo de reduzir a assimetria de informações e facilitar a transição para o mercado livre. Além disso, ele destacou o papel da tecnologia, como a criação de uma plataforma de integração baseada em inteligência artificial, que agiliza o envio de dados e simplifica os processos de migração.

“A abertura do mercado deve ser acompanhada por processos simplificados e seguros, garantindo que os consumidores tenham liberdade de escolha sem enfrentar barreiras ou riscos,” afirmou.

Impactos

Ramos enfatizou que a liberalização do mercado de energia elétrica é um dos maiores avanços institucionais das últimas décadas, com impactos significativos para o setor e para o país. Ele destacou que a abertura integral do mercado atrairá investimentos, fortalecerá a economia e permitirá que consumidores se tornem protagonistas, escolhendo soluções que melhor atendam suas necessidades e valores.

“A liberdade de escolha é a essência de toda liberdade. Garantir que os consumidores possam optar por fornecedores e fontes de energia é um avanço que traz competitividade, inovação e eficiência para o setor,” disse.

O executivo da CCEE reforçou o compromisso da CCEE em liderar o processo de abertura do mercado com rigor técnico, independência e visão de futuro. Ele destacou que o diálogo permanente entre os agentes do setor será essencial para garantir que a transição ocorra de forma segura e sustentável.

“A abertura do mercado livre de energia no Brasil não é apenas uma conquista para os consumidores, mas também um marco para o nosso país. Estamos construindo um setor elétrico mais acessível, sustentável e alinhado com as melhores práticas globais, promovendo qualidade de vida para os brasileiros e um futuro mais verde para o planeta,” concluiu Ramos.

Fonte: CanalEnergia

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O parlamentar, deverá apresentar o relatório final da MP 1300 nesta terça-feira, 2 de setembro no Congresso Nacional. Hoje ele tem reunião agendada com o  presidente da Câmara, Hugo Motta. Ele não promete surpresas, mas um texto muito próximo da original, publicado em 21 de maio. Coelho Filho, que preside também a comissão mista da MP 1304, destacou que o relatório será mais enxuto e com foco na questão da tarifa social. Medidas como a autoprodução de energia, abertura de mercado livre e curtailment deverão ficar para a próxima MP, relatada pelo senador Eduardo Braga (MDB-AM).

“Com o tempo curto, optamos por discutir na MP 1304, que vai até novembro deste ano, e focar na questão da tarifa social. A ideia é ter uma tramitação mais suave na Câmara e no Senado, sem prejuízo do acordo político de que os temas que vinham na MP 1300 possam ser tratados na 1304”, explicou o deputado, que já ocupou o cargo de Ministro de Minas e Energia durante participação remota no evento realizado pela CCEE, em São Paulo.

Demora e urgência

Para a questão dos cortes de geração, Coelho Filho mostrou-se preocupado com os efeitos para o setor de geração eólica e solar. Tanto que afirmou que a MP 1304 deverá englobar o uso de baterias. Ele ressaltou que o texto deverá vir com as condições para sanar essa questão do atual custo bilionário e também preparar as condições para o futuro.

Ele defendeu uma abordagem integrada. “Cada um defende seu espaço e todos com razão, mas o fato é que isso gera distorção. A geração distribuída entra em um horário que todos sabíamos, mas o crescimento foi inesperado, deixando o ONS com menos controle da operação”, explicou.

O parlamentar destacou o momento político conturbado que afetou a tramitação das propostas, com a derrubada de vetos presidenciais e a “guerra tarifária” com os Estados Unidos em julho. “Tivemos os primeiros 15 a 20 dias concorridos pela pauta no Congresso e, evidentemente, a pauta do setor elétrico ficou para um segundo momento”, disse.

O deputado alertou para a urgência das medidas, considerando que 2026 será ano eleitoral. “Se perdermos a chance dessas MPs em que possamos debater, podemos perder a janela e talvez isso fique para 2027, e setores podem não aguentar até lá”, advertiu.

Fonte: CanalEnergia

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De acordo com a Aneel, a maior parte desse montante — R$ 41,4 bilhões — será repassada diretamente aos consumidores por meio das contas de luz, em uma cota chamada CDE-Uso. Já outros R$ 5,4 bilhões, da cota CDE-GD, servirão para cobrir os descontos concedidos a quem gera a própria energia com painéis solares e sistemas de minigeração, sendo pagos até o fim de 2025 apenas por consumidores do mercado cativo.

O impacto será sentido de forma distinta conforme a região do país: 3,85% nas regiões Norte e Nordeste e 5,76% no Sul, Sudeste e Centro-Oeste. Segundo a Aneel, esses percentuais já começaram a ser incorporados nos reajustes tarifários realizados ao longo do primeiro semestre de 2024, mas precisarão ser ajustados para alcançar o valor aprovado.

Além das contas de luz dos consumidores brasileiros, a CDE também recebe recursos do Tesouro Nacional e de multas cobradas das concessionárias.

O aumento do orçamento da CDE tem várias causas, entre elas a alta nos incentivos às fontes renováveis no mercado livre, que passaram de R$ 12 bilhões para mais de R$ 15 bilhões.

Outra causa, diz a Aneel, é o avanço da geração distribuída. A CDE-GD, que cobre o subsídio dado a quem injeta energia na rede, crescerá R$ 1,97 bilhão. Também pesaram na conta os chamados restos a pagar de 2024: um déficit de R$ 612 milhões, sendo 70% do valor referente aos custos do programa Luz Para Todos ainda não executadas.

Além disso, a Tarifa Social de Energia Elétrica, que concede descontos a famílias de baixa renda, teve um aumento de R$ 1,6 bilhão no orçamento, impulsionado pela Medida Provisória nº 1.300/2025. A norma garante gratuidade nos primeiros 80 kWh consumidos por beneficiários do programa.

Já o programa Luz Para Todos, voltado à universalização do acesso à energia, exigirá R$ 1,4 bilhão a mais.

E a Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), destinada a cobrir custos do uso de óleo diesel e outros combustíveis fósseis na geração de energia em áreas isoladas, também encareceu. Houve aumento de R$ 1,8 bilhão, em grande parte devido à flexibilização dos gastos operacionais da concessionária Amazonas Energia.

A Aneel informou, ainda, que as contas de luz também ficarão mais caras por conta da extinção dos aportes decorrentes da privatização da Eletrobras, utilizados até 2024 para quitar dívidas como a Conta-Covid e a Conta Escassez Hídrica. Os valores previstos para 2025, 2026 e 2027 já foram antecipados e utilizados por força da Medida Provisória nº 1.212/2024.

fonte: Gazeta do Povo

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A flexibilização foi autorizada pela MP 1.300, atualmente em tramitação na Câmara dos Deputados. O marco legal permite que residências e pequenos negócios possam romper com modelos de tarifas fixas e, muitas vezes, elevadas das concessionárias tradicionais. Os segmentos ainda não atendidos da indústria e do comércio poderão aderir ao modelo a partir de agosto de 2026. Os consumidores residenciais, em dezembro de 2027.

Quem pode ser beneficiado com as mudanças?

São cerca de 58,4 milhões de usuários que poderão ser beneficiados, com uma economia estimada em até R$ 7,6 bilhões por ano. Ao contratar energia diretamente de empresas geradoras ou comercializadoras, elimina-se uma camada de intermediários e abraça-se a dinâmica de um mercado competitivo.

Os efeitos, entretanto, não vão ser uniformes. Consumidores do Centro-Oeste, por exemplo, podem ver uma redução média de 15,2%, com o Distrito Federal liderando o ranking nacional, podendo alcançar impressionantes 26,5% de corte na despesa de energia.

Já na Região Sul, a média de economia é de 12,9%, enquanto no Sudeste, a estimativa fica em 12,6%. O Norte e o Nordeste, embora também beneficiados, preveem reduções mais modestas, de 9,8% e 9%, respectivamente. Na lanterna dessa lista, a Paraíba deverá ter a menor economia, com uma redução estimada de 5%. A diferença se explica pelas variações nos valores e na composição das tarifas das distribuidoras regionais.

Promessa já tem três décadas

A ideia de um mercado de energia mais aberto não é nova. Já existe há 30 anos, com a promulgação da Lei 9.074/1995. A norma, em sua origem, abria o mercado para grandes consumidores, aqueles com carga igual ou superior a 3 mil kW, e sinalizava uma futura expansão para todos.

Em setembro de 2022, no governo do ex-presidente Jair Bolsonaro (PL), o Ministério de Minas e Energia publicou uma portaria que permitia a todos os consumidores de alta tensão aderirem ao mercado livre. Antes disso, apenas 0,03% dos consumidores tinham essa liberdade de contratar diretamente de geradoras, de acordo com a Associação Brasileira dos Fornecedores de Energia (Abraceel).

Para esses grandes players – grandes empresas comerciais e industriais –, a migração representou uma economia significativa, variando de 30% a 50% nos gastos com energia. O histórico de sucesso com grandes consumidores acende a esperança para o mercado de baixa tensão.

A abertura do mercado livre de energia para o consumidor de baixa tensão ganhará corpo em duas fases claras:

• Primeiro, para os setores da indústria e comércio que ainda não foram contemplados, a partir de agosto do próximo ano.
• Os consumidores residenciais terão a vez em dezembro de 2027.

Experiência internacional serve de alerta

Apesar do otimismo, a experiência internacional serve como um sinal de alerta. A diretora do Centro de Estudos em Regulação e Infraestrutura da Fundação Getulio Vargas (FGV Ceri) e ex-diretora da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Joisa Dutra, explica que a abertura de mercado em outros países visava a redução de custos e o ganho de eficiência pela competição. No entanto, nem sempre o resultado foi o esperado.

O caso britânico é um exemplo marcante. Após enfrentarem problemas de fornecimento por empresas do mercado aberto, muitos consumidores buscaram refúgio nas antigas concessionárias, priorizando a segurança. A lição é clara: a competição, por mais benéfica que seja, exige marcos regulatórios sólidos para funcionar de forma adequada.

Esse é um gargalo no modelo brasileiro. Em mercados mais maduros, a negociação de energia funciona com um equilíbrio entre oferta e demanda: compradores sinalizam o quanto estão dispostos a pagar, e vendedores estabelecem seus preços mínimos. “Esse encontro entre oferta e demanda é que permitia gerar preços que davam sinais importantes para a operação do sistema e para sua expansão”, observa a especialista do FGV Ceri.

Essa dinâmica crucial não está prevista na medida brasileira, um elemento que pode comprometer a eficiência do mercado livre. Segundo Dutra, a ausência desse mecanismo pode gerar distorções de preço que, em última instância, penalizarão o consumidor final. Esse é um ponto de atenção máximo para o Congresso, que está avaliando a MP.

Principal desafio das novas regras é a regulação

Um dos principais desafios da liberalização está na regulação rigorosa das empresas que atuarão no mercado livre. Há uma necessidade de garantir que os fornecedores cumpram os contratos e, acima de tudo, que os consumidores não fiquem desabastecidos. A segurança do fornecimento é tão vital quanto a economia na conta.

Outra questão delicada são os custos de sobrecontratação das distribuidoras, aponta a Volt Robotics. Em um cenário de migração massiva, as distribuidoras podem ficar com contratos de compra de energia “sobrando”, gerando um custo que precisa ser endereçado. Se esses custos forem simplesmente divididos entre os agentes, sem uma solução sustentável, os benefícios da migração para o mercado livre podem ser drasticamente reduzidos.

O alerta da empresa de comercialização de energia é contundente: essa transferência de custos pode anular os ganhos de eficiência prometidos, transformando a liberalização em mera redistribuição de ônus entre diferentes grupos de consumidores.

Digitalização na medição pode ajudar mercado livre de energia

A modernização tecnológica pode servir como um catalisador para a ampliação do mercado livre de energia. Em junho, o Ministério de Minas e Energia (MME) atualizou as diretrizes para a digitalização do sistema de medição por meio da portaria nº 111. A pasta afirma que essa mudança pode trazer uma transparência sem precedentes sobre o consumo e o funcionamento do mercado livre de energia.

Segundo o ministério, a digitalização pode viabilizar a implementação do Open Energy – um conceito similar ao Open Banking do setor financeiro. Isso permitiria que consumidores compartilhem seus dados de consumo com diferentes empresas, buscando ofertas mais competitivas e personalizadas.

A diretora do FGV Ceri vê essa medida como uma “democratização” que permite aos comercializadores desenhar produtos “mais adequados às realidades distintas dos clientes, gerando benefícios”. Ela alerta que a tecnologia, por si só, não resolve todos os problemas.

Nos Estados Unidos, a instalação de um sistema de medição digital gerou insatisfação em 97% dos consumidores. Para evitar uma experiência similar no Brasil, Dutra avalia que a modernização deve ter como foco principal o aumento da eficiência para o consumidor, e não apenas os benefícios operacionais para distribuidoras e geradoras de energia.

Fonte: Gazeta do Povo

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