Donato Filho afirmou que entre 1º de janeiro e 11 de março de 2025 foram registrados 5,2 milhões de MW médios cortados. No mesmo período de 2026, o volume foi de 4,1 milhões de MW médios. “Opa, podemos dizer que melhorou, mas não. Apesar de uma aparente melhora, no ano passado tivemos o efeito da queda do Linhão de Belo Monte”, lembrou o executivo em sua participação no 11º Encontro de Negócios ABEEólica. “Desconsiderando esse efeito, os cortes efetivamente dobraram, passando de 2 milhões para 4,1 milhões de MW médios”, apontou ele durante o painel que tratou sobre curtailment.

Esse aumento no volume de energia aumentou em volume e em valores. Donato explicou que, enquanto o impacto econômico dos cortes no período analisado de 2025 foi de R$ 311 milhões, em 2026 esse valor saltou para R$ 905 milhões, impulsionado pelo aumento do preço do MWh. “Enquanto o volume em MWh dobrou, o impacto econômico triplicou”, pontuou.

Impactos de médio prazo

Nesse sentido, Donato destacou os efeitos sociais e estruturais dessa crise. A falta de investimentos no setor afeta diretamente a cadeia produtiva, incluindo fabricantes, empregos e o desenvolvimento das regiões impactadas, especialmente no Nordeste.

Além disso, avaliou que a perspectiva para os próximos anos também não é animadora. O executivo aponta que um alívio só deve ser sentido a partir de 2028 ou 2029. Isso porque é neste período que o país deverá ver a entrada de obras estruturantes para escoar a energia. No entanto, até lá, a tendência é de agravamento, especialmente devido à expansão da geração concentrada durante as manhãs, que intensifica os cortes por falta de carga. Por isso, defende que a Aneel defina a classificação dos cortes de forma mais clara para que haja previsibilidade.

Consulta Pública na reta final

Nesse sentido, a diretora da Aneel, Agnes da Costa, relatora da Consulta Pública 45/2019 que está aberta na autarquia, disse que o voto estava sendo construído. Ela fez uma consulta à procuradoria para analisar as perspectivas de cortes de MMGD. Essa modalidade é apontada como uma das impulsionadoras da sobreoferta de energia e que tem levado aos cortes de geração centralizada.

Aliás, essa questão da MMGD é uma das dúvidas legais que a diretora tinha sobre a possibilidade de cortar ou não essa modalidade. Em entrevista ao CanalEnergia, ela externou esse ponto como parte da Reportagem Especial sobre o assunto, publicada em 25 de abril de 2025.

Recentemente, a AGU deu parecer favorável ao corte físico e não ao corte contábil por conta da necessidade de alterações legais. Por isso ela comentou que alterar legislação é uma ação que exige um “esforço hercúleo”, que em muitas vezes não se sabe o que sairá de uma nova lei.

“Minha ideia é não atrasar mais, porque eu acho que a gente não vai ter a solução (…) mas eu acho que a gente tem que dar uma sinalização”, comentou, mas lembrando que a questão da MMGD é um fato e que não se pode proibir o consumidor de gerar sua própria energia. E ainda lembrou que a CP 45 trata apenas do corte de geração e dar a regulação para que o ONS organize seus cortes de geração, conforme a necessidade do SIN.

Democrático

E por falar no ONS, o diretor Christiano Vieira da Silva defendeu que haja a modernização da forma de alocar o custo desses cortes. Ele lembrou que o operador não tem preferências por fontes. “Mas a gente entende que esse atributo para atender essa curva do pato está aumentando”, destacou. “A gente vê que o pato está engordando, está crescendo”, comparou.

Por isso, defendeu que o país precisa de armazenamento, bateria para vale de carga, fontes controláveis para rampa e ainda de capacidade para ponta. Entretanto, concorda que não há a chamada “bala de prata” para todos esses desafios da operação. Entre as soluções, o sinal de preço e estruturas tarifárias são fundamentais para incentivar o consumidor e endereçar o consumo nos horários certos.

Fonte: CanalEnergia

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A consultoria apontou, em relatório divulgado nesta segunda-feira, 26 de janeiro, que o risco de colapso do Sistema Interligado Nacional foi infinitamente maior na comparação com 2024. No ano anterior, o Operador Nacional do Sistema Elétrico registrou apenas um dia crítico, em que o excesso de oferta em dia de carga reduzida gerou riscos para o sistema.

Explosão do curtailment

Em 2025, não apenas o corte de geração centralizada explodiu, como o risco real de apagão ou “outra intercorrência grave” aumentou com a penetração da geração distribuída.

O documento mostra que o problema do curtailment eólico e solar aumentou ainda mais no ano passado. Os maiores cortes registrados até então ocorreram em agosto, setembro e outubro. Esses meses foram marcados pelo descarte, em poucas semanas, de volumes de energia equivalentes à geração mensal de grandes hidrelétricas, como Itaipu.

Em novembro e dezembro do ano passado, os cortes diminuíram, em parte por fatores naturais, como a transição da “safra dos ventos”, além de ajustes pontuais na operação. No entanto, a questão estrutural não foi resolvida.

“O risco permanece embutido na arquitetura do sistema e reaparece sempre que a combinação de baixa carga (demanda) + alta geração renovável se repete. As usinas que sofrem o curtailment têm sido proibidas de gerar energia durante o dia, sobretudo durante as manhãs, quando a geração solar é intensa”, observa a Volt Robotics.

Aumento do risco de apagão

Um risco que preocupava o ONS e a Aneel era a repetição de novos eventos críticos entre o fim do ano passado e o início de 2026, com a entrada da MMGD. O operador preparou um plano emergencial, com o apoio da Aneel, que previa, em situações extremas, a possibilidade de corte de geração em usinas do Tipo III pelas distribuidoras. Esses empreendimentos estão conectados às redes de distribuição e não têm despacho centralizado.

No entanto, algumas medidas de ajuste impediram que um cenário crítico se materializasse. Uma delas foi a redução do despacho térmico, que ficou em 6,7 GW médios no Natal e em 6,3 GW médios em 1º de janeiro.

Para a Volt Robotics, o número elevado de eventos críticos no ano passado sinaliza para uma transformação estrutural, provocada especialmente pelo crescimento da energia solar. Essa mudança não foi acompanhada pelo sistema elétrico. “Quando o operador do sistema cria um plano extraordinário, o recado é claro: o risco é real, concreto e iminente — e, diferentemente de 2024, agora é recorrente”, adverte o relatório.

Novo horário crítico e teste de estresse

De acordo com o documento, domingo de manhã é o novo horário crítico para o sistema. Ao mesmo tempo em que o consumo despenca, esse é o período em que a produção solar — e muitas vezes a eólica — está forte. A situação leva à sobra de energia, testa os limites da rede e resulta em cortes forçados.

“Domingo virou o ‘teste de estresse’ semanal do sistema elétrico brasileiro. Em vários dos 16 dias críticos, o padrão se repetiu: carga baixa, renováveis altas, sistema no limite.”

Sistema está despreparado

Para a consultoria, o problema está na arquitetura do sistema elétrico, que é “tecnicamente sofisticado, mas estruturalmente despreparado para lidar com a abundância renovável”.

Parte da solução pode estar no consumidor, que deve ser incentivado a deslocar o consumo para horários com tarifas mais favoráveis. A consultoria calcula que, se apenas um quarto das quase 70 milhões de unidades consumidoras residenciais com tarifa comum reduzir a demanda em 5 kW, em uma hora, a demanda cairia, em média, 15 GW. Isso equivale a uma redução de 15% a 20% nos picos de consumo.

Outro efeito positivo, além do acesso a tarifas menores, seria a redução da necessidade de investimento em reforço de redes pelas distribuidoras para atendimento às horas críticas do dia.

A Aneel deu um sinal positivo com a ampliação da tarifa branca, que cria preços diferentes por horário. Mas a modalidade tem uma limitação estrutural, porque não incentiva o consumo nos momentos de sobra de energia renovável.

O Brasil vai precisar, então, de tarifas inteligentes, mais dinâmicas e mais calibradas por perfil de carga, para estimular uma resposta mais eficiente do consumidor.

Fonte: CanalEnergia

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Veja na tabela abaixo os novos índices, com vigência a partir de 22 de agosto:

Os índices foram impactados pelos custos com encargos setoriais, componentes financeiros e compra, transporte e distribuição de energia elétrica.

Revisão tarifária x Reajuste tarifário

A Revisão Tarifária Periódica (RTP) e o Reajuste Tarifário Anual (RTA) são os dois processos tarifários mais comuns previstos nos contratos de concessão. O processo de RTP é mais complexo. Nele são definidos: (i) o custo eficiente da distribuição (Parcela B); (ii) as metas de qualidade e de perdas de energia; e (iii) os componentes do Fator X para o ciclo tarifário. Já o processo de RTA é mais simples e acontece sempre no ano em que não há RTP. Nesse processo, é atualizada a Parcela B pelo índice de inflação estabelecida no contrato (IGP-M ou IPCA) menos o fator X (IGP-M/IPCA – Fator X). Em ambos os casos são repassados os custos com compra e transmissão de energia e os encargos setoriais que custeiam políticas públicas estabelecidas por meio de leis e decretos.

Fonte: gov.br

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A agência definiu o referencial regulatório para perdas de energia a serem consideradas nos reajustes tarifários anuais da concessionária, de 2025 a 2029. Para as perdas técnicas sobre a energia injetada na rede, o percentual é 6,982% no período.

Para as perdas não técnicas (resultante, entre outras coisas, de furtos de energia) sobre o mercado medido, foi estabelecida trajetória decrescente, começando com 12,962% em 2025 até atingir 11,405% em 2029.

A EDP atende mais de 1,7 milhão de unidades consumidoras em 70 dos 78 municípios do Espírito Santo.

Prorrogação

A revisão da EDP ES é a primeira após a renovação da concessão da distribuidora, em 16 de julho desse ano. A concessionária capixaba está entre as 19 empresas de distribuição com contratos a vencer até 2031.

Fonte: Canal Energia

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A movimentação vem após pressões de associações e representantes do setor, que não querem ver esse segmento de fora da jogada.

O governo estuda duas possibilidades para a MMGD: antecipar a redução gradual dos subsídios prevista na Lei 14.300/2022 ou incluir o segmento no rateio do EER (Encargo de Energia de Reserva), atualmente pago por consumidores livres e regulados.

Pelo que diz a lei atual, quem já estava conectado à rede até as mudanças das regras tem direitos garantidos até 2045.

Quem correu para protocolar o pedido até o começo de 2023 entrou numa espécie de transição, a partir de 2029, o desconto de 50% na tarifa de uso da rede começa a cair ano a ano. Mesmo sem uma decisão oficial, fontes ouvidas pela Agência iNFRA dizem que tecnicamente as duas possibilidades são viáveis.

O MME já tinha pensado em se configurar no segmento antes, mas recuou após ouvir alertas de que seria difícil aprovar as mudanças com a base política atual.

O texto da reforma já foi entregue à Casa Civil em abril, mas até agora passou apenas por ajustes de linguagem.

A previsão é que ele seja enviado ao Congresso nos próximos dias, via Medida Provisória. O presidente Lula já teria dado sinal verde para o ministro Alexandre Silveira seguir em frente.

O ponto central do texto prevê o fim dos descontos na tarifa de uso da rede para novos contratos de fontes incentivadas, medida que impacta diretamente grandes consumidores industriais.

A Abrace, associação que representa grandes consumidores, também soltou um sinal de alerta. Em análise recente, apontou que as mudanças podem gerar uma corrida para registro de contratos na CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), o que pode travar o objetivo de acabar com os subsídios num prazo razoável.
A proposta da reforma endurece as regras da autoprodução por equiparação, exigindo carga contratada dez vezes maior e participação mínima de 30% nas empresas com projetos próprios.

Fonte: Canal Solar

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A MMGD (mini e micro geração distribuída) é aquela voltada para a produção de energia elétrica para o consumo próprio. Normalmente, é feita por meio de placas solares instaladas nos telhados das residências. O modelo conta com subsídios, como desconto no uso da rede de energia, que atingem R$ 1,8 bilhão ao ano e pesam sobre a tarifa dos demais consumidores.

Pela lei, não é permitida a comercialização da energia gerada via GD, seja por pessoas ou empresas. Também é vedada a venda de energia a consumidores do mercado cativo (atendidos pelas distribuidoras locais), que só podem comprar eletricidade da própria distribuidora. O TCU, no entanto, tem alertado a agência para casos em que a GD tem sido usada para essa venda ilegal.

A Corte afirmou haver indícios de que empresas, inclusive algumas ligadas a distribuidoras de energia elétrica, podem estar utilizando o modelo de negócio da GD para, na prática, vender energia elétrica, situação proibida para o mercado cativo.

A área técnica do TCU sustentou no processo haver indícios de que a “venda” de energia está sendo camuflada por outros termos, como assinatura de energia solar ou aluguel de cotas de usinas solares, e vem sendo ofertada abertamente em campanhas por empresas.

Em março deste ano, o Tribunal já tinha entendido que a venda de energia solar por assinatura se configura como desvio de finalidade e solicitado medidas mais coercitivas da Aneel contra a prática.

ENTENDA O PROCESSO

A venda de energia solar por assinatura é o modelo no qual o consumidor não precisa instalar os painéis em casa, mas se associa a empresas que têm parques produtores e assim consegue o desconto na conta de luz. Em geral, a opção só está disponível para consumidores com faturas acima de R$ 300 ou R$ 500. Trata-se de um mercado em expansão, com uma potência instalada de 6,5 GW (gigawatt) e quase 1,5 milhão de assinantes.

A possível fraude consiste na venda dessa energia para consumidores cativos, atendidos pelas distribuidoras de energia locais. O TCU indicou que empresas usam o modelo de negócio para vender diretamente energia ao mercado regulado e comercializar créditos produzidos pela MMGD. As duas práticas são proibidas pela legislação atual.

“O crescimento da MMGD nestes moldes, além de ilegal, é prejudicial ao sistema elétrico como um todo, causando o aumento de encargos para o restante dos consumidores. É ainda mais perverso ao conceder mais subsídios para consumidores de maior poder aquisitivo, que serão custeados, via CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), em maior proporção, pelos consumidores que não aderirem à sistemática”, diz o parecer técnico.

Na geração distribuída, o consumidor injeta na rede da distribuidora a sobra da energia produzida em sua casa e obtém um desconto na conta de luz por isso. É o chamado crédito de energia. Pela lei, quem instalou os equipamentos até janeiro de 2023 tem isenção até 2045 da chamada “taxa de fio”, cobrada pelo uso das linhas das distribuidoras. Os novos entrantes pagam parcialmente essa tarifa. Esses benefícios são cobrados dos demais consumidores de energia.

No entanto, a Lei 14.300 de 2022 estabelece que:

• Art. 28 – A microgeração e a minigeração distribuídas caracterizam-se como produção de energia elétrica para consumo próprio.

Já a resolução normativa da Aneel 1.000 de 2021 dispõe que:

• § 5º do art. 655-M – É vedada a comercialização de créditos e excedentes de energia, assim como a obtenção de qualquer benefício na alocação dos créditos e excedentes de energia para outros titulares, aplicando-se as disposições do art. 655-F caso isso seja constatado.

Os técnicos do TCU entenderam haver falhas na fiscalização da Aneel e na regulação existente. Destacam que as altas tarifas de energia têm atraído cada vez mais consumidores para o segmento, aumentando os subsídios para a MMGD e provocando o encarecimento da tarifa para o mercado regulado.

Desta forma, o relator do processo, Antonio Anastasia, afirmou haver “necessidade de a Aneel realizar fiscalização para identificar e atuar em casos de comercialização ilegal de energia, bem como aprimorar a regulação para coibir práticas que se caracterizem como venda de energia, de créditos de energia ou de excedentes de energia no âmbito da MMGD”.

Ao determinar a apresentação de plano de ação dentro de 60 dias, o ministro declarou não se tratar de “encarar com desconfiança” as ações da Aneel sobre o tema, mas sim uma medida necessária diante da importância da questão para a sociedade.

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A proposta (PL 4831/2023) tem como objetivo limitar o Mercado Livre de Energia a 30% do uso da rede de distribuição, inviabilizando, inclusive, as renovações de contratos. O texto é de autoria do deputado federal João Carlos Bacelar (PL-BA).

O documento também busca limitar em até 10% a inserção da GD (geração distribuída) na área de atuação das distribuidoras de energia elétrica, de modo que, após o atingimento deste limite, as concessionárias não fiquem mais obrigadas a fornecer pontos de conexão para novos consumidores.

A justificativa do parlamentar para essa proposta é que, segundo ele, o crescimento desses dois mercados no Brasil pode “ferir de morte” as concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica.

“Buscando a sustentabilidade econômico-financeira da distribuidora, busca-se uma estabilidade do mercado no fornecimento de energia elétrica, de forma que se garanta previsibilidade na aquisição de energia elétrica, evitando tanto a sobre contratação quanto a energia”, destaca o documento.

O PL está pronto para Pauta no Plenário (PLEN), e aguardando parecer do relator na Comissão de Minas e Energia (CME).

Fontes: Portal Solar; Câmara dos Deputados.

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Um desses trabalhos foi coordenado pela professora Virginia Parente, do Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo, e mostra que o impacto para os consumidores não adotantes dos sistemas fotovoltaicos pode variar de R$ 97 milhões a R$ 1,5 bilhão, considerando a geração local.

Na geração distribuída remota, em que a produção de energia ocorre em um local diferente do consumo, o menor impacto varia de R$ 221 milhões a R$ 3,6 bilhões. Simulações feitas nas áreas de concessão da Cemig (MG), CPFL Paulista (SP) e RGE Sul (RS) mostram que o efeito mais extremo deve atingir os consumidores de Minas Gerais, onde a penetração dos sistemas de GD é maior.

Outro estudo do Programa de Energia e Sustentabilidade do Idec estabelece correlação entre a instalação de sistemas de produção de energia solar, o nível de renda e o peso das contas de luz para famílias de diferentes classes sociais, nas capitais São Paulo, Rio de Janeiro e Belo Horizonte. Ele conclui que os incentivos existentes são usufruídos pelas classes mais privilegiadas, maiores adotantes desses sistemas, que não pagam parte dos custos pelo uso da rede de distribuição.

Segundo o levantamento, 31% da potência instalada em São Paulo está localizada nas regiões mais ricas da cidade e apenas 4% nas regiões mais pobres. Em Belo Horizonte, 42% estão em bairros de alta renda e menos de 1% nos de baixa renda.

Dos projetos implantados por pessoas jurídicas, 20% da potência instalada pertencem a empresas com capital social superior a R$ 100 milhões. Esse dado, na avaliação do instituto, mostra que o subsídio cruzado tem beneficiado mais as grandes empresas que pequenos empreendedores.

Fonte: Canal Energia

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Essa proposta deveria ser elaborada a partir de diretrizes do CNPE , na forma de projeto de lei a ser a enviado ao Congresso Nacional. Segundo o MME, a resolução do conselho “leva em consideração o acesso não discriminatório do consumidor às redes das distribuidoras, a necessidade de se garantir a segurança jurídica e regulatória, a observância de transparência e previsibilidade nos processos, a gradualidade na transição das regras e os benefícios decorrentes da Microgeração e Minigeração Distribuída.”

O TCU também deu prazo de 90 dias para que a Agência Nacional de Energia Elétrica apresente um plano de ação prevendo a retirada da diferenciação tarifária entre consumidores de energia elétrica, resultante do sistema de compensação aplicado aos mini e microssistemas de geração distribuída.

A proposta da agência deve observar um período de transição para que o repasse de custos e encargos de forma desigual seja eliminado sem resultar em “ônus ou perdas anormais ou excessivos, nem tratamento desproporcional ou não equânime” aos consumidores que investiram na implantação desses sistemas de geração de energia. A Aneel  vem discutindo alterações nas regras de mini e micro geração desde 2019, mas ainda não consolidou a consulta pública que trata da revisão da Resolução 482, de 2012.

Fonte: Canal Energia

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A agência quer diminuir os subsídios para os consumidores que produzem sua própria eletricidade, o que ocorre hoje principalmente por meio de painéis solares.

O forte crescimento no número de instalações de geração distribuída de energia no País gerou um embate entre distribuidoras e investidores desses sistemas. A agência de regulação registrou um expressivo aumento no número de reclamações de instaladores relativas a dificuldades no relacionamento com distribuidoras, e o regulador promete apertar o cerco.

A reavaliação da norma em 2019 foi prevista em 2015. A proposta em consulta pública, conforme o órgão regulador, sugere aperfeiçoamentos ao modelo do sistema de compensação de créditos, considerando os avanços da geração distribuída nos últimos anos.

Com o sistema fotovoltaico, o consumidor pode abater parte do seu consumo de energia ou sua integralidade e o excedente jogar na rede elétrica recebendo créditos de sua distribuidora. Esses créditos são descontados quando o consumidor usa a energia da concessionária, por exemplo, à noite, quando os painéis fotovoltaicos não estão gerando energia.

Atualmente, 100% da energia que o mini gerador joga na rede pode ser compensada da sua conta. Na ótica das distribuidoras, quem gera a sua própria energia paga uma tarifa mínima que não cobre o custo da concessionária que tem que disponibilizar a rede de distribuição.

O diretor-geral da Aneel, André Pepitone, ressalta que muito orgulha olhar hoje e ver a democratização da tecnologia da micro e minigeração distribuída entre os consumidores, com mais de 1,3 mil MW instalados (o que corresponde a cerca de um terço da demanda de eletricidade do Rio Grande do Sul). Porém, o dirigente também salienta a necessidade de haver uma alocação justa de custos.

“O regulador precisa equilibrar a regulamentação de modo que os consumidores que dependem exclusivamente da rede não sejam afetados por consumidores que geram a sua própria energia”, defende.

Desde a regulamentação da resolução 482/2012 pela Aneel, já foram implantadas mais de 120 mil unidades consumidoras com micro ou minigeração, e houve redução de 43% do valor dos painéis solares, que possuem vida útil de 25 anos. A fonte solar é a mais utilizada na modalidade, alcançando 98% das conexões. Na regra atual, quando a compensação de energia se dá na baixa tensão, quem possui geração distribuída deixa de pagar todas as componentes da tarifa de fornecimento sobre a parcela de energia consumida que é compensada pela energia injetada.

As alterações ao sistema de compensação propostas, de acordo com a Aneel, equilibram a regra para que os custos referentes ao uso da rede de distribuição e os encargos sejam pagos pelos consumidores que possuem geração distribuída. Isso vai permitir que a modalidade se desenvolva ainda mais e de forma sustentável, sem impactar a tarifa de energia dos consumidores que não possuem o sistema.

Aneel considera que segmento continua competitivo

O diretor da Aneel, Rodrigo Limp, frisa que a revisão das regras de geração distribuída permitirá o avanço responsável da modalidade, que permanece atrativa, sem gerar passivos para os demais consumidores. A proposta em debate prevê um período de transição para as alterações. Os consumidores que possuem o sistema de mini e microgeração permanecem com o faturamento da regra em vigor até o ano de 2030.

Os consumidores que realizarem o pedido da instalação de geração distribuída após a publicação da norma (prevista para 2020) passam a pagar o custo da rede (TUSD Fio B e Fio A – componentes da tarifa de uso dos sistemas de distribuição). Em 2030, ou quando atingida uma quantidade de geração distribuída pré-determinada em cada distribuidora, esses consumidores passam a compensar a componente de energia da Tarifa de Energia (TE) e pagam além dos custos de rede, os encargos.

No caso da geração remota (o sistema gerador está instalado em local distinto do lugar de consumo), a proposta prevê dois cenários. Os consumidores que já possuem geração distribuída continuam com as regras atualmente vigentes até o final de 2030. E os novos pedidos de acesso após a publicação da norma passam a pagar custos de rede e encargos, também compensando a componente de energia da Tarifa de Energia.

Fonte: Jornal do Comércio

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