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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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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A aprovação ocorre em momento de acompanhamento das condições hidrológicas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que mantém atenção especial sobre os submercados Sul e Sudeste/Centro-Oeste diante de previsões de chuvas abaixo da média nas próximas semanas.

Conforme o plano de ação iniciado em janeiro, os agentes se movimentam para cumprir as diretrizes operativas delineadas pelo comitê.

Como antecipado pela MegaWhat, a CTG Brasil apresentou ao Ibama plano técnico para reduzir, em caráter excepcional, a vazão defluente da UHE Jupiá de 3.300 m³/s para 2.300 m³/s a partir de 1º de março, logo após o término da piracema.

O documento apresentado pela CTG prevê vigência até 31 de outubro de 2026, condicionada à programação do ONS, e inclui medidas de monitoramento ambiental a jusante.

O plano técnico da companhia atende às orientações do CMSE para que os agentes estejam preparados caso os reservatórios entrem em níveis críticos a partir de março.

Chuvas melhoram, mas déficit persiste

O Ministério de Minas e Energia destacou que houve melhora nas condições meteorológicas desde janeiro, com episódios de Zona de Convergência do Atlântico Sul (ZCAS) favorecendo precipitações nas regiões Norte, Sudeste e Centro-Oeste. Ainda assim, o volume não foi suficiente para recuperar o déficit pluviométrico acumulado em importantes bacias geradoras.

Em janeiro, a Energia Natural Afluente (ENA) permaneceu abaixo da média histórica em todos os subsistemas, atingindo 63% da Média de Longo Termo (MLT) no SIN. Ao final do mês, os níveis de armazenamento chegaram a 47% no Sudeste/Centro-Oeste, 59% no Sul, 54% no Nordeste e 59% no Norte, cerca de 50% no sistema nacional.

Previsões apresentadas pelo Cemaden durante a reunião do comitê indicam continuidade de chuvas, porém com volumes abaixo da média nas principais bacias geradoras nas próximas semanas, reforçando a cautela operativa.

O ONS informou que seguirá monitorando a evolução do período chuvoso e das condições de armazenamento, com foco na estratégia de redução da inflexibilidade hidráulica do SIN, medida voltada à recuperação dos níveis dos reservatórios.

As projeções hidroenergéticas para fevereiro indicam ENA entre 75% e 58% da MLT no SIN, dependendo do cenário, com armazenamento variando entre 55,9% e 50%.

Estudos sobre aversão ao risco vão à consulta pública

O CMSE também aprovou estudos sobre o nível de aversão ao risco dos modelos computacionais do setor elétrico, desenvolvidos pelo Comitê Técnico PMO/PLD em cumprimento à Resolução nº 1/2025. Foram analisados diferentes pares do parâmetro CVaR, entre 15,30 e 15,50, com base na Curva Referencial de Armazenamento (CRef) 2026 e em análise multicritério.

Segundo o MME, o material seguirá para consulta pública ainda em fevereiro, acompanhada de workshop técnico previsto para o dia 25, com aplicação dos novos parâmetros prevista para a primeira semana operativa de 2027.

Expansão, comercialização e operação

Na expansão do SIN, janeiro registrou acréscimo de 924 MW de capacidade instalada de geração centralizada, além de 4,7 km de linhas de transmissão e 86 MVA de capacidade de transformação.

Entraram em operação a PCH Pedrinha (14 MW), a UTE Pagrisa (20 MW), o Complexo São Claus (99,9 MW) e o Complexo UFV Draco Solar (409 MW).

Na comercialização, a CCEE informou que a liquidação financeira do Mercado de Curto Prazo (MCP) de dezembro de 2025 totalizou R$ 3,32 bilhões, com R$ 2,98 bilhões liquidados (89,68%). Permaneceram inadimplidos R$ 342,75 milhões, enquanto R$ 518,39 milhões foram destinados à Conta de Energia de Reserva (Coner).

O comitê informou que não houve exportação hidrelétrica no período recente. Já as exportações termelétricas somaram 39 MW médios em dezembro e 151 MW médios em janeiro, destinadas majoritariamente à Argentina.

Fonte: MegaWhat

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De acordo com os dados em análise, a energia natural afluente vai ficar abaixo de 100% da Média de Longo Termo em quase todos os reservatórios do país. A exceção é o Nordeste, cuja projeção é de 102% da MLT para fevereiro. O subsistema SE/CO vem depois, com volume esperado de 91%. Superior a expectativa do boletim anterior, de 64% da Média. Já Norte e Sul aparecem com 71% e 46% da MLT.

Carga diminui e CMO aumenta

Na previsão de carga com MMGD é esperado um recuo de 1,7% para o mês no Sistema Interligado Nacional. Isso em comparação com o mesmo período no ano anterior. Dessa forma, a região SE/CO e o Sul deverão apresentar retrações de 4,3% e 5,7%. Por sua vez, Nordeste e Norte indicam elevações de 7,9% e 7,3%.

Assim, os valores médios semanais do Custo Marginal de Operação (CMO) dos subsistemas do SIN subiram em relação à semana anterior. E ficando em R$ 322,62/MWh todos as regiões. Ademais, com o despacho térmico de 8.446 MW médios indicado pelo modelo Decomp na etapa de programação semanal, o custo de operação esperado para a semana operativa atual é de R$ 366,4 milhões. Para as próximas semanas do mês, a média do custo de operação esperado é de R$ 243,73 milhões por semana.

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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Com a entrada do período chuvoso no país, a previsão de chuvas para dezembro é superior às chuvas que ocorreram em novembro, na maior parte do país. Contudo, essa expectativa de chuvas está, em geral, abaixo da sua média histórica para esse mês do ano. Diante de condições de geração de energia um pouco mais favoráveis, foi possível mudar da bandeira vermelha patamar 1 para amarela. Por isso, o acionamento das termelétricas continua sendo essencial para atender à demanda.

Além disso, a geração solar é intermitente e não fornece energia de forma contínua, especialmente no período noturno e nos horários de maior consumo.

O mecanismo das bandeiras tarifárias foi criado em 2015 para indicar o custo real da energia. Ele reflete o custo variável da produção de energia, considerando fatores como a disponibilidade de recursos hídricos, o avanço das fontes renováveis, e o acionamento de fontes de geração.

A ANEEL reforça a importância do uso responsável da energia elétrica, que evita desperdícios e contribui com a sustentabilidade do setor elétrico.

Fonte: ANEEL

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A situação, ainda que represente um aumento do preço da energia, mantém as condições em relação ao mês anterior, e mostra melhora em relação ao mês de setembro, quando a bandeira foi vermelha patamar 2.

Segundo a Aneel, o cenário segue desfavorável para a geração hidrelétrica, devido ao volume de chuvas abaixo da média e à redução nos níveis dos reservatórios.

“Dessa forma, para garantir o fornecimento de energia é necessário acionar usinas termelétricas, que têm custo mais elevado, justificando a manutenção da bandeira vermelha patamar 1”, explica a agência.

A Aneel ainda destacou que a fonte solar da geração é intermitente e não injeta energia para o sistema o dia inteiro. Por essa razão, é necessário o acionamento das termelétricas para garantir a geração de energia quando não há iluminação solar, inclusive no horário de ponta.

Como funcionam as bandeiras tarifárias

O sistema de bandeiras tarifárias está vigente desde 2015, com a função de sinalizar aos consumidores regulados os custos de energia no país. A bandeira reflete análises que consideram a disponibilidade de recursos hídricos, o avanço das fontes renováveis e o acionamento de fontes de geração mais caras como as termelétricas.

A ideia é que o consumidor adapte o consumo para ajudar a reduzir o valor da conta em períodos em que a energia elétrica está mais escassa.

Antes das bandeiras, o custo de acionamento das termelétricas era cobrado dos consumidores apenas via reajustes anuais das distribuidoras. Com as bandeiras, o consumidor tem a sinalização de preço, e ainda economiza, já que as distribuidoras de certa forma financiavam o consumidor ao longo do ano, o que envolvia o pagamento de juros.

Em 2022, a Aneel estimava que as bandeiras tinham proporcionado, desde 2015, uma economia de R$ 4 bilhões pela não incidência de Selic sobre o custo da energia nos processos tarifários de reajuste e revisão tarifária.

Fonte: Megawhat

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Com a MP, que terá efeito imediato, a isenção começaria já nesta semana, logo após sua publicação no Diário Oficial da União (DOU). O programa de isenção atenderá famílias de baixa renda, além de idosos, pessoas com deficiência, indígenas e quilombolas vulneráveis, que consumam até 80 quilowatt-hora (kWh) por mês.

O evento será organizado pela Secretaria de Relações Institucionais (SRI) do Palácio do Planalto, sob a direção da ministra Gleisi Hoffmann, e contará com a presença de ministros e parlamentares em Brasília.

A medida provisória tem três eixos principais: o primeiro quer diminuir o custo da conta de luz para as famílias mais pobres, o segundo reorganiza o setor para cobrir os descontos aos grupos vulneráveis, e o terceiro oferece a possibilidade de escolha de fornecedor de energia para todos os consumidores.

Atualmente, cerca de 40 milhões de pessoas recebem descontos de até 65% nas contas de luz por meio da tarifa social, e com a nova medida, 60 milhões de brasileiros terão isenção total, segundo o governo. Outros 55 milhões de consumidores também receberão descontos em encargos

A isenção terá um custo aproximado de R$ 3,6 bilhões anuais, e esse valor será pago, por exemplo, com a inclusão de consumidores de alta tensão no rateio das contas das usinas nucleares Angra 1 e 2, além de outras fontes de energia.

O governo diz que planeja expandir a liberdade de escolha do fornecedor de energia. Atualmente, consumidores de alta tensão, como grandes indústrias e empresas, já têm essa possibilidade, mas ela será estendida aos pequenos negócios em março de 2027 e aos demais consumidores em março de 2028.

fonte: InfoMoney

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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 expectativa é de que o projeto seja apresentado ao Congresso Nacional via medida provisória, conforme comentou o próprio ministro durante a coletiva. Ele afirmou naquela oportunidade que via clima para que fosse essa a forma de submeter o texto ao crivo do Congresso Nacional. Com isso, as regras propostas pelo executivo passam a valer assim que publicadas no Diário Oficial da União e há um prazo para a análise por senadores e deputados.

Fonte: CanalEnergia

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