Os cálculos da ANACE indicam que o leilão deve resultar num aumento dos custos pagos pelos consumidores de energia em mais de R$ 60 por MWh nos próximos anos. Esse impacto é gravíssimo, tendo em vista o patamar de custos excessivos em que os valores já se encontram hoje.

A situação é ainda mais preocupante porque esses custos deveriam ser divididos não só entre os consumidores, mas também com os geradores responsáveis pelos desequilíbrios do sistema elétrico que exigiram tal contratação.

Isso se aplica em particular para as usinas solares e eólicas que, embora sejam contratadas para fornecimento de energia e potência, limitam-se à entrega da primeira. Nesse sentido, vale lembrar que desde 2014 a ANACE tem alertado para a necessidade de que os agentes dos diversos segmentos do setor elétrico sejam responsabilizados pelos riscos que agregam ao setor.

Quanto às regras do leilão especificamente, o edital falha por não ter definido produtos diferentes para usinas novas e antigas. Com isso, na prática no leilão os consumidores foram obrigados, à sua revelia, a pagar pela compra de um carro novo com a possibilidade de receberem um carro velho.

A Associação também considera absurda a contratação de térmicas a carvão mineral no certame. Essas usinas, por suas características operativas, têm uma resposta lenta às necessidades de acréscimo de geração nos momentos de necessidade, sendo opções totalmente ineficientes para o atendimento da demanda de flexibilidade vivida hoje na operação do sistema. Além disso, as unidades têm custo elevado, alto impacto ambiental e baixa eficiência energética.

Entretanto, sem sinais econômicos adequados de demanda, e depois de mais de três anos de idas e vindas, disputas jurídicas e revisões de parâmetros de última hora, optou-se por uma contratação “a qualquer preço”, com limitada concorrência entre tecnologias, com uma promessa de custo diluído e pouco perceptível no curto prazo. O resultado foi bem diferente: em um único movimento, aproximadamente R$ 0,5 trilhão foram transferidos para a conta dos consumidores, com potencial de elevar as tarifas, em média, em cerca de 9% até 2031 e impacto da mesma ordem no mercado livre.

O resultado é, no mínimo, irônico. O sinal econômico decorrente do LRCAP tende a acelerar ainda mais a expansão da MMGD, justamente o segmento que intensifica a rampa de carga e amplia a necessidade de flexibilidade operativa, uma vez que, diante da elevação tarifária, consumidores buscam alternativas para reduzir sua exposição ao sistema. A solução proposta para o problema não só vai sair cara, como tende a aprofundá-lo.

Confira a íntegra do artigo do professor de mercados de energia da Escola Politécnica da USP e ex-diretor da EPE, Erik Rego.

Valor Econômico

08/04/26

Medidas para conter o avanço das tarifas de energia se tornaram comuns já há algum tempo – ainda mais perto de eleições.

Desta vez, o Ministério de Minas e Energia disse à Aneel que postergar as próximas decisões tarifárias “permitirá a adequada conclusão das análises e a eventual consideração de medidas que possam contribuir para uma solução mais equilibrada.” 

O ministério de Alexandre Silveira enviou um ofício à agência em que diz estar “buscando soluções que preservem o equilíbrio regulatório sem impor ônus excessivo à população.”

“Virou moda,” disse Raphael Gomes, sócio do escritório Lefosse Advogados, lembrando que houve diversas tentativas de conter as tarifas desde 2012, no Governo Dilma.

“Qualquer empréstimo agora volta lá na frente como encargo ou tarifa, como foi em ocasiões anteriores,” disse o CEO da consultoria PSR, Luiz Barroso. “Não tem almoço grátis.” 

A íntegra da reportagem está disponível aqui.

Brasil Journal

30/03/26

Em artigo sobre o leilão de reserva de capacidade (LRCAP) realizado no dia 18 de março de 2026, o professor da PUC-Rio Alexandre Street destaca que existem basicamente duas visões legítimas e bem fundamentadas sobre como realizar a expansão da geração:

1) de um lado, aqueles que confiam nos mecanismos de mercado, nos sinais de preço e na interação entre oferta e demanda para revelar custos e orientar investimentos;

2) de outro, aqueles que defendem o planejamento centralizado, apoiado em modelos capazes de internalizar restrições, incertezas e complementaridades entre fontes e infraestrutura.

Apesar das diferenças, ambas as correntes convergem em princípios essenciais, como transparência, decisões tecnicamente fundamentadas, eficiência e foco no consumidor.

A divergência está no caminho para chegar lá e, sobretudo, em quem deve deter a informação necessária e arcar com as responsabilidades para guiar essas decisões. O problema é que, no vácuo dessa divergência ainda não resolvida, o caminho que começa a se consolidar por meio dos leilões de capacidade não representa adequadamente nenhuma dessas duas abordagens.

No dia 18 de março de 2026, escolhemos uma nova forma de expandir o sistema, uma que não é nem baseada em mercado, nem em planejamento integrado, mas via subsídios de longo prazo conferidos a fontes pré-selecionadas de forma administrativa e discricionária.

O artigo completo está disponível aqui.

A entidade reconhece que a sinalização horária para os custos da energia proporcionada pela implementação da Tarifa Branca é coerente com a modernização do setor elétrico e pode contribuir com a mitigação dos efeitos operativos da expansão da geração solar, especialmente nos horários de ponta e nas variabilidades de carga no fim do dia.

Mas a ANACE alerta que a aplicação compulsória da Tarifa Branca, na velocidade proposta, atingindo os consumidores de baixa tensão que consomem acima de 1000 kWh por mês, pode gerar aumento de custos, baixa efetividade sistêmica e forte contestação por parte dos consumidores.

“A modernização tarifária só será legítima se vier acompanhada de modicidade tarifária, transparência, transição adequada e evidências concretas de benefício sistêmico. Para tanto, é preciso aumentar a transparência e reduzir riscos do processo”, avalia o diretor-presidente da ANACE, Carlos Faria.

Para tanto, a principal recomendação da Associação apresentada para a  Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) no âmbito da Consulta Pública 046/2025, que avalia o  tema, é a promoção de um “período-sombra” para conhecer melhor o perfil intradiário de consumo dos segmentos residencial, comercial, serviços e pequenas indústrias, antes da efetiva entrada em vigor das novas regras da modalidade tarifária.

Na visão da ANACE, o estabelecimento de um período transitório de 24 ciclos de faturamento em operação sombra é imprescindível para a realização de estudos, campanhas de medição, projetos-piloto e sandboxes tarifários, e conscientização dos consumidores que, durante esse período, receberiam suas faturas de energia com detalhamento dos gastos em kWh por posto horário, participação percentual, valor por faixa e comparação direta entre a tarifa convencional e a nova modalidade.

A ANACE também propõe que, em um primeiro momento, a adesão à Tarifa Branca permaneça estritamente opcional por 18 meses e seja acompanhada de uma campanha obrigatória de educação e esclarecimento ao consumidor, com linguagem simples, comunicação multicanal e faturas comparativas.

Para a regulação, a ANACE também propõe ajustes relevantes para aumentar a transparência e reduzir riscos; entre estes, destaca-se o enquadramento compulsório na modalidade considerando a energia efetivamente importada da rede, inclusive nos casos de compensação de micro e minigeração distribuída (MMGD).

Por fim, a Associação propõe regras específicas para novas unidades consumidoras, com pelo menos 12 meses de estabilização antes de qualquer compulsoriedade, mediante a previsão de salvaguardas contra aumentos abruptos de custos e prazo adicional de adaptação para consumidores cuja despesa suba mais de 10% a 15%, permitindo mecanismos formais de contestação e revisão de enquadramento, com a possibilidade de aplicação da tarifa convencional quando houver mudança estrutural e permanente no perfil de consumo.

Confira aqui a contribuição sobre o tema apresentada pela ANACE à Aneel.

Essa condição se deve ao fato de que o Brasil não passa por um problema de falta de energia, mas efetivamente enfrenta um problema de qualidade temporal e operacional da oferta diante da curva de consumo.

Nos últimos anos, boa parte dos empreendimentos de geração de energia no país foi estruturada em contratos baseados, direta ou indiretamente, na lógica da garantia física: um volume de energia associado à expectativa de entrega e à previsibilidade de receita para o investidor.

Esse modelo foi importante para viabilizar financeiramente a expansão do setor, mas não resolve o fato de que a energia deve estar disponível quando o sistema efetivamente precisa dela. Afinal, as fontes renováveis intermitentes proporcionam elevados excedentes de geração em determinados horários de maneira descasada com a curva de consumo, cuja necessidade de atendimento é superior em janelas específicas. O principal exemplo disso é o que se verifica no final do dia, quando as usinas solares deixam de operar e o consumo aumenta.

O fato é que o país tem energia de sobra, mas convive com a crescente dificuldade para compatibilizar a produção com a curva real de carga. Quando a contratação e a remuneração não incorporam, de forma mais clara, sinais locacionais, temporais e de flexibilidade, o resultado é um sistema com sobra de energia em certos períodos e escassez operacional relativa em outros.

Nesse contexto, o curtailment deixa de ser apenas um problema conjuntural e passa a refletir uma limitação estrutural do modelo de expansão e contratação. A sinalização econômica ainda remunera, em grande medida, a existência de um volume contratado, mas não necessariamente a capacidade de modular, deslocar ou disponibilizar energia com aderência às imprescindibilidades operativas do sistema. Isso cria um descompasso entre a lógica contratual do investidor e a lógica física da operação elétrica. Enfrentar o curtailment exige reconhecer essa mudança e ajustar os sinais de mercado, planejamento e regulação a essa nova realidade.

Mas, além da ausência de preços para serviços ancilares, o modelo setorial atual define o preço de curto prazo da eletricidade no atacado com um dia de antecedência. Isso faz com que todos os erros entre o que foi previsto e o que efetivamente ocorreu de um dia para o outro, bem como a maior parte dos custos das ações operativas realizadas para corrigi-los, sejam pagos por fora do mercado. Nesse desenho, não cobramos o custo causado por aqueles que introduzem incerteza no sistema nem remuneramos aqueles que ajudam a endereçá-la.

A essas distorções soma-se o atalho perigoso adotado por meio de subsídios para garantir que as fontes renováveis conseguissem se instalar e prosperar frente às fontes convencionais.

É nesse cenário, em que o preço de curto prazo já não representa mais a realidade do sistema, que a competição deixa de operar em benefício de todos e passa a se dar em torno de subsídios. No caos econômico e regulatório, o poder do lobby ocupa o lugar da inteligência de mercado.

A solução estrutural dos problemas atuais está muito mais associada à redução gradual, mas célere, de subsídios, à aproximação do PLD à operação em tempo real, à criação de mercados de serviços ancilares e ao desenvolvimento de novos instrumentos e canais de gestão de risco do que aos atuais leilões de capacidade.

Confira a íntegra do artigo do professor Alexandre Street publicado no Valor Econômico.

Valor Econômico

24/02/26

O impacto seria maior em estabelecimentos cujas atividades se concentram no fim da tarde e início da noite, como mercados e farmácias. De acordo com a Anace, esses negócios têm baixa flexibilidade para alterar o padrão de consumo, pois dependem do comportamento dos clientes.

“A obrigatoriedade pode representar aumento dos já elevados custos da energia”, afirma o diretor-presidente da entidade, Carlos Faria.

Confira a íntegra da reportagem no Canal Energia: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53339277/anace-critica-tarifa-branca-obrigatoria

Neste contexto, a ANACE entende ser indispensável aprofundar o debate sobre a metodologia de apropriação de custos e rateio; a efetividade, o enfoque e a governança dos subsídios custeados pela CDE; e os mecanismos de controle e auditoria das despesas financiadas pelo encargo.

Essas premissas serviram de base para a contribuição da Associação na consulta pública promovida pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) sobre o orçamento e as quotas anuais do encargo neste ano.

Com foco na modicidade tarifária, isonomia e governança, as recomendações defendem que a decisão regulatória esteja apoiada não apenas na consolidação contábil das rubricas, mas também em evidências verificáveis sobre drivers de custo, critérios de elegibilidade, controles, trilhas de auditoria e resultados esperados.

Confira aqui a contribuição completa.