Carga SIN73.908 MW▼ 10,58%PLD MédioR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD SE/COR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD SulR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD NER$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD NorteR$ 57,31/MWh▼ 61,93%EAR SIN58,9%▼ 0,34%EAR SE/CO55%▼ 0,36%EAR Sul80,7%▼ 0,25%EAR NE63,9%▼ 0,47%EAR Norte65,9%▼ 0,45%ENA SIN157% MLT▼ 0,63%ENA SE/CO143% MLT▲ 1,42%ENA Sul238% MLT▼ 1,24%ENA NE64% MLT▼ 1,54%ENA Norte42% MLT▼ 2,33%Carga SIN73.908 MW▼ 10,58%PLD MédioR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD SE/COR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD SulR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD NER$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD NorteR$ 57,31/MWh▼ 61,93%EAR SIN58,9%▼ 0,34%EAR SE/CO55%▼ 0,36%EAR Sul80,7%▼ 0,25%EAR NE63,9%▼ 0,47%EAR Norte65,9%▼ 0,45%ENA SIN157% MLT▼ 0,63%ENA SE/CO143% MLT▲ 1,42%ENA Sul238% MLT▼ 1,24%ENA NE64% MLT▼ 1,54%ENA Norte42% MLT▼ 2,33%
Hidráulica43.852 MW(59%)▼ 4,89%Térmica8.290 MW(11%)▼ 12,76%Eólica6.596 MW(9%)▼ 41,82%Solar13.815 MW(19%)▼ 3,76%Nuclear1.355 MW(2%)▲ 0,37%Hidráulica43.852 MW(59%)▼ 4,89%Térmica8.290 MW(11%)▼ 12,76%Eólica6.596 MW(9%)▼ 41,82%Solar13.815 MW(19%)▼ 3,76%Nuclear1.355 MW(2%)▲ 0,37%Hidráulica43.852 MW(59%)▼ 4,89%Térmica8.290 MW(11%)▼ 12,76%Eólica6.596 MW(9%)▼ 41,82%Solar13.815 MW(19%)▼ 3,76%Nuclear1.355 MW(2%)▲ 0,37%
PETR4R$ 58,00▲ 1,12%PETR3R$ 64,54▲ 0,50%PRIO3R$ 71,00▲ 3,88%RECV3R$ 12,63▲ 3,27%VBBR3R$ 36,29▲ 0,11%UGPA3R$ 39,10▲ 1,19%RAIZ4R$ 0,39▲ 8,33%CSAN3R$ 5,11▲ 3,86%EGIE3R$ 30,65▼ 2,26%CMIG4R$ 11,61▼ 1,28%CPFE3R$ 49,40▼ 0,54%EQTL3R$ 48,56▲ 0,85%ENGI11R$ 66,05▲ 1,52%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 14,89▲ 0,27%ENEV3R$ 31,40▼ 0,06%TAEE11R$ 44,47▼ 0,40%ALUP11R$ 38,50▲ 0,34%LIGT3R$ 3,73▼ 2,86%PETR4R$ 58,00▲ 1,12%PETR3R$ 64,54▲ 0,50%PRIO3R$ 71,00▲ 3,88%RECV3R$ 12,63▲ 3,27%VBBR3R$ 36,29▲ 0,11%UGPA3R$ 39,10▲ 1,19%RAIZ4R$ 0,39▲ 8,33%CSAN3R$ 5,11▲ 3,86%EGIE3R$ 30,65▼ 2,26%CMIG4R$ 11,61▼ 1,28%CPFE3R$ 49,40▼ 0,54%EQTL3R$ 48,56▲ 0,85%ENGI11R$ 66,05▲ 1,52%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 14,89▲ 0,27%ENEV3R$ 31,40▼ 0,06%TAEE11R$ 44,47▼ 0,40%ALUP11R$ 38,50▲ 0,34%LIGT3R$ 3,73▼ 2,86%
BrentUS$ 109,28▼ 0,25%WTIUS$ 98,22▼ 0,32%Gás NaturalUS$ 3,03▼ 6,24%DólarR$ 5,04▼ 0,45%BrentUS$ 109,28▼ 0,25%WTIUS$ 98,22▼ 0,32%Gás NaturalUS$ 3,03▼ 6,24%DólarR$ 5,04▼ 0,45%BrentUS$ 109,28▼ 0,25%WTIUS$ 98,22▼ 0,32%Gás NaturalUS$ 3,03▼ 6,24%DólarR$ 5,04▼ 0,45%
▸Petrobras recebe pagamentos de subvenção para gasolina e diesel▸Brasil projeta 2º menor custo de solar firme global até 2035, aponta IRENA▸Vale vende controle de mina de níquel Thompson, mas garante offtake▸Marinha homologa novas profundidades em Suape para granéis líquidos, otimizando logística de petróleo e gás▸CIIA-PAC estabelece conteúdo nacional para leilão de baterias do Novo PAC▸Brava Energia identifica hidrocarbonetos em poço exploratório na Bacia Potiguar▸EPE aponta riscos climáticos na transmissão e sugere ações para resiliência▸EPE publica roadmap para fortalecer resiliência climática do setor elétrico▸bp notifica ANP sobre indícios de petróleo em poço do pré-sal de Tupinambá▸Trinasolar lança módulos solares ultrarresistentes para maior resiliência climática▸Axia Energia conclui testes anuais de Black Start em hidrelétricas estratégicas do Nordeste▸Vibra esclarece à CVM divergência com Petrobras sobre prazo para plano de descontinuação de marcas▸Petrobras recebe pagamentos de subvenção para gasolina e diesel▸Brasil projeta 2º menor custo de solar firme global até 2035, aponta IRENA▸Vale vende controle de mina de níquel Thompson, mas garante offtake▸Marinha homologa novas profundidades em Suape para granéis líquidos, otimizando logística de petróleo e gás▸CIIA-PAC estabelece conteúdo nacional para leilão de baterias do Novo PAC▸Brava Energia identifica hidrocarbonetos em poço exploratório na Bacia Potiguar▸EPE aponta riscos climáticos na transmissão e sugere ações para resiliência▸EPE publica roadmap para fortalecer resiliência climática do setor elétrico▸bp notifica ANP sobre indícios de petróleo em poço do pré-sal de Tupinambá▸Trinasolar lança módulos solares ultrarresistentes para maior resiliência climática▸Axia Energia conclui testes anuais de Black Start em hidrelétricas estratégicas do Nordeste▸Vibra esclarece à CVM divergência com Petrobras sobre prazo para plano de descontinuação de marcas
Radar Energia
AnáliseRegulação & Política

Abraceel manifesta preocupação com novos encargos que afetam o mercado livre

A Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (ABRACEEL) expressou preocupação com a reestruturação dos encargos setoriais. Novas leis impõem custos adicionais ao Mercado Livre de Energia (ACL) e aos comercializadores, além de impactar a tarifa final para todos os consumidores, com projeção de aumento médio de 9,4% em 2026.

12 de outubro de 2026 às 14:36Fonte oficial: ABRACEELRedação Radar Energia

A Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (ABRACEEL) manifestou preocupação com a reestruturação dos encargos setoriais, que impõe novos custos ao Mercado Livre de Energia (ACL) e aos comercializadores, além de impactar a tarifa final para todos os consumidores. A posição da entidade foi divulgada em nota, em meio à regulamentação de leis que alteram o custeio de importantes componentes do setor elétrico.

As mudanças decorrem principalmente das Leis nº 15.235/2025 e nº 15.269/2025. A primeira expande o rateio dos custos das usinas nucleares Angra 1 e 2 para os consumidores do ACL a partir de 2026, antes restrito às distribuidoras. Já a Lei nº 15.269/2025 encerra o direito ao desconto nas tarifas de uso da rede (TUST/TUSD) para novas migrações ao ACL e aumentos de demanda de energia incentivada, além de estabelecer a incidência da Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) sobre os comercializadores.

O impacto financeiro é significativo. A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) projeta um aumento médio de 9,4% nas tarifas de energia em 2026, superando as projeções de inflação e impulsionado pelo crescimento dos encargos. A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), por exemplo, teve um orçamento proposto de R$ 52,7 bilhões para 2026, um salto expressivo em relação aos R$ 32 bilhões de 2022. Consumidores do ACL e comercializadores serão diretamente afetados, com o fim do desconto TUST/TUSD elevando custos para novos entrantes no mercado incentivado e a TFSEE adicionando um novo custo operacional.

A regulamentação dessas mudanças está em curso. O Ministério de Minas e Energia (MME), por meio da Consulta Pública 227/2026, propõe que a TFSEE anual seja de 0,4% do benefício econômico auferido pelos comercializadores, com a ANEEL prevendo deliberação no segundo semestre de 2026. A revisão da Resolução Normativa 1.031/2022, que detalha o fim do desconto na TUST/TUSD, está na agenda regulatória da ANEEL para 2027. Essas mudanças se inserem em uma tendência de revisão dos mecanismos de custeio do setor, visando maior previsibilidade, mas resultando em custos adicionais para o mercado livre.

Compartilhar:XLinkedInWhatsAppTelegram

Tags

Comentários (0)

Seja o primeiro a comentar.

Receba o essencial do setor de energia

Os principais fatos que afetam preço, regulação, geração e combustíveis — todo dia ao meio-dia, no seu e-mail.

Como esta matéria foi produzida: apurada a partir da fonte oficial citada e de documentos primários, com verificação de números, datas e prazos antes da publicação, seguindo a nossa Política Editorial — que inclui o uso de tecnologia própria na apuração. Viu algo a corrigir? Fale com a redação.