Carga SIN85.593 MW 4,73%PLD MédioR$ 136,18/MWh 2,75%PLD SE/COR$ 138,89/MWh 4,52%PLD SulR$ 138,89/MWh 4,52%PLD NER$ 132,13/MWh 0,35%PLD NorteR$ 134,81/MWh 1,97%EAR SIN65,6% 0,46%EAR SE/CO59,4% 0,34%EAR Sul84,8% 0,35%EAR NE77,3% 0,39%EAR Norte84,1% 0,47%ENA SIN111% MLT 1,77%ENA SE/CO93% MLT 0,00%ENA Sul197% MLT 1,50%ENA NE64% MLT 0,00%ENA Norte63% MLT 0,00%Carga SIN85.593 MW 4,73%PLD MédioR$ 136,18/MWh 2,75%PLD SE/COR$ 138,89/MWh 4,52%PLD SulR$ 138,89/MWh 4,52%PLD NER$ 132,13/MWh 0,35%PLD NorteR$ 134,81/MWh 1,97%EAR SIN65,6% 0,46%EAR SE/CO59,4% 0,34%EAR Sul84,8% 0,35%EAR NE77,3% 0,39%EAR Norte84,1% 0,47%ENA SIN111% MLT 1,77%ENA SE/CO93% MLT 0,00%ENA Sul197% MLT 1,50%ENA NE64% MLT 0,00%ENA Norte63% MLT 0,00%
Hidráulica43.314 MW(50%) 8,07%Térmica9.458 MW(11%) 2,66%Eólica17.949 MW(21%) 1,95%Solar13.518 MW(16%) 0,62%Nuclear2.008 MW(2%) 0,90%Hidráulica43.314 MW(50%) 8,07%Térmica9.458 MW(11%) 2,66%Eólica17.949 MW(21%) 1,95%Solar13.518 MW(16%) 0,62%Nuclear2.008 MW(2%) 0,90%Hidráulica43.314 MW(50%) 8,07%Térmica9.458 MW(11%) 2,66%Eólica17.949 MW(21%) 1,95%Solar13.518 MW(16%) 0,62%Nuclear2.008 MW(2%) 0,90%
PETR4R$ 42,70 3,26%PETR3R$ 47,31 2,89%PRIO3R$ 61,09 0,34%RECV3R$ 10,66 0,66%VBBR3R$ 33,35 2,17%UGPA3R$ 33,17 1,34%RAIZ4R$ 0,23 4,17%CSAN3R$ 3,71 1,07%EGIE3R$ 28,85 0,00%CMIG4R$ 10,40 1,05%CPFE3R$ 44,06 0,41%EQTL3R$ 36,71 1,18%ENGI11R$ 47,50 0,55%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 10,86 1,40%ENEV3R$ 26,15 2,02%TAEE11R$ 38,70 0,41%ALUP11R$ 32,53 0,40%LIGT3R$ 3,47 3,89%PETR4R$ 42,70 3,26%PETR3R$ 47,31 2,89%PRIO3R$ 61,09 0,34%RECV3R$ 10,66 0,66%VBBR3R$ 33,35 2,17%UGPA3R$ 33,17 1,34%RAIZ4R$ 0,23 4,17%CSAN3R$ 3,71 1,07%EGIE3R$ 28,85 0,00%CMIG4R$ 10,40 1,05%CPFE3R$ 44,06 0,41%EQTL3R$ 36,71 1,18%ENGI11R$ 47,50 0,55%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 10,86 1,40%ENEV3R$ 26,15 2,02%TAEE11R$ 38,70 0,41%ALUP11R$ 32,53 0,40%LIGT3R$ 3,47 3,89%
BrentUS$ 87,94 1,96%WTIUS$ 82,77 0,91%Gás NaturalUS$ 2,92 0,52%DólarR$ 5,16 0,30%BrentUS$ 87,94 1,96%WTIUS$ 82,77 0,91%Gás NaturalUS$ 2,92 0,52%DólarR$ 5,16 0,30%BrentUS$ 87,94 1,96%WTIUS$ 82,77 0,91%Gás NaturalUS$ 2,92 0,52%DólarR$ 5,16 0,30%
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Radar Energia
AnáliseMercado

Aneel aprova alta de 9,63% na tarifa da Energisa Sul-Sudeste

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira (14) a revisão tarifária periódica da Energisa Sul-Sudeste (ESS), resultando em um efeito médio de alta de 9,63% nas tarifas para os 905 mil consumidores da distribuidora. Os novos valores passam a vigorar retroativamente a partir de 12 de julho de 2026.

14 de julho de 2026 às 19:25Fonte oficial: ANEELRedação Radar Energia
Aneel aprova alta de 9,63% na tarifa da Energisa Sul-Sudeste
Foto: ANEEL

A Aneel aprovou em 14 de julho de 2026 a revisão tarifária periódica da Energisa Sul-Sudeste (ESS), que resultou em um efeito médio de alta de 9,63% nas tarifas para os consumidores. Para os clientes de alta tensão, como indústrias e grandes comércios, o aumento médio será de 9,99%, enquanto os de baixa tensão, incluindo residenciais, terão um impacto médio de 9,49%. Especificamente para a classe residencial (subgrupo B1), o reajuste ficou em 9,60%.

Os principais fatores que impulsionaram a elevação tarifária foram os custos com transmissão de energia e os encargos financeiros, além da parcela de remuneração da própria distribuidora. No entanto, o repasse de créditos de ICMS aos consumidores atenuou o aumento em cerca de 3,34%. A decisão da agência, homologada após a Consulta Pública nº 10/2026, afeta aproximadamente 905 mil unidades consumidoras em municípios do interior de São Paulo, sul de Minas Gerais e norte do Paraná, com os novos valores em vigência retroativa a partir de 12 de julho de 2026.

Na revisão, um ponto relevante foi a alteração no reconhecimento de perdas técnicas devido à Mini e Microgeração Distribuída (MMGD). A diretoria colegiada da Aneel, por sugestão do diretor Fernando Mosna, divergiu da área técnica e decidiu reconhecer como atípicos todos os alimentadores da distribuidora com GD significativa. Essa medida elevou o percentual de perdas técnicas e, consequentemente, o reajuste médio final de uma projeção inicial de 9,44% para os 9,63% aprovados.

A decisão da Aneel sobre as perdas técnicas da GD estabelece um precedente regulatório importante, sinalizando uma tendência de maior reconhecimento dos custos operacionais impostos pela crescente penetração dessa modalidade de geração em futuras revisões tarifárias de outras concessionárias. Para os consumidores de alta tensão, o aumento de 9,99% intensifica o sinal de preço para a migração ao Ambiente de Contratação Livre (ACL), onde a previsibilidade e a competitividade de preços podem oferecer vantagens econômicas em comparação com o Ambiente de Contratação Regulada (ACR).

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