Carga SIN87.377 MW 2,99%PLD MédioR$ 130,69/MWh 27,05%PLD SE/COR$ 130,69/MWh 27,05%PLD SulR$ 130,68/MWh 27,05%PLD NER$ 130,69/MWh 27,05%PLD NorteR$ 130,69/MWh 27,05%EAR SIN62,7% 0,16%EAR SE/CO56,9% 0,18%EAR Sul82,5% 1,35%EAR NE73,2% 0,27%EAR Norte78,3% 0,38%ENA SIN145% MLT 12,40%ENA SE/CO106% MLT 2,91%ENA Sul233% MLT 4,02%ENA NE63% MLT 0,00%ENA Norte57% MLT 0,00%Carga SIN87.377 MW 2,99%PLD MédioR$ 130,69/MWh 27,05%PLD SE/COR$ 130,69/MWh 27,05%PLD SulR$ 130,68/MWh 27,05%PLD NER$ 130,69/MWh 27,05%PLD NorteR$ 130,69/MWh 27,05%EAR SIN62,7% 0,16%EAR SE/CO56,9% 0,18%EAR Sul82,5% 1,35%EAR NE73,2% 0,27%EAR Norte78,3% 0,38%ENA SIN145% MLT 12,40%ENA SE/CO106% MLT 2,91%ENA Sul233% MLT 4,02%ENA NE63% MLT 0,00%ENA Norte57% MLT 0,00%
Hidráulica43.750 MW(49%) 3,59%Térmica11.821 MW(13%) 22,59%Eólica16.975 MW(19%) 4,16%Solar14.916 MW(17%) 12,45%Nuclear2.008 MW(2%) 0,90%Hidráulica43.750 MW(49%) 3,59%Térmica11.821 MW(13%) 22,59%Eólica16.975 MW(19%) 4,16%Solar14.916 MW(17%) 12,45%Nuclear2.008 MW(2%) 0,90%Hidráulica43.750 MW(49%) 3,59%Térmica11.821 MW(13%) 22,59%Eólica16.975 MW(19%) 4,16%Solar14.916 MW(17%) 12,45%Nuclear2.008 MW(2%) 0,90%
PETR4R$ 49,00 1,20%PETR3R$ 54,52 1,55%PRIO3R$ 64,19 2,67%RECV3R$ 11,36 0,53%VBBR3R$ 37,55 1,05%UGPA3R$ 38,02 0,99%RAIZ4R$ 0,28 7,69%CSAN3R$ 3,70 2,37%EGIE3R$ 30,75 0,07%CMIG4R$ 11,45 1,06%CPFE3R$ 45,54 1,00%EQTL3R$ 39,65 2,16%ENGI11R$ 51,61 2,28%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 11,84 0,84%ENEV3R$ 27,36 0,11%TAEE11R$ 40,73 0,34%ALUP11R$ 33,74 1,05%LIGT3R$ 3,77 3,57%PETR4R$ 49,00 1,20%PETR3R$ 54,52 1,55%PRIO3R$ 64,19 2,67%RECV3R$ 11,36 0,53%VBBR3R$ 37,55 1,05%UGPA3R$ 38,02 0,99%RAIZ4R$ 0,28 7,69%CSAN3R$ 3,70 2,37%EGIE3R$ 30,75 0,07%CMIG4R$ 11,45 1,06%CPFE3R$ 45,54 1,00%EQTL3R$ 39,65 2,16%ENGI11R$ 51,61 2,28%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 11,84 0,84%ENEV3R$ 27,36 0,11%TAEE11R$ 40,73 0,34%ALUP11R$ 33,74 1,05%LIGT3R$ 3,77 3,57%
BrentUS$ 104,61 2,81%WTIUS$ 100,05 2,37%Gás NaturalUS$ 2,83 0,11%DólarR$ 5,13 0,45%BrentUS$ 104,61 2,81%WTIUS$ 100,05 2,37%Gás NaturalUS$ 2,83 0,11%DólarR$ 5,13 0,45%BrentUS$ 104,61 2,81%WTIUS$ 100,05 2,37%Gás NaturalUS$ 2,83 0,11%DólarR$ 5,13 0,45%
CCEE divulga dados preliminares de setembro em cenário de ajustes regulatórios e baixa adimplênciaMatriz elétrica expande quase 2 GW em agosto; ANEEL avança com controle da minigeraçãoPPSA detalha leilões de gás e pré-sal na ROG.eCotepe/ICMS expande tratamento diferenciado de ICMS para carregadores e comercializadores de gásEquatorial aprova aumento de capital de R$ 1,04 milhão com emissão de 51,5 mil açõesCela e IFC lançam programa para capacitar bancos em financiamento de baterias na América LatinaBNDES projeta R$ 34 bi para financiamento de baterias em leilãoRNEST da Petrobras atinge recorde de processamento e produção de derivados em agostoMME propõe corte de 36% no orçamento do Luz Para Todos para 2027 em consulta públicaAbrapch aponta 16,9 GW em projetos de PCHs e CGHs com potencial de R$ 169 bilhõesCCEE disponibiliza taxas de indisponibilidade de térmicas para 2027ANP divulga levantamento de preços de combustíveis na segunda-feiraCCEE divulga dados preliminares de setembro em cenário de ajustes regulatórios e baixa adimplênciaMatriz elétrica expande quase 2 GW em agosto; ANEEL avança com controle da minigeraçãoPPSA detalha leilões de gás e pré-sal na ROG.eCotepe/ICMS expande tratamento diferenciado de ICMS para carregadores e comercializadores de gásEquatorial aprova aumento de capital de R$ 1,04 milhão com emissão de 51,5 mil açõesCela e IFC lançam programa para capacitar bancos em financiamento de baterias na América LatinaBNDES projeta R$ 34 bi para financiamento de baterias em leilãoRNEST da Petrobras atinge recorde de processamento e produção de derivados em agostoMME propõe corte de 36% no orçamento do Luz Para Todos para 2027 em consulta públicaAbrapch aponta 16,9 GW em projetos de PCHs e CGHs com potencial de R$ 169 bilhõesCCEE disponibiliza taxas de indisponibilidade de térmicas para 2027ANP divulga levantamento de preços de combustíveis na segunda-feira
Radar Energia
AnáliseMercado

Aneel aprova reajuste tarifário médio de 7,52% para EDP Espírito Santo

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou o Reajuste Tarifário Anual (RTA) da EDP Espírito Santo, resultando em um aumento médio de 7,52% para os consumidores cativos. As novas tarifas entrarão em vigor a partir de 7 de agosto, impactando cerca de 1,82 milhão de unidades consumidoras em 70 municípios capixabas.

28 de julho de 2026 às 17:37Fonte oficial: ANEELRedação Radar Energia

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira (28) o Reajuste Tarifário Anual (RTA) da EDP Espírito Santo, que resultará em um aumento médio de 7,52% nas tarifas para os consumidores cativos da distribuidora. Para os clientes de alta tensão, como indústrias e grandes comércios, o reajuste médio será de 8,65%, enquanto os de baixa tensão, que incluem residências, propriedades rurais e pequenos estabelecimentos, terão uma elevação de 7,11%. Especificamente para a classe residencial B1, o aumento será de 7,27%.

Os novos índices tarifários da EDP Espírito Santo entrarão em vigor a partir de 7 de agosto de 2026, com aplicação automática nas faturas de energia elétrica. A decisão afeta aproximadamente 1,82 milhão de unidades consumidoras distribuídas em 70 municípios capixabas, consolidando o processo regulatório anual da Aneel que visa garantir o equilíbrio econômico-financeiro das concessionárias e a modicidade tarifária, considerando os custos de aquisição, transporte e distribuição de energia, além dos encargos setoriais.

Apesar do aumento médio, a pressão sobre as tarifas foi mitigada por uma série de fatores relacionados à redução de encargos setoriais. Entre eles, destacam-se a extinção da CDE Geração Distribuída (CDE GD), a diminuição dos custos associados ao Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa) e a devolução dos efeitos da quitação antecipada da Conta Escassez Hídrica. Essas compensações contribuíram para que o reajuste fosse menor do que o que seria observado sem tais intervenções.

O reajuste de 8,65% para consumidores de alta tensão reforça o sinal de preço para a migração ao Ambiente de Contratação Livre (ACL), onde grandes consumidores buscam condições de contratação mais flexíveis e competitivas. A inclusão da extinção da CDE GD e da devolução dos efeitos da Conta Escassez Hídrica como fatores mitigadores estabelece um precedente importante, sinalizando que a gestão de encargos setoriais terá um papel cada vez mais relevante na determinação dos reajustes tarifários futuros, influenciando a dinâmica de preços entre o ACR e o ACL.

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.