Carga SIN83.664 MW 3,17%PLD MédioR$ 142,68/MWh 25,04%PLD SE/COR$ 142,68/MWh 25,04%PLD SulR$ 142,67/MWh 25,04%PLD NER$ 142,67/MWh 25,03%PLD NorteR$ 142,68/MWh 25,04%EAR SIN62,6% 0,32%EAR SE/CO56,8% 0,18%EAR Sul81,4% 0,37%EAR NE73,3% 0,81%EAR Norte78,8% 0,38%ENA SIN123% MLT 0,81%ENA SE/CO101% MLT 1,00%ENA Sul227% MLT 4,22%ENA NE63% MLT 0,00%ENA Norte56% MLT 0,00%Carga SIN83.664 MW 3,17%PLD MédioR$ 142,68/MWh 25,04%PLD SE/COR$ 142,68/MWh 25,04%PLD SulR$ 142,67/MWh 25,04%PLD NER$ 142,67/MWh 25,03%PLD NorteR$ 142,68/MWh 25,04%EAR SIN62,6% 0,32%EAR SE/CO56,8% 0,18%EAR Sul81,4% 0,37%EAR NE73,3% 0,81%EAR Norte78,8% 0,38%ENA SIN123% MLT 0,81%ENA SE/CO101% MLT 1,00%ENA Sul227% MLT 4,22%ENA NE63% MLT 0,00%ENA Norte56% MLT 0,00%
Hidráulica41.516 MW(49%) 25,03%Térmica9.477 MW(11%) 4,28%Eólica17.680 MW(21%) 3,68%Solar13.313 MW(16%) 7,43%Nuclear1.990 MW(2%) 0,75%Hidráulica41.516 MW(49%) 25,03%Térmica9.477 MW(11%) 4,28%Eólica17.680 MW(21%) 3,68%Solar13.313 MW(16%) 7,43%Nuclear1.990 MW(2%) 0,75%Hidráulica41.516 MW(49%) 25,03%Térmica9.477 MW(11%) 4,28%Eólica17.680 MW(21%) 3,68%Solar13.313 MW(16%) 7,43%Nuclear1.990 MW(2%) 0,75%
PETR4R$ 49,12 2,14%PETR3R$ 54,64 2,63%PRIO3R$ 64,19 3,53%RECV3R$ 11,71 4,09%VBBR3R$ 38,25 2,03%UGPA3R$ 38,53 1,29%RAIZ4R$ 0,28 0,00%CSAN3R$ 3,85 1,53%EGIE3R$ 31,00 0,36%CMIG4R$ 11,46 2,05%CPFE3R$ 46,44 1,86%EQTL3R$ 40,10 2,17%ENGI11R$ 51,81 0,62%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 12,10 0,33%ENEV3R$ 27,68 0,04%TAEE11R$ 41,29 1,29%ALUP11R$ 33,99 0,24%LIGT3R$ 3,75 4,17%PETR4R$ 49,12 2,14%PETR3R$ 54,64 2,63%PRIO3R$ 64,19 3,53%RECV3R$ 11,71 4,09%VBBR3R$ 38,25 2,03%UGPA3R$ 38,53 1,29%RAIZ4R$ 0,28 0,00%CSAN3R$ 3,85 1,53%EGIE3R$ 31,00 0,36%CMIG4R$ 11,46 2,05%CPFE3R$ 46,44 1,86%EQTL3R$ 40,10 2,17%ENGI11R$ 51,81 0,62%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 12,10 0,33%ENEV3R$ 27,68 0,04%TAEE11R$ 41,29 1,29%ALUP11R$ 33,99 0,24%LIGT3R$ 3,75 4,17%
BrentUS$ 104,24 3,15%WTIUS$ 99,79 2,62%Gás NaturalUS$ 2,80 1,06%DólarR$ 5,09 0,17%BrentUS$ 104,24 3,15%WTIUS$ 99,79 2,62%Gás NaturalUS$ 2,80 1,06%DólarR$ 5,09 0,17%BrentUS$ 104,24 3,15%WTIUS$ 99,79 2,62%Gás NaturalUS$ 2,80 1,06%DólarR$ 5,09 0,17%
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Radar Energia
AnáliseMercado

ANEEL: Área técnica calcula alta média de 1,86% para tarifas da Neoenergia Brasília

A área técnica da ANEEL propõe um reajuste médio de 1,86% nas tarifas da Neoenergia Brasília, impactando 1,23 milhão de consumidores no Distrito Federal. A proposta, que prevê aumento maior para alta tensão, está em consulta pública até 12 de setembro de 2026.

28 de julho de 2026 às 13:36Fonte oficial: ANEELRedação Radar Energia

A área técnica da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) calculou um aumento médio de 1,86% nas tarifas para os 1,23 milhão de consumidores da Neoenergia Brasília. A proposta integra a Revisão Tarifária Periódica (RTP) de 2026 da distribuidora e, conforme o rito regulatório, foi submetida à consulta pública para receber contribuições do setor e da sociedade.

Os percentuais propostos pela área técnica preveem uma elevação de 3,95% para os consumidores de alta tensão, que abrangem indústrias e grandes empresas, e de 1,10% para os de baixa tensão, onde se enquadram os residenciais, com alta específica de 1,17%. A consulta pública para discutir esses valores estará aberta por 45 dias, de 30 de julho a 12 de setembro de 2026, com uma audiência pública agendada para 27 de agosto na sede da agência. Os novos valores tarifários, após análise das contribuições e homologação pela diretoria da ANEEL, devem entrar em vigor por volta de 22 de outubro de 2026, data estabelecida em contrato de concessão.

A Revisão Tarifária Periódica (RTP) é um processo regulatório fundamental que ocorre a cada quatro ou cinco anos, diferentemente do Reajuste Tarifário Anual (RTA). Seu objetivo é reavaliar as condições de mercado, os custos operacionais eficientes e a base de remuneração da distribuidora, buscando garantir o equilíbrio econômico-financeiro da concessão e a modicidade tarifária. Este ciclo de 2026 para a Neoenergia Brasília segue a periodicidade estabelecida pela ANEEL para as concessionárias de distribuição.

Para o mercado, o aumento proposto de 3,95% para os consumidores de alta tensão intensifica o sinal de preço para a migração ao Mercado Livre de Energia (ACL). Esse movimento pode tornar a contratação com deságio em relação à tarifa regulada mais vantajosa, estimulando a busca por contratos no ACL e impactando a curva forward de longo prazo. A composição tarifária, que inclui custos de geração, transmissão, distribuição e encargos setoriais, aponta estes últimos como um dos principais vetores de alta, contribuindo historicamente para elevar as tarifas em nível nacional.

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