Carga SIN66.453 MW 9,37%PLD MédioR$ 110,46/MWh 30,14%PLD SE/COR$ 110,46/MWh 29,04%PLD SulR$ 110,46/MWh 33,55%PLD NER$ 110,46/MWh 29,04%PLD NorteR$ 110,47/MWh 29,04%EAR SIN71,9% 0,14%EAR SE/CO65,3% 0,15%EAR Sul79% 2,07%EAR NE88,5% 0,23%EAR Norte93,3% 0,11%ENA SIN156% MLT 7,69%ENA SE/CO112% MLT 1,75%ENA Sul362% MLT 4,99%ENA NE67% MLT 0,00%ENA Norte83% MLT 1,19%Carga SIN66.453 MW 9,37%PLD MédioR$ 110,46/MWh 30,14%PLD SE/COR$ 110,46/MWh 29,04%PLD SulR$ 110,46/MWh 33,55%PLD NER$ 110,46/MWh 29,04%PLD NorteR$ 110,47/MWh 29,04%EAR SIN71,9% 0,14%EAR SE/CO65,3% 0,15%EAR Sul79% 2,07%EAR NE88,5% 0,23%EAR Norte93,3% 0,11%ENA SIN156% MLT 7,69%ENA SE/CO112% MLT 1,75%ENA Sul362% MLT 4,99%ENA NE67% MLT 0,00%ENA Norte83% MLT 1,19%
Hidráulica36.737 MW(54%) 7,37%Térmica8.709 MW(13%) 6,57%Eólica10.549 MW(16%) 21,93%Solar9.856 MW(15%) 5,39%Nuclear2.008 MW(3%) 0,05%Hidráulica36.737 MW(54%) 7,37%Térmica8.709 MW(13%) 6,57%Eólica10.549 MW(16%) 21,93%Solar9.856 MW(15%) 5,39%Nuclear2.008 MW(3%) 0,05%Hidráulica36.737 MW(54%) 7,37%Térmica8.709 MW(13%) 6,57%Eólica10.549 MW(16%) 21,93%Solar9.856 MW(15%) 5,39%Nuclear2.008 MW(3%) 0,05%
PETR4R$ 37,77 0,50%PETR3R$ 41,85 0,59%PRIO3R$ 53,57 1,90%RECV3R$ 9,47 1,46%VBBR3R$ 30,12 0,97%UGPA3R$ 27,94 5,04%RAIZ4R$ 0,38 0,00%CSAN3R$ 3,84 3,23%EGIE3R$ 32,14 0,68%CMIG4R$ 10,88 0,82%CPFE3R$ 44,88 0,49%EQTL3R$ 39,06 0,61%ENGI11R$ 47,73 1,36%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 12,24 4,97%ENEV3R$ 26,10 0,46%TAEE11R$ 40,27 1,52%ALUP11R$ 32,50 0,85%LIGT3R$ 2,96 9,48%PETR4R$ 37,77 0,50%PETR3R$ 41,85 0,59%PRIO3R$ 53,57 1,90%RECV3R$ 9,47 1,46%VBBR3R$ 30,12 0,97%UGPA3R$ 27,94 5,04%RAIZ4R$ 0,38 0,00%CSAN3R$ 3,84 3,23%EGIE3R$ 32,14 0,68%CMIG4R$ 10,88 0,82%CPFE3R$ 44,88 0,49%EQTL3R$ 39,06 0,61%ENGI11R$ 47,73 1,36%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 12,24 4,97%ENEV3R$ 26,10 0,46%TAEE11R$ 40,27 1,52%ALUP11R$ 32,50 0,85%LIGT3R$ 2,96 9,48%
BrentUS$ 72,12 0,18%WTIUS$ 68,75 0,29%Gás NaturalUS$ 3,25 0,25%DólarR$ 5,13 1,08%BrentUS$ 72,12 0,18%WTIUS$ 68,75 0,29%Gás NaturalUS$ 3,25 0,25%DólarR$ 5,13 1,08%BrentUS$ 72,12 0,18%WTIUS$ 68,75 0,29%Gás NaturalUS$ 3,25 0,25%DólarR$ 5,13 1,08%
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Radar Energia
AnáliseMercado

Aneel homologa reajuste tarifário de 10,18% para Enel SP; novas tarifas vigoram em 4 de julho

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) homologou o reajuste tarifário anual da Enel Distribuição São Paulo (Enel SP) em 10,18% de efeito médio, com validade a partir de 4 de julho de 2026. A decisão, publicada em resolução, também aprovou ajustes para Energisa Tocantins e Cocel, além de definir regras para PIS/Pasep e Cofins nas faturas.

6 de julho de 2026 às 18:38Fonte oficial: CCEERedação Radar Energia

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) homologou o reajuste tarifário anual da Enel Distribuição São Paulo (Enel SP) com um efeito médio de 10,18% para os consumidores. A decisão consta da Resolução Homologatória nº 3.596, de 30 de junho de 2026, que também aprovou os resultados do Reajuste Tarifário Anual de 2026 para a Energisa Tocantins e da Revisão Tarifária Periódica de 2026 para a Companhia Campolarguense de Energia (Cocel).

Para a Enel SP, as novas tarifas entram em vigor em 4 de julho de 2026, permanecendo válidas até 3 de julho de 2027. O percentual de 10,18% impactará diretamente os aproximadamente 8,9 milhões de unidades consumidoras cativas da distribuidora na Grande São Paulo. Os ajustes homologados pela ANEEL abrangem as Tarifas de Energia (TE) e de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) para todas as concessionárias envolvidas.

A resolução da ANEEL também incluiu deliberações sobre a composição das faturas de energia, autorizando a inclusão dos valores de PIS/Pasep e Cofins, com a possibilidade de compensação de eventuais diferenças. Além disso, a norma define que os percentuais de descontos tarifários aplicados na TUSD e na TE para o faturamento da energia compensada, associada ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE), devem observar a regra de transição estabelecida pelo art. 27 da Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022, que rege a geração distribuída.

Esses reajustes tarifários anuais são mecanismos regulatórios rotineiros, previstos nos contratos de concessão, que visam atualizar as tarifas com base na inflação e nos custos gerenciáveis das distribuidoras. A homologação da Diferença Mensal de Receita (DMR) e dos recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) a serem repassados pela CCEE às distribuidoras também influenciam a composição dos encargos setoriais, com reflexos nos custos de distribuição e, consequentemente, na tarifa final ao consumidor.

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