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$ 109,82▲ 0,25%WTIUS$ 98,70▲ 0,16%Gás NaturalUS$ 3,03▼ 1,05%DólarR$ 5,04▼ 0,45%BrentUS$ 109,82▲ 0,25%WTIUS$ 98,70▲ 0,16%Gás NaturalUS$ 3,03▼ 1,05%DólarR$ 5,04▼ 0,45%BrentUS$ 109,82▲ 0,25%WTIUS$ 98,70▲ 0,16%Gás NaturalUS$ 3,03▼ 1,05%DólarR$ 5,04▼ 0,45%
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Radar Energia
AnáliseMercado

Aneel homologa tarifas de transmissão 2026/2027 com alta de 9,41% na RAP e impacto médio de 1,1% ao consumidor

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) concluiu o cálculo das Receitas Anuais Permitidas (RAP) e Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2026/2027, que entrarão em vigor a partir de 1º de julho de 2026, com uma elevação de 9,41% nas receitas das transmissoras e um impacto médio de 1,1% nas tarifas finais para os consumidores. A decisão, formalizada por despacho, consolida a nova metodologia de sinal locacional da TUST, que agora atribui 60% de peso ao cenário regional, beneficiando certas regiões e perfis de agentes.

1 de julho de 2026 às 13:03Fonte oficial: ANEELRedação Radar Energia

A Aneel homologou as Receitas Anuais Permitidas (RAP) e as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo tarifário 2026/2027, com vigência de 1º de julho de 2026 a 30 de junho de 2027. A decisão resultou em um crescimento de 9,41% nas receitas das transmissoras, totalizando R$ 54,95 bilhões em RAP, e impacto médio de 1,1% nas tarifas finais de energia para os consumidores.

A Receita Total da TUST para o mesmo período foi homologada em R$ 56,5 bilhões, com alta de 9,3% em relação ao ciclo anterior. Esses crescimentos são impulsionados, principalmente, pela atualização contratual e pela expansão contínua da rede de transmissão, que demanda investimentos para garantir a segurança e a confiabilidade do Sistema Interligado Nacional (SIN).

A nova metodologia de sinal locacional da TUST, em seu quarto de cinco passos para implementação plena, foi um dos pilares da revisão. A metodologia atribui agora 60% de peso ao cenário regional e 40% ao nacional, com o objetivo de refletir de forma mais precisa os custos de uso da rede nas diferentes regiões do país e incentivar uma alocação mais eficiente dos recursos.

Com a aplicação dessa metodologia, a Tarifa Média de Consumo (TUSTc-p) reduziu para R$ 15,23/kW, enquanto a Tarifa Média de Geração (TUSTg) aumentou para R$ 10,93/kW. As variações regionais são notáveis, com o Nordeste apresentando tarifas de consumo próximas ao piso de R$ 3,67/kW e tarifas de geração próximas ao teto de R$ 19,49/kW, o que sinaliza o excedente de geração na região.

Esse novo arranjo tarifário tende a beneficiar consumidores de grande porte localizados em regiões com excesso de geração, como o Nordeste, que terão tarifas mais favoráveis, podendo atrair novas indústrias e investimentos para a área. Por outro lado, geradores no Nordeste e em outras regiões que demandam maior expansão da infraestrutura de transmissão arcarão com custos mais elevados, o que reflete o ônus imposto ao sistema.

A conclusão dos cálculos ocorreu nos termos da Portaria Aneel nº 7.065/2026 e foi formalizada pelo Despacho nº 2.268/2026, publicado no Diário Oficial da União (DOU). Este é o primeiro ciclo tarifário de transmissão homologado pela Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica (STR) após delegação de competência, o que, segundo a agência, representa um avanço na governança regulatória.

A delegação de competência elimina a necessidade de a fixação da RAP passar pela diretoria colegiada da Aneel, visando maior eficiência administrativa e previsibilidade para o setor. As empresas transmissoras são as principais beneficiárias diretas, com a garantia de uma receita anual robusta, enquanto os consumidores finais terão o impacto médio de 1,1% repassado em suas contas de luz.

A transição gradual para a plena implementação da metodologia de sinal locacional da TUST, em seu quarto de cinco passos, visa aprimorar o sinal econômico da tarifa de transmissão. O objetivo é alcançar maior estabilidade regulatória e uma alocação de custos que reflita as condições reais de demanda e oferta de infraestrutura em cada subsistema regional do país. O material fonte não detalha regras específicas de transição, carência ou direito adquirido (grandfathering) para este ciclo.

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