Carga SIN85.841 MW▲ 0,10%PLD MédioR$ 105,39/MWh▲ 0,91%PLD SE/COR$ 106,61/MWh▼ 0,54%PLD SulR$ 101,75/MWh▲ 5,77%PLD NER$ 106,6/MWh▼ 0,54%PLD NorteR$ 106,61/MWh▼ 0,54%EAR SIN62,2%▼ 0,16%EAR SE/CO57,4%▲ 0,17%EAR Sul82,5%▼ 0,84%EAR NE69,9%▼ 0,43%EAR Norte74,2%▼ 0,80%ENA SIN173% MLT▼ 2,26%ENA SE/CO143% MLT▲ 0,70%ENA Sul265% MLT▲ 0,38%ENA NE69% MLT• 0,00%ENA Norte53% MLT▼ 1,85%Carga SIN85.841 MW▲ 0,10%PLD MédioR$ 105,39/MWh▲ 0,91%PLD SE/COR$ 106,61/MWh▼ 0,54%PLD SulR$ 101,75/MWh▲ 5,77%PLD NER$ 106,6/MWh▼ 0,54%PLD NorteR$ 106,61/MWh▼ 0,54%EAR SIN62,2%▼ 0,16%EAR SE/CO57,4%▲ 0,17%EAR Sul82,5%▼ 0,84%EAR NE69,9%▼ 0,43%EAR Norte74,2%▼ 0,80%ENA SIN173% MLT▼ 2,26%ENA SE/CO143% MLT▲ 0,70%ENA Sul265% MLT▲ 0,38%ENA NE69% MLT• 0,00%ENA Norte53% MLT▼ 1,85%
Hidráulica44.697 MW(52%)▼ 3,76%Térmica9.379 MW(11%)▲ 0,15%Eólica15.617 MW(18%)▲ 12,26%Solar14.798 MW(17%)▲ 0,78%Nuclear1.350 MW(2%)• 0,00%Hidráulica44.697 MW(52%)▼ 3,76%Térmica9.379 MW(11%)▲ 0,15%Eólica15.617 MW(18%)▲ 12,26%Solar14.798 MW(17%)▲ 0,78%Nuclear1.350 MW(2%)• 0,00%Hidráulica44.697 MW(52%)▼ 3,76%Térmica9.379 MW(11%)▲ 0,15%Eólica15.617 MW(18%)▲ 12,26%Solar14.798 MW(17%)▲ 0,78%Nuclear1.350 MW(2%)• 0,00%
PETR4R$ 47,99▼ 3,25%PETR3R$ 53,04▼ 2,84%PRIO3R$ 59,35▼ 2,48%RECV3R$ 10,47▼ 3,94%VBBR3R$ 37,21▼ 6,91%UGPA3R$ 36,56▼ 8,00%RAIZ4R$ 0,28• 0,00%CSAN3R$ 3,82▼ 1,80%EGIE3R$ 29,10▼ 0,82%CMIG4R$ 10,89▼ 1,27%CPFE3R$ 44,30▼ 1,69%EQTL3R$ 39,79▼ 0,53%ENGI11R$ 51,47▼ 1,30%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 12,83▲ 2,07%ENEV3R$ 27,40▼ 1,37%TAEE11R$ 40,79▼ 1,16%ALUP11R$ 32,11▼ 0,43%LIGT3R$ 3,49▼ 0,29%PETR4R$ 47,99▼ 3,25%PETR3R$ 53,04▼ 2,84%PRIO3R$ 59,35▼ 2,48%RECV3R$ 10,47▼ 3,94%VBBR3R$ 37,21▼ 6,91%UGPA3R$ 36,56▼ 8,00%RAIZ4R$ 0,28• 0,00%CSAN3R$ 3,82▼ 1,80%EGIE3R$ 29,10▼ 0,82%CMIG4R$ 10,89▼ 1,27%CPFE3R$ 44,30▼ 1,69%EQTL3R$ 39,79▼ 0,53%ENGI11R$ 51,47▼ 1,30%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 12,83▲ 2,07%ENEV3R$ 27,40▼ 1,37%TAEE11R$ 40,79▼ 1,16%ALUP11R$ 32,11▼ 0,43%LIGT3R$ 3,49▼ 0,29%
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ANEEL suspende reajuste tarifário da Equatorial Pará após pedidos de vista

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) suspendeu a deliberação sobre o reajuste tarifário anual da Equatorial Pará, mantendo as tarifas de 2025 em vigor para 3,12 milhões de unidades consumidoras. A decisão, adiada por sucessivos pedidos de vista, posterga o aumento nas contas de luz e mantém a incerteza sobre a recomposição de custos da distribuidora.

12 de agosto de 2026 às 08:18Fonte oficial: ANEELRedação Radar Energia

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) suspendeu a deliberação sobre o reajuste tarifário anual da Equatorial Pará, mantendo as tarifas de 2025 em vigor para os cerca de 3,12 milhões de unidades consumidoras atendidas pela distribuidora. A decisão, pautada na 16ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 2026, foi adiada após sucessivos pedidos de vista, postergando a aplicação de qualquer índice de aumento nas contas de luz.

Duas propostas de reajuste estavam em análise: uma inicial que previa um aumento médio de 7,60% (8,42% para alta tensão e 7,40% para baixa tensão) e o voto da relatora, diretora Agnes Maria de Aragão da Costa, que sugeria um índice médio menor, de 6,94% (8,09% para alta tensão e 6,66% para baixa tensão). Os custos de transporte e aquisição de energia, além de componentes financeiros e encargos setoriais, foram os principais fatores de pressão, mitigados em parte por recursos da repactuação do Uso de Bem Público (UBP).

O julgamento foi suspenso inicialmente por um pedido de vista do diretor-geral Sandoval Feitosa em 4 de agosto, e novamente pelo diretor Willamy Frota em 11 de agosto, sem nova data definida para a retomada da análise. A proposta de reajuste já enfrentava contestações, com o Governo do Pará ajuizando uma Ação Civil Pública contra a ANEEL e a distribuidora, e o Conselho de Consumidores de Energia Elétrica do Pará (Concepa) manifestando preocupações com a qualidade do serviço.

A suspensão mantém as tarifas de 2025, aliviando temporariamente o consumidor paraense, mas adia a recomposição tarifária da distribuidora, que busca atualizar custos. Essa postergação, somada às contestações judiciais e de consumidores, introduz um risco de instabilidade regulatória e pode sinalizar um ambiente de maior escrutínio para processos tarifários no setor de distribuição, afetando a previsibilidade para agentes e investidores.

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