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$ 48,03▼ 3,17%PETR3R$ 52,96▼ 2,99%PRIO3R$ 59,47▼ 2,28%RECV3R$ 10,55▼ 3,21%VBBR3R$ 37,17▼ 7,01%UGPA3R$ 36,56▼ 8,00%RAIZ4R$ 0,29▲ 3,57%CSAN3R$ 3,83▼ 1,54%EGIE3R$ 29,07▼ 0,92%CMIG4R$ 10,87▼ 1,45%CPFE3R$ 44,39▼ 1,49%EQTL3R$ 39,81▼ 0,47%ENGI11R$ 51,63▼ 1,00%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 12,84▲ 2,15%ENEV3R$ 27,43▼ 1,26%TAEE11R$ 40,90▼ 0,90%ALUP11R$ 32,11▼ 0,43%LIGT3R$ 3,52▲ 0,57%PETR4R$ 48,03▼ 3,17%PETR3R$ 52,96▼ 2,99%PRIO3R$ 59,47▼ 2,28%RECV3R$ 10,55▼ 3,21%VBBR3R$ 37,17▼ 7,01%UGPA3R$ 36,56▼ 8,00%RAIZ4R$ 0,29▲ 3,57%CSAN3R$ 3,83▼ 1,54%EGIE3R$ 29,07▼ 0,92%CMIG4R$ 10,87▼ 1,45%CPFE3R$ 44,39▼ 1,49%EQTL3R$ 39,81▼ 0,47%ENGI11R$ 51,63▼ 1,00%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 12,84▲ 2,15%ENEV3R$ 27,43▼ 1,26%TAEE11R$ 40,90▼ 0,90%ALUP11R$ 32,11▼ 0,43%LIGT3R$ 3,52▲ 0,57%
BrentUS$ 97,46▼ 8,57%WTIUS$ 92,39▼ 2,35%Gás NaturalUS$ 3,23▼ 2,18%DólarR$ 5,19▲ 0,42%BrentUS$ 97,46▼ 8,57%WTIUS$ 92,39▼ 2,35%Gás NaturalUS$ 3,23▼ 2,18%DólarR$ 5,19▲ 0,42%BrentUS$ 97,46▼ 8,57%WTIUS$ 92,39▼ 2,35%Gás NaturalUS$ 3,23▼ 2,18%DólarR$ 5,19▲ 0,42%
▸Confaz define novos PMPF para combustíveis a partir de 1º de outubro▸Califórnia endurece regras para data centers e exige internalização de custos▸CCEE divulga regras provisórias para leilões de capacidade de 2026 com foco em remuneração de combustível▸ONS informa carga de 85.841 MWméd e SIN com 62,2% de EAR▸Eneva conclui operação de R$ 2,4 bilhões e alonga dívida para 9 anos com mais IPCA▸EPE projeta avanço da MMGD e mercado livre no Painel de Distribuição 2026▸MME propõe mudanças no PLD, outorgas de hidrelétricas e encargos para autoprodutores▸Aneel indefere cautelares e mantém ônus a geradores por desvios de geração▸Primavera de 2026 projeta chuvas díspares e volatilidade no PLD▸Edge e governo gaúcho firmam MoU para terminal de GNL em Rio Grande▸Brava Energia projeta 100 mil boed a partir de 2027 com novos poços em Atlanta e Papa-Terra▸ANEEL altera resolução autorizativa de projeto da Axia Energia Sul▸Confaz define novos PMPF para combustíveis a partir de 1º de outubro▸Califórnia endurece regras para data centers e exige internalização de custos▸CCEE divulga regras provisórias para leilões de capacidade de 2026 com foco em remuneração de combustível▸ONS informa carga de 85.841 MWméd e SIN com 62,2% de EAR▸Eneva conclui operação de R$ 2,4 bilhões e alonga dívida para 9 anos com mais IPCA▸EPE projeta avanço da MMGD e mercado livre no Painel de Distribuição 2026▸MME propõe mudanças no PLD, outorgas de hidrelétricas e encargos para autoprodutores▸Aneel indefere cautelares e mantém ônus a geradores por desvios de geração▸Primavera de 2026 projeta chuvas díspares e volatilidade no PLD▸Edge e governo gaúcho firmam MoU para terminal de GNL em Rio Grande▸Brava Energia projeta 100 mil boed a partir de 2027 com novos poços em Atlanta e Papa-Terra▸ANEEL altera resolução autorizativa de projeto da Axia Energia Sul
Radar Energia
AnáliseMercado

CCEE simula MVE de agosto para preparar mercado

A CCEE realizou nesta terça-feira (11) uma rodada de simulação do Mecanismo de Venda de Excedentes (MVE) de agosto de 2026, com o objetivo de preparar os agentes para o processamento oficial agendado para o dia 19. O mecanismo visa aumentar a liquidez no Ambiente de Contratação Livre (ACL) e auxiliar distribuidoras na gestão de seus contratos.

11 de agosto de 2026 às 14:24Fonte oficial: CCEERedação Radar Energia

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) realizou nesta terça-feira (11) uma rodada de simulação do Mecanismo de Venda de Excedentes (MVE) referente a agosto de 2026. O exercício teve como propósito preparar o mercado para o processamento oficial do MVE, que está agendado para 19 de agosto, conforme comunicado operacional da CCEE.

O MVE de agosto oferece produtos de energia com vigência de um mês (a partir de setembro, outubro e novembro de 2026) e de seis meses (com início em janeiro de 2027). A participação no mecanismo exige Garantia Financeira de Participação (GFinP), cujo valor de referência para este ano é de R$ 0,69/MWh. Para contratos de prazo mais longo, os agentes vencedores devem aportar Garantia Financeira de Fiel Cumprimento (GFin_Cump), aceita em modalidades como Certificado de Depósito Bancário (CDB) e fundos de investimento com liquidação imediata.

No processamento oficial, as concessionárias de distribuição atuarão como vendedoras de excedentes, declarando lances conforme limites regulatórios. Do lado comprador, estão comercializadores, consumidores livres e especiais, autoprodutores e geradores, com os consumidores especiais restritos à aquisição de energia convencional especial. A CCEE, como administradora do mecanismo, é responsável por verificar a adimplência dos agentes e garantir a validação dos contratos, que depende do aporte integral da GFin_Cump, sob pena de cancelamento e possível desligamento do agente comprador.

O MVE, instituído pela Lei nº 13.360/2016 e regulamentado pelo Decreto nº 9.143/2017, funciona como um importante mecanismo de ajuste de portfólio, permitindo que distribuidoras otimizem seus balanços energéticos e reduzam o risco de sobrecontratação. Para os agentes do ACL, representa uma alternativa de contratação de curto e médio prazo, com contratos que podem ter preços fixos ou adicionais ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). A liquidação financeira prioritária do MVE, antes do Mercado de Curto Prazo (MCP), confere maior segurança e impacta diretamente o fluxo de caixa e a gestão de risco de crédito dos agentes participantes.

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.