Carga SIN87.528 MW▲ 1,85%PLD MédioR$ 57,31/MWh• 0,00%PLD SE/COR$ 57,31/MWh• 0,00%PLD SulR$ 57,31/MWh• 0,00%PLD NER$ 57,31/MWh• 0,00%PLD NorteR$ 57,31/MWh• 0,00%EAR SIN58,4%▼ 0,34%EAR SE/CO54,6%▼ 0,18%EAR Sul80,8%▼ 0,12%EAR NE63%▼ 0,47%EAR Norte64,9%▼ 0,61%ENA SIN152% MLT▼ 0,65%ENA SE/CO147% MLT▲ 0,68%ENA Sul227% MLT▼ 1,73%ENA NE63% MLT• 0,00%ENA Norte43% MLT▲ 2,38%Carga SIN87.528 MW▲ 1,85%PLD MédioR$ 57,31/MWh• 0,00%PLD SE/COR$ 57,31/MWh• 0,00%PLD SulR$ 57,31/MWh• 0,00%PLD NER$ 57,31/MWh• 0,00%PLD NorteR$ 57,31/MWh• 0,00%EAR SIN58,4%▼ 0,34%EAR SE/CO54,6%▼ 0,18%EAR Sul80,8%▼ 0,12%EAR NE63%▼ 0,47%EAR Norte64,9%▼ 0,61%ENA SIN152% MLT▼ 0,65%ENA SE/CO147% MLT▲ 0,68%ENA Sul227% MLT▼ 1,73%ENA NE63% MLT• 0,00%ENA Norte43% MLT▲ 2,38%
Hidráulica44.809 MW(51%)▲ 2,93%Térmica8.554 MW(10%)▼ 0,40%Eólica17.406 MW(20%)▲ 8,64%Solar15.388 MW(18%)▼ 6,04%Nuclear1.357 MW(2%)▲ 0,07%Hidráulica44.809 MW(51%)▲ 2,93%Térmica8.554 MW(10%)▼ 0,40%Eólica17.406 MW(20%)▲ 8,64%Solar15.388 MW(18%)▼ 6,04%Nuclear1.357 MW(2%)▲ 0,07%Hidráulica44.809 MW(51%)▲ 2,93%Térmica8.554 MW(10%)▼ 0,40%Eólica17.406 MW(20%)▲ 8,64%Solar15.388 MW(18%)▼ 6,04%Nuclear1.357 MW(2%)▲ 0,07%
PETR4R$ 57,83▼ 0,65%PETR3R$ 64,73▼ 0,19%PRIO3R$ 72,63▲ 1,94%RECV3R$ 12,24▼ 3,92%VBBR3R$ 37,00▲ 0,87%UGPA3R$ 39,12▼ 1,63%RAIZ4R$ 0,41• 0,00%CSAN3R$ 5,02▼ 4,74%EGIE3R$ 31,09▼ 0,48%CMIG4R$ 11,66▼ 1,44%CPFE3R$ 49,49▼ 1,16%EQTL3R$ 48,17▼ 2,84%ENGI11R$ 65,93▼ 2,31%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 14,83▼ 2,43%ENEV3R$ 32,00• 0,00%TAEE11R$ 44,90▼ 2,11%ALUP11R$ 38,56▲ 0,18%LIGT3R$ 3,64▼ 3,70%PETR4R$ 57,83▼ 0,65%PETR3R$ 64,73▼ 0,19%PRIO3R$ 72,63▲ 1,94%RECV3R$ 12,24▼ 3,92%VBBR3R$ 37,00▲ 0,87%UGPA3R$ 39,12▼ 1,63%RAIZ4R$ 0,41• 0,00%CSAN3R$ 5,02▼ 4,74%EGIE3R$ 31,09▼ 0,48%CMIG4R$ 11,66▼ 1,44%CPFE3R$ 49,49▼ 1,16%EQTL3R$ 48,17▼ 2,84%ENGI11R$ 65,93▼ 2,31%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 14,83▼ 2,43%ENEV3R$ 32,00• 0,00%TAEE11R$ 44,90▼ 2,11%ALUP11R$ 38,56▲ 0,18%LIGT3R$ 3,64▼ 3,70%
BrentUS$ 112,80▲ 3,66%WTIUS$ 99,07▲ 1,98%Gás NaturalUS$ 2,78▼ 0,25%DólarR$ 5,05▲ 0,64%BrentUS$ 112,80▲ 3,66%WTIUS$ 99,07▲ 1,98%Gás NaturalUS$ 2,78▼ 0,25%DólarR$ 5,05▲ 0,64%BrentUS$ 112,80▲ 3,66%WTIUS$ 99,07▲ 1,98%Gás NaturalUS$ 2,78▼ 0,25%DólarR$ 5,05▲ 0,64%
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Radar Energia
AnáliseRegulação & Política

MME defende PLD mínimo zero, mas atrela a solução a custos de hidrelétricas

O Ministério de Minas e Energia (MME) defendeu a zeragem do PLD mínimo, atualmente em R$ 57,31/MWh para 2026, mas atrelou a medida à definição de uma solução para os custos de royalties de Itaipu e o ressarcimento de outras usinas hídricas. A proposta visa refletir a sobreoferta no sistema e aprimorar o sinal de preço.

22 de outubro de 2026 às 19:37Fonte oficial: MMERedação Radar Energia

O secretário-executivo adjunto do Ministério de Minas e Energia (MME), Fernando Colli, defendeu que o Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) mínimo seja zerado, mas ressaltou que a medida depende de uma solução para os custos de royalties de hidrelétricas e o ressarcimento de outras usinas hídricas. O tema, em estudo no MME, faz parte da agenda de modernização do setor elétrico e da abertura do mercado livre de energia à baixa tensão a partir de 2027.

Atualmente, o PLD mínimo está fixado em R$ 57,31/MWh para 2026, valor estabelecido anualmente pela ANEEL e correspondente à Tarifa de Energia de Otimização (TEO) de Itaipu. A proposta do MME busca desvincular o piso da TEO, permitindo que o PLD atinja valores próximos de zero ou até negativos em horários de sobreoferta, refletindo as condições reais do sistema elétrico. A exclusão da TEO de Itaipu do cálculo poderia reduzir o piso em cerca de dois terços, conforme apuração do Radar Energia.

A flexibilização do PLD mínimo, que hoje se encontra em R$ 57,31/MWh no Sudeste/Centro-Oeste, pode beneficiar geradores de fontes renováveis e consumidores do Mercado Livre de Energia (ACL) com a possibilidade de preços mais baixos em momentos de sobreoferta. Contudo, a condição imposta pelo MME, que envolve a compensação dos royalties de Itaipu (cerca de R$ 40/MWh) e o ressarcimento de outras hídricas (aproximadamente R$ 18/MWh), revela a tensão sobre a remuneração da flexibilidade e dos serviços ancilares dessas usinas, cruciais para o lastro do sistema.

Para o Radar Energia, a mudança tem o potencial de reduzir a alocação de custos via encargos sistêmicos, como o Encargo de Serviços do Sistema (ESS), ao mesmo tempo em que aumenta a volatilidade do PLD. Essa maior volatilidade, porém, melhoraria o 'sinal de preço', induzindo comportamentos mais eficientes de consumo e geração. A ANEEL, responsável por definir os limites do PLD, está preparando uma nota técnica para avaliar alternativas para o piso, enquanto o MME conduz o debate por meio de consultas públicas, como a CP 218/2026 e outras três abertas em agosto deste ano.

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