Carga SIN67.257 MW 15,92%PLD MédioR$ 209,4/MWh 22,34%PLD SE/COR$ 203,92/MWh 19,13%PLD SulR$ 225,85/MWh 31,94%PLD NER$ 203,91/MWh 19,13%PLD NorteR$ 203,92/MWh 19,13%EAR SIN70,9% 0,14%EAR SE/CO65,6% 0,15%EAR Sul55,8% 0,53%EAR NE90,4% 0,22%EAR Norte95,3% 0,42%ENA SE/CO89% MLT 1,14%ENA Sul58% MLT 0,00%ENA NE60% MLT 1,64%ENA Norte65% MLT 1,52%Carga SIN67.257 MW 15,92%PLD MédioR$ 209,4/MWh 22,34%PLD SE/COR$ 203,92/MWh 19,13%PLD SulR$ 225,85/MWh 31,94%PLD NER$ 203,91/MWh 19,13%PLD NorteR$ 203,92/MWh 19,13%EAR SIN70,9% 0,14%EAR SE/CO65,6% 0,15%EAR Sul55,8% 0,53%EAR NE90,4% 0,22%EAR Norte95,3% 0,42%ENA SE/CO89% MLT 1,14%ENA Sul58% MLT 0,00%ENA NE60% MLT 1,64%ENA Norte65% MLT 1,52%
Hidráulica38.979 MW(57%) 10,70%Térmica7.340 MW(11%) 28,54%Eólica10.274 MW(15%) 34,56%Solar10.184 MW(15%) 6,58%Nuclear2.009 MW(3%) 0,95%Hidráulica38.979 MW(57%) 10,70%Térmica7.340 MW(11%) 28,54%Eólica10.274 MW(15%) 34,56%Solar10.184 MW(15%) 6,58%Nuclear2.009 MW(3%) 0,95%Hidráulica38.979 MW(57%) 10,70%Térmica7.340 MW(11%) 28,54%Eólica10.274 MW(15%) 34,56%Solar10.184 MW(15%) 6,58%Nuclear2.009 MW(3%) 0,95%
PETR4R$ 39,17 0,82%PETR3R$ 43,64 1,18%PRIO3R$ 56,68 0,51%RECV3R$ 10,12 1,20%VBBR3R$ 29,40 2,83%UGPA3R$ 25,22 1,57%RAIZ4R$ 0,42 5,00%CSAN3R$ 3,65 7,35%EGIE3R$ 34,22 1,00%CMIG4R$ 10,94 2,05%CPFE3R$ 44,37 0,82%EQTL3R$ 37,65 2,14%ENGI11R$ 46,07 1,28%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 11,30 0,80%ENEV3R$ 24,63 2,20%TAEE11R$ 39,92 1,19%ALUP11R$ 31,79 0,95%LIGT3R$ 2,84 4,03%PETR4R$ 39,17 0,82%PETR3R$ 43,64 1,18%PRIO3R$ 56,68 0,51%RECV3R$ 10,12 1,20%VBBR3R$ 29,40 2,83%UGPA3R$ 25,22 1,57%RAIZ4R$ 0,42 5,00%CSAN3R$ 3,65 7,35%EGIE3R$ 34,22 1,00%CMIG4R$ 10,94 2,05%CPFE3R$ 44,37 0,82%EQTL3R$ 37,65 2,14%ENGI11R$ 46,07 1,28%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 11,30 0,80%ENEV3R$ 24,63 2,20%TAEE11R$ 39,92 1,19%ALUP11R$ 31,79 0,95%LIGT3R$ 2,84 4,03%
BrentUS$ 80,59 0,93%WTIUS$ 76,54 0,91%Gás NaturalUS$ 3,25 0,89%DólarR$ 5,14 0,78%BrentUS$ 80,59 0,93%WTIUS$ 76,54 0,91%Gás NaturalUS$ 3,25 0,89%DólarR$ 5,14 0,78%BrentUS$ 80,59 0,93%WTIUS$ 76,54 0,91%Gás NaturalUS$ 3,25 0,89%DólarR$ 5,14 0,78%
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MME flexibiliza regras para desconto de energia em irrigação e aquicultura

O Ministério de Minas e Energia (MME) publicou uma portaria que altera as condições para a concessão de descontos nas tarifas de energia elétrica para atividades de irrigação e aquicultura. A medida visa simplificar e tornar mais acessível o benefício tarifário, uma demanda antiga do setor produtivo, mas pode elevar os custos para os demais consumidores via Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).

22 de junho de 2026 às 17:47Fonte oficial: CNENRedação Radar Energia

O Ministério de Minas e Energia (MME) publicou uma portaria que altera as condições para a concessão de descontos nas tarifas de energia elétrica para as atividades de irrigação e aquicultura. A medida flexibiliza as regras atuais, atendendo a uma antiga demanda de produtores rurais por maior adaptabilidade e simplificação no acesso a esses benefícios tarifários, considerados cruciais para a competitividade do setor.

Essa flexibilização incide sobre um dos subsídios setoriais mais antigos do Brasil, historicamente estabelecidos pela Lei nº 10.438/2002, que instituiu a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). A regulamentação detalhada desses descontos é de responsabilidade da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), por meio de resoluções normativas como a REN nº 1.000/2021, que estabelece as condições gerais de fornecimento de energia elétrica.

Com a nova portaria, o MME, na sua função de formulador da política energética nacional, abre caminho para que as condições de elegibilidade e os horários de uso da Tarifa Verde para irrigantes e aquicultores sejam menos rígidos. Embora o conteúdo exato das alterações ainda precise ser detalhado pela ANEEL, a expectativa é de uma desburocratização que facilite a adesão e o aproveitamento dos descontos por um número maior de produtores.

Os principais beneficiários diretos da medida são os produtores rurais que dependem intensivamente da energia elétrica para suas operações de irrigação e aquicultura. Entidades representativas, como a Confederação da Agricultura e Pecuária do Brasil (CNA), têm sido porta-vozes dessas demandas por um regime tarifário mais flexível e alinhado às necessidades do campo.

No entanto, a expansão da elegibilidade ou a maior flexibilidade no uso dos descontos implica um custo. Os subsídios para a classe rural representam um dos maiores encargos setoriais e são custeados pela CDE, cuja arrecadação recai sobre a tarifa de todos os consumidores de energia elétrica. Em 2023, o orçamento da CDE alcançou aproximadamente R$ 34,7 bilhões, e a parcela destinada aos subsídios para a classe rural é substancial, impactando o valor final da conta de luz.

A irrigação, em particular, é uma das atividades agrícolas que mais consome energia elétrica, tornando a gestão de seu perfil de carga um ponto sensível para o sistema. Ao mesmo tempo em que a flexibilização visa otimizar o uso de recursos hídricos e energéticos e reduzir os custos operacionais para os produtores, ela exige atenção para não sobrecarregar ainda mais o sistema elétrico e os demais consumidores.

O impacto esperado é uma redução nos custos de produção para os setores beneficiados, o que pode impulsionar a competitividade e a produtividade agrícola e aquícola. Por outro lado, o aumento potencial do montante total dos subsídios custeados pela CDE pode resultar em um impacto de alta nas tarifas de energia elétrica para os demais consumidores, reacendendo o debate sobre a racionalização dos encargos setoriais.

A discussão sobre a racionalização e revisão dos subsídios é recorrente no setor elétrico brasileiro, que lida com diversos encargos setoriais, como os incentivos a fontes renováveis, carvão mineral e saneamento, todos financiados pela CDE. Exemplos internacionais frequentemente apontam para políticas de incentivo à eficiência energética ou à gestão da demanda como alternativas para apoiar o setor produtivo sem onerar excessivamente as tarifas.

Após a publicação da portaria pelo MME, a próxima etapa crucial envolve a regulamentação pela ANEEL. A agência reguladora deverá detalhar as condições de aplicação das novas regras por meio de resoluções normativas, o que provavelmente incluirá a abertura de consultas ou audiências públicas para debater a implementação e os potenciais impactos tarifários e operacionais da flexibilização.

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Como esta matéria foi produzida: conteúdo produzido com apoio de inteligência artificial a partir de fontes oficiais e/ou públicas, com curadoria editorial do Radar Energia. Sempre que possível, priorizamos documentos, comunicados e dados primários. Viu algo a corrigir? Fale com a redação.