Carga SIN87.793 MW 2,57%PLD MédioR$ 133,55/MWh 1,93%PLD SE/COR$ 136,71/MWh 1,57%PLD SulR$ 136,7/MWh 1,58%PLD NER$ 128,5/MWh 2,75%PLD NorteR$ 132,28/MWh 1,88%EAR SIN65% 0,91%EAR SE/CO58,9% 0,84%EAR Sul82% 3,30%EAR NE76,9% 0,52%EAR Norte83,3% 0,95%ENA SIN107% MLT 3,60%ENA SE/CO92% MLT 1,08%ENA Sul192% MLT 2,54%ENA NE64% MLT 0,00%ENA Norte62% MLT 1,59%Carga SIN87.793 MW 2,57%PLD MédioR$ 133,55/MWh 1,93%PLD SE/COR$ 136,71/MWh 1,57%PLD SulR$ 136,7/MWh 1,58%PLD NER$ 128,5/MWh 2,75%PLD NorteR$ 132,28/MWh 1,88%EAR SIN65% 0,91%EAR SE/CO58,9% 0,84%EAR Sul82% 3,30%EAR NE76,9% 0,52%EAR Norte83,3% 0,95%ENA SIN107% MLT 3,60%ENA SE/CO92% MLT 1,08%ENA Sul192% MLT 2,54%ENA NE64% MLT 0,00%ENA Norte62% MLT 1,59%
Hidráulica45.541 MW(51%) 5,14%Térmica10.557 MW(12%) 11,62%Eólica15.979 MW(18%) 10,98%Solar14.455 MW(16%) 6,93%Nuclear1.990 MW(2%) 0,90%Hidráulica45.541 MW(51%) 5,14%Térmica10.557 MW(12%) 11,62%Eólica15.979 MW(18%) 10,98%Solar14.455 MW(16%) 6,93%Nuclear1.990 MW(2%) 0,90%Hidráulica45.541 MW(51%) 5,14%Térmica10.557 MW(12%) 11,62%Eólica15.979 MW(18%) 10,98%Solar14.455 MW(16%) 6,93%Nuclear1.990 MW(2%) 0,90%
PETR4R$ 43,35 4,58%PETR3R$ 48,00 4,51%PRIO3R$ 59,98 1,28%RECV3R$ 10,58 2,03%VBBR3R$ 33,44 0,51%UGPA3R$ 33,41 0,15%RAIZ4R$ 0,22 4,35%CSAN3R$ 3,68 0,81%EGIE3R$ 28,75 0,31%CMIG4R$ 10,44 0,57%CPFE3R$ 44,52 0,07%EQTL3R$ 36,56 0,73%ENGI11R$ 47,00 1,20%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 10,73 1,11%ENEV3R$ 26,31 0,27%TAEE11R$ 38,72 0,56%ALUP11R$ 32,47 1,01%LIGT3R$ 3,49 4,49%PETR4R$ 43,35 4,58%PETR3R$ 48,00 4,51%PRIO3R$ 59,98 1,28%RECV3R$ 10,58 2,03%VBBR3R$ 33,44 0,51%UGPA3R$ 33,41 0,15%RAIZ4R$ 0,22 4,35%CSAN3R$ 3,68 0,81%EGIE3R$ 28,75 0,31%CMIG4R$ 10,44 0,57%CPFE3R$ 44,52 0,07%EQTL3R$ 36,56 0,73%ENGI11R$ 47,00 1,20%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 10,73 1,11%ENEV3R$ 26,31 0,27%TAEE11R$ 38,72 0,56%ALUP11R$ 32,47 1,01%LIGT3R$ 3,49 4,49%
BrentUS$ 87,88 2,03%WTIUS$ 83,18 0,42%Gás NaturalUS$ 2,88 0,86%DólarR$ 5,20 1,08%BrentUS$ 87,88 2,03%WTIUS$ 83,18 0,42%Gás NaturalUS$ 2,88 0,86%DólarR$ 5,20 1,08%BrentUS$ 87,88 2,03%WTIUS$ 83,18 0,42%Gás NaturalUS$ 2,88 0,86%DólarR$ 5,20 1,08%
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Radar Energia
AnáliseRegulação & Política

MME propõe novo critério para rateio do ERCAP entre consumidores; ABRACE vê avanço

O Ministério de Minas e Energia abriu consulta pública para alterar a forma de rateio do Encargo de Potência para Reserva de Capacidade (ERCAP), vinculando a cobrança ao consumo na máxima demanda líquida do SIN. A ABRACE Energia avalia a proposta, contida na Nota Técnica nº 15/2026, como um avanço para o setor, buscando corrigir distorções e incentivar a gestão da demanda.

28 de agosto de 2026 às 15:23Fonte oficial: ABRACE EnergiaRedação Radar Energia
MME propõe novo critério para rateio do ERCAP entre consumidores; ABRACE vê avanço
Foto: ABRACE Energia

O Ministério de Minas e Energia (MME) abriu consulta pública para uma proposta que altera o rateio do Encargo de Potência para Reserva de Capacidade (ERCAP) entre os consumidores, buscando alinhar a cobrança ao consumo efetivo nos períodos de máxima demanda do Sistema Interligado Nacional (SIN). A ABRACE Energia avalia a iniciativa, detalhada na Nota Técnica nº 15/2026, como um avanço significativo para o setor, defendendo que a mudança corrige distorções históricas no sinal econômico do encargo.

Pela proposta do Ministério, o ERCAP pago pelos consumidores passaria a ser proporcional ao maior consumo registrado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) em uma janela de até quatro horas consecutivas, nos dias úteis, a ser definida pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), correspondente ao período de máxima demanda líquida do SIN. A ABRACE aponta que a regra atual gerava cobranças em horários de maior oferta e menor demanda, como entre 9h e 14h, e menores valores na ponta do sistema (18h-22h), desincentivando a gestão de carga e a flexibilização do consumo.

A Nota Técnica nº 15/2026 também prevê a participação dos geradores no rateio do ERCAP em casos específicos, com regulamentação posterior pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), e estabelece que os custos de sistemas de armazenamento em baterias seriam rateados exclusivamente entre os geradores. A medida se insere no contexto da Lei nº 15.269/2025, que impulsiona a abertura total do mercado e a regulamentação do armazenamento, buscando um sinal econômico mais preciso para reduzir a necessidade de contratação de termelétricas mais caras e, consequentemente, os custos gerais do sistema.

A consulta pública do MME, aberta em 24 de agosto, recebe contribuições por 45 dias, encerrando-se em 8 de outubro de 2026. O principal risco regulatório reside na ausência de detalhes sobre as regras de transição, carência ou direito adquirido (grandfathering), que ainda não foram pormenorizadas na documentação. A clareza sobre a base de cálculo, os agentes alcançados e a data de início da cobrança será crucial para a segurança jurídica e para evitar potenciais judicializações.

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