Carga SIN72.798 MW▼ 9,96%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 SIN60,7%• 0,00%EAR SE/CO56,1%• 0,00%EAR Sul81,6%▲ 0,37%EAR NE67,5%▼ 0,30%EAR Norte71%▼ 0,28%ENA SIN147% MLT▼ 2,00%ENA SE/CO106% MLT▲ 2,91%ENA Sul280% MLT▼ 5,41%ENA NE73% MLT• 0,00%ENA Norte49% MLT• 0,00%Carga SIN72.798 MW▼ 9,96%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 SIN60,7%• 0,00%EAR SE/CO56,1%• 0,00%EAR Sul81,6%▲ 0,37%EAR NE67,5%▼ 0,30%EAR Norte71%▼ 0,28%ENA SIN147% MLT▼ 2,00%ENA SE/CO106% MLT▲ 2,91%ENA Sul280% MLT▼ 5,41%ENA NE73% MLT• 0,00%ENA Norte49% MLT• 0,00%
Hidráulica36.417 MW(49%)▼ 14,06%Térmica10.649 MW(14%)▲ 14,32%Eólica14.565 MW(20%)▼ 1,67%Solar11.167 MW(15%)▼ 14,06%Nuclear1.358 MW(2%)▲ 0,59%Hidráulica36.417 MW(49%)▼ 14,06%Térmica10.649 MW(14%)▲ 14,32%Eólica14.565 MW(20%)▼ 1,67%Solar11.167 MW(15%)▼ 14,06%Nuclear1.358 MW(2%)▲ 0,59%Hidráulica36.417 MW(49%)▼ 14,06%Térmica10.649 MW(14%)▲ 14,32%Eólica14.565 MW(20%)▼ 1,67%Solar11.167 MW(15%)▼ 14,06%Nuclear1.358 MW(2%)▲ 0,59%
PETR4R$ 55,36▲ 10,94%PETR3R$ 60,40▲ 9,72%PRIO3R$ 64,15▲ 4,38%RECV3R$ 11,60▲ 5,07%VBBR3R$ 38,35▲ 1,46%UGPA3R$ 39,05▲ 2,25%RAIZ4R$ 0,36▲ 9,09%CSAN3R$ 5,10▲ 28,14%EGIE3R$ 31,64▲ 7,88%CMIG4R$ 11,98▲ 7,16%CPFE3R$ 50,04▲ 7,47%EQTL3R$ 47,66▲ 16,24%ENGI11R$ 62,85▲ 17,76%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 15,54▲ 18,26%ENEV3R$ 30,26▲ 7,57%TAEE11R$ 43,89▲ 4,90%ALUP11R$ 36,19▲ 10,50%LIGT3R$ 3,96▲ 9,39%PETR4R$ 55,36▲ 10,94%PETR3R$ 60,40▲ 9,72%PRIO3R$ 64,15▲ 4,38%RECV3R$ 11,60▲ 5,07%VBBR3R$ 38,35▲ 1,46%UGPA3R$ 39,05▲ 2,25%RAIZ4R$ 0,36▲ 9,09%CSAN3R$ 5,10▲ 28,14%EGIE3R$ 31,64▲ 7,88%CMIG4R$ 11,98▲ 7,16%CPFE3R$ 50,04▲ 7,47%EQTL3R$ 47,66▲ 16,24%ENGI11R$ 62,85▲ 17,76%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 15,54▲ 18,26%ENEV3R$ 30,26▲ 7,57%TAEE11R$ 43,89▲ 4,90%ALUP11R$ 36,19▲ 10,50%LIGT3R$ 3,96▲ 9,39%
BrentUS$ 100,16▼ 2,04%WTIUS$ 89,20▼ 2,10%Gás NaturalUS$ 3,07▲ 1,29%DólarR$ 4,99▼ 4,40%BrentUS$ 100,16▼ 2,04%WTIUS$ 89,20▼ 2,10%Gás NaturalUS$ 3,07▲ 1,29%DólarR$ 4,99▼ 4,40%BrentUS$ 100,16▼ 2,04%WTIUS$ 89,20▼ 2,10%Gás NaturalUS$ 3,07▲ 1,29%DólarR$ 4,99▼ 4,40%
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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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