A conta que
parou de crescer
A quota da CDE que todo consumidor paga na tarifa de rede sobe 0,10% em 2027. Não porque o custo caiu: porque mudou de pagador.
A virada de 2027
Depois de anos de alta acelerada, a quota anual da CDE praticamente para de crescer. O custo não desapareceu: a Lei nº 15.269/2025 o transferiu para os beneficiários dos subsídios, por meio de um encargo novo.
A Conta de Desenvolvimento Energético paga os subsídios do setor elétrico e é custeada por uma quota embutida na tarifa de uso da rede. Todo consumidor paga, livre ou cativo. Até 2026, essa quota subia junto com os subsídios.
A Lei nº 15.269/2025 criou um teto para quatro rubricas de despesa da CDE, válido a partir do orçamento de 2027. O que passar do teto não some: é coberto por um encargo novo, o ECR — Encargo de Complemento de Recursos. Para 2027, o ECR proposto soma R$ 6,369 bilhões.
O teto de cada rubrica é o valor que ela tinha no orçamento de 2025, corrigido pela inflação até janeiro de 2027. O ECR é a diferença entre a despesa prevista e esse teto. E o Fator ECR é a proporção dessa diferença sobre a despesa da própria rubrica: é o percentual de corte que o beneficiário sofre.
Fator ECR proposto, por rubrica
Percentual de redução do benefício em 2027.
As duas leituras — por que a quota estabiliza
A quota fica estável porque o teto e o ECR retiram o excedente das rubricas limitadas do financiamento coletivo e o transferem aos próprios beneficiários. É transferência de ônus, não economia.
Fonte: ANEEL, Nota Técnica nº 192/2026-STR, item 18.
A transferência existe, mas não explica tudo. A parcela econômica da quota cai R$ 1,54 bilhão e a financeira sobe R$ 1,59 bilhão. Quase todo esse aumento tem destino identificado: R$ 2,375 bilhões de ajustes de subsídios de anos anteriores, despesa que não está sujeita ao teto e continua paga por todos.
Fonte: ANEEL, Nota Técnica nº 192/2026-STR, item 11, e planilha de orçamento e quotas da Tomada de Subsídios nº 41/2026. A planilha traz o valor agregado e não o decompõe por rubrica de origem.
Nota de método. Os números desta edição foram conferidos nos documentos oficiais citados ao pé de cada seção. Onde a leitura regulatória e a técnica divergem ou se complementam, as duas aparecem, cada uma com sua fonte.
↑ Voltar ao sumárioQuem paga o ECR, e quanto
A consulta que define como o encargo funciona encerrou em 09/10/2026 e aguarda decisão. Ela define o método; a proposta de orçamento revela o impacto.
A lei determina que o pagamento do ECR se opere reduzindo cada um dos benefícios custeados pela CDE. Daí sai a conta que interessa ao cliente:
Com o Fator proposto de 10,33%, quem recebe desconto de fonte incentivada passa a receber 89,67% do desconto a partir de 01/01/2027. Na geração distribuída, com Fator de 52,35%, o beneficiário fica com 47,65%.
Como calcular para um cliente, sem estimar nada
O benefício bruto não precisa ser projetado. Ele está na fatura de 2026:
- Levante, nas 12 faturas mais recentes da unidade, o desconto de fonte incentivada aplicado à TUSD — e à TUST, para quem é conectado à Rede Básica.
- Divida pelo consumo faturado do período, em MWh. Esse é o benefício bruto unitário.
- Multiplique por 10,33%. É o que deixa de ser recebido por MWh em 2027.
Os quatro riscos que a norma deixou em aberto
Pontos ainda não decididos na consulta, em ordem de efeito sobre o cliente.
Quem absorve o corte no contrato
A norma proposta não diz se o ECR pode ser repassado ao comprador em contratos de venda. A omissão empurra a discussão para o contrato — e para a disputa.
Revisão do Fator no meio do ano
A minuta permite revisar o Fator quando houver "desvio relevante", sem definir o que é relevante, sem prazo de aviso e sem rito de contestação. O benefício do ano fica imprevisível.
Como as rubricas serão recortadas
A minuta autoriza desagregar rubricas, mas não fixa critério. Como o Fator é calculado por rubrica, o recorte decide quem paga quanto. É o pedido mais repetido pelo setor.
Prazo de implantação
A CCEE, designada para apurar o encargo, declarou na consulta que o cronograma proposto não se sustenta e pediu 18 meses mais operação assistida. O ONS registrou que a minuta não define como receberá o Fator vigente.
As duas leituras — a transição da geração distribuída
O corte de 52,35% a partir de 01/01/2027 vem da lei, não da minuta. O teto e sua data de início estão na Lei nº 15.269/2025, e a ANEEL não tem competência para escaloná-los. Quem quiser contestar a ausência de transição precisa mirar a lei, não a regulamentação — e a lei deu mais de um ano entre a publicação e a produção de efeitos.
Fonte: Lei nº 15.269/2025; análise regulatória interna da PE.
Parte do corte não vem do crescimento da geração distribuída, e sim de onde o teto nasceu. A rubrica gastou R$ 5,285 bilhões em 2025, mas o teto de 2027 foi ancorado no orçamento de 2025, de R$ 3,658 bilhões. Corrigido pela inflação, o teto de 2027 fica 23,8% abaixo do que a rubrica já gastou em 2025. Cerca de 28% do ECR da geração distribuída decorre disso, antes de qualquer expansão.
Fonte: planilha de previsão de subsídios da ANEEL, disponibilizada na Tomada de Subsídios nº 41/2026 (série realizada de 2025), e Nota Técnica nº 192/2026-STR (valores de orçamento e teto). Conferência de escopo: os valores de 2027 das duas fontes coincidem ao centavo.
As premissas por trás do Fator
Os Fatores de 10,33% e 52,35% não são leitura direta da lei. Dependem de premissas de projeção. Fomos atrás delas.
A rubrica de fontes incentivadas tem duas metades: o desconto na distribuição, de R$ 15,088 bilhões, e o desconto na transmissão, de R$ 3,722 bilhões. O documento que fixa as duas é um ofício da ANEEL à CCEE, de 16/09/2026, que não foi disponibilizado na consulta — localizamos no processo administrativo, em autos apensados.
As duas metades foram projetadas por métodos diferentes, e o ofício não justifica a diferença:
| Parcela | Montante de uso | Crescimento aplicado |
|---|---|---|
| Distribuição R$ 15,088 bi | mercado informado pelas distribuidoras até julho/2026 | inflação projetada e crescimento de mercado de 3,1% em 2026 e 4,6% em 2027 |
| Transmissão R$ 3,722 bi | montantes contratados em 2026 | nenhum; tarifa do segundo semestre apenas estimada |
Quanto a premissa move o Fator
Efeito de aplicar à transmissão as taxas que a própria ANEEL usou em outras rubricas.
| Premissa da transmissão | Fator ECR |
|---|---|
| Nenhuma — proposta da ANEEL | 10,33% |
| +3,1% — carga de 2026 | 10,88% |
| +4,6% — a taxa usada na distribuição | 11,14% |
| +8,8% — a taxa usada na geração distribuída | 11,86% |
Procedência e limites. Valores conferidos no Ofício nº 304/2026-STR/ANEEL (de 16/09/2026, autos apensados ao processo da CDE 2027), na Nota Técnica nº 192/2026-STR e nas planilhas da Tomada de Subsídios nº 41/2026. Os cenários da tabela são execuções de sensibilidade com taxas da própria ANEEL, para dimensionar o efeito da assimetria: não são projeção da Partner Energy nem da ANEEL. A composição da rubrica foi conferida contra o detalhamento por agente da CCEE, que fecha ao centavo nas quatro rubricas sob teto.
↑ Voltar ao sumárioA ponta mudou de hora
A Lei nº 15.269/2025 mandou que o rateio do custo de reserva de capacidade considere, além do consumo, o perfil de carga do usuário. Uma proposta em discussão sugere ratear pela participação nas três horas de maior demanda líquida do SIN. Fomos ver quando elas ocorrem.
Demanda do SIN por hora — média de 2026
Linha cinza: demanda bruta. Linha azul: líquida de eólica e solar centralizadas. MWmed.
Processamos o balanço de operação do ONS de 01/01 a 14/10/2026: 279 dias, 6.620 horas completas, quatro subsistemas.
Das 50 horas de maior demanda líquida do período, nenhuma ficou fora da faixa das 18h às 22h — 19h aparece 21 vezes, 20h onze, 18h dez, 21h sete e 22h uma. Para comparação, as 50 horas de maior demanda bruta incluem 14h, 15h e 16h.
Isso favorece carga concentrada em horário comercial e desfavorece operação noturna ou turno contínuo com pico à noite. Geração solar própria atrás do medidor não ajuda nessa métrica, porque reduz carga nas horas que não entram na conta.
Limites desta análise. O balanço do DESSEM é programação da operação, não medição realizada: serve para localizar quando ocorre a ponta líquida, não para apurar encargo. A série vai até 14/10/2026 e não cobre novembro e dezembro, meses de verão com carga alta. A definição de demanda líquida usada é a da Partner Energy, explicitada acima; a definição que vier a ser adotada pela regra pode diferir. A proposta de rateio pela ponta é de uma associação do setor, não norma. Fonte dos dados: ONS, balanço de energia do DESSEM, dados abertos. Sobre a projeção de aumento do encargo, circulam duas estimativas com bases e janelas distintas — não as reconciliamos, e nenhuma foi conferida no documento original.
↑ Voltar ao sumárioQuem governa os modelos que formam o PLD
Está em consulta uma proposta de governança dos modelos computacionais usados por MME, EPE, ONS e CCEE — incluindo os que formam o preço de curto prazo. A consulta encerra em 03/11/2026. Testamos na prática o problema que ela tenta resolver.
Em outubro tentamos uma reprodução independente da formação de preço, usando os decks públicos oficiais de setembro de 2026 da CCEE e do ONS. O objetivo era chegar ao mesmo custo marginal do modelo oficial, partindo dos mesmos arquivos.
Antes de rodar, encontramos três defeitos bloqueantes na leitura do deck público — entre eles um leitor que devolve todos os campos vazios quando o arquivo vem preenchido com espaços à direita, que é o formato do deck real. Nenhum era problema de dado faltante: os insumos públicos estavam completos.
Quando conseguimos rodar, o modelo convergiu para um custo marginal de primeira semana em torno de R$ 188/MWh, contra R$ 150,00/MWh do oficial — cerca de 25% acima, com convergência fechada.
O que a proposta mudaria no nosso caso
Dispositivos da minuta em consulta, aplicados ao episódio acima.
| Dispositivo proposto | Efeito prático |
|---|---|
| Núcleo metodológico e código comuns | A diferença de 25% seria atribuível |
| Interoperabilidade | O deck oficial seria legível sem conversor de terceiro |
| Critérios de validação comuns | Haveria teste de referência para conferir a reprodução |
| Justificativa documentada de cada divergência | Saberíamos se a diferença é de representação ou erro nosso |
| Código aberto para novos modelos principais | A hipótese de diferença de formulação deixaria de ser hipótese |
As tarifas das distribuidoras
Principais distribuidoras com processo tarifário homologado pela ANEEL em 2026: tarifa de aplicação de referência (TUSD+TE, em R$/MWh) por nível de tensão, valor anterior, variação e vigência.
| Distribuidora | BT anterior | Var. | BT ajustada | MT ajustada | AT ajustada | Vigência até |
|---|---|---|---|---|---|---|
| CPFL Paulista | R$ 676 | 9,5% | R$ 739 | R$ 437 | R$ 401 | 07/04/2027 |
| Celesc-DIS | R$ 696 | 9,2% | R$ 760 | R$ 500 | R$ 436 | 21/08/2027 |
| Cemig-D | R$ 859 | 5,2% | R$ 903 | R$ 481 | R$ 427 | 27/05/2027 |
| Copel-DIS | R$ 642 | 19,6% | R$ 768 | R$ 442 | R$ 386 | 23/06/2027 |
| EDP ES | R$ 789 | 6,9% | R$ 844 | R$ 503 | R$ 437 | 06/08/2027 |
| Elektro | R$ 796 | 12,0% | R$ 892 | R$ 483 | R$ 451 | 26/08/2027 |
| Enel CE | R$ 750 | -6,4% | R$ 702 | R$ 331 | R$ 289 | 21/04/2027 |
| Enel RJ | R$ 925 | 14,7% | R$ 1.061 | R$ 534 | R$ 435 | 14/03/2027 |
| Enel SP | R$ 725 | 8,9% | R$ 789 | R$ 452 | R$ 397 | 03/07/2027 |
| Energisa Acre | R$ 874 | -5,0% | R$ 830 | R$ 269 | R$ 294 | 12/12/2026 |
| Energisa MS | R$ 878 | 12,4% | R$ 987 | R$ 485 | R$ 417 | 21/04/2027 |
| Energisa MT | R$ 852 | 5,5% | R$ 899 | R$ 450 | R$ 391 | 07/04/2027 |
| Energisa Minas Rio | R$ 817 | 12,5% | R$ 919 | R$ 500 | R$ 447 | 21/06/2027 |
| Energisa Paraíba | R$ 676 | 5,0% | R$ 710 | R$ 372 | R$ 336 | 27/08/2027 |
| Energisa Rondônia | R$ 841 | -9,4% | R$ 762 | — | R$ 248 | 12/12/2026 |
| Energisa Sul-Sudeste | R$ 746 | 9,2% | R$ 814 | R$ 451 | R$ 451 | 11/07/2027 |
| Energisa Tocantins | R$ 1.006 | -1,3% | R$ 993 | R$ 429 | R$ 638 | 25/08/2027 |
| Equatorial Alagoas | R$ 808 | 5,4% | R$ 851 | R$ 364 | R$ 300 | 02/05/2027 |
| Equatorial Maranhão | R$ 843 | 5,4% | R$ 889 | R$ 431 | R$ 375 | 27/08/2027 |
| Light | R$ 824 | 6,9% | R$ 881 | R$ 500 | R$ 406 | 14/03/2027 |
| Neoenergia Coelba | R$ 838 | 4,8% | R$ 878 | R$ 391 | — | 21/04/2027 |
| Neoenergia Cosern | R$ 744 | 4,2% | R$ 776 | R$ 400 | R$ 360 | 21/04/2027 |
| Neoenergia PE | R$ 769 | 3,9% | R$ 799 | R$ 379 | R$ 340 | 28/04/2027 |
| RGE | R$ 822 | 14,9% | R$ 945 | R$ 496 | R$ 434 | 18/06/2027 |
| Âmbar RR | R$ 641 | 23,2% | R$ 789 | R$ 482 | R$ 332 | 24/01/2027 |
Como ler: valores em R$/MWh. BT = B1 residencial · MT = A4 verde (fora-ponta) · AT = A3/A2 azul (fora-ponta). A coluna Var. é a variação da tarifa B1 de referência, não o efeito médio oficial, que pondera toda a estrutura tarifária. Células com "—" foram omitidas por inconsistência na base. Fonte: dados abertos da ANEEL.
A média esconde o que interessa ao mercado livre
| Distribuidora | Ato | Efeito médio | Alta tensão | Baixa tensão | Vigência |
|---|---|---|---|---|---|
| Equatorial Pará | Reajuste anual — REH 3.608, de 18/09/2026 | +6,94% | — | — | 18/09/2026 |
| Equatorial Goiás | Reajuste anual — REH 3.613, de 20/10/2026 | +7,25% | +7,22% | +7,26% | 22/10/2026 |
| Neoenergia Brasília | Revisão periódica, em caráter provisório — REH 3.614, de 20/10/2026 | +1,92% | +4,27% | +1,06% | 22/10/2026 |
| EDP São Paulo | Reajuste anual — Despacho 3.611, de 16/10/2026 | +3,16% | — | — | 23/10/2026 |
| CPFL Piratininga | Reajuste anual — Despacho 3.612, de 16/10/2026 | +5,41% | — | — | 23/10/2026 |
A tese não vale para todo mundo
A quota que para de crescer é verdade no agregado nacional e falsa regionalmente. Cliente com carga no Nordeste tem pressão de custo pela CDE em 2027; no Sudeste, Sul e Centro-Oeste, há alívio. Em carteira distribuída por mais de uma região, vale calcular por unidade em vez de pela média.
Fontes do bloco: ata da 21ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL, de 20/10/2026 (versão prévia, sujeita a ajuste); Resoluções Homologatórias publicadas no Diário Oficial da União de 22/10/2026; Nota Técnica nº 192/2026-STR, itens 20 e 23.
↑ Voltar ao sumárioA devolução de PIS/Cofins ganhou marco inicial
É o único tema do mês decidido fora do setor elétrico, e chega ao consumidor pela tarifa. Tratamos aqui o que foi decidido e o efeito prático, sem entrar no mérito.
O contexto. Distribuidoras cobraram, por anos, PIS e Cofins calculados sobre uma base que incluía o ICMS. Decisão posterior reconheceu a cobrança como indevida, e as distribuidoras passaram a recuperar esses valores junto à Receita Federal. A Lei nº 14.385/2022 disciplinou a devolução ao consumidor, por meio dos processos tarifários.
O que mudou em outubro. Em 22/10/2026, ao julgar embargos de declaração na Ação Direta de Inconstitucionalidade nº 7.324, o Supremo Tribunal Federal fixou quando começa a contar o prazo de dez anos para a devolução: a contagem se inicia quando a distribuidora recuperou o valor junto à Receita Federal, ou quando a compensação tributária foi definitivamente homologada.
Como o efeito chega a quem compra no mercado livre
O consumidor livre não paga energia da distribuidora, mas paga rede.
Pela parcela de rede
Os valores devolvidos entram no cálculo do reajuste ou da revisão da distribuidora e reduzem a tarifa de uso do sistema de distribuição.
Com efeito menor onde houve prescrição
Onde a obrigação prescreveu, o montante a devolver é menor, e o alívio tarifário esperado também.
Caso a caso, por distribuidora
O efeito depende de quando cada empresa recuperou os créditos. Não há número único de mercado.
Fonte: Supremo Tribunal Federal, Ação Direta de Inconstitucionalidade nº 7.324 (número único 0132214-94.2022.1.00.0000), relator Ministro Alexandre de Moraes, julgamento dos embargos de declaração. Processo, classe e relator conferidos no portal do Tribunal; o teor da decisão segue a comunicação pública do STF.
Nota de escopo. A Partner Energy é consultoria de energia, não escritório de advocacia. Este item descreve o que foi decidido e o caminho pelo qual o efeito chega à tarifa. Não traz análise de mérito, e não substitui orientação de advogado para quem precise avaliar situação concreta.
↑ Voltar ao sumárioO que está em jogo nas próximas semanas
Quatro consultas públicas abertas em seis semanas, todas com efeito direto sobre quem compra energia no mercado livre.
| Item | Prazo | Situação |
|---|---|---|
| Governança dos modelos de PLD — CP MME 236/2026 | 03/11/2026 | encerra em 03/11 |
| Rateio do Ercap para baterias — CP ANEEL 037/2026 | 06/11/2026 | aberta desde 08/10 · [email protected] |
| Orçamento da CDE 2027 — TS 41/2026 | 20/11/2026 | aberta desde 21/10 · [email protected] |
| Fim dos descontos de TUSD/TUST — CP ANEEL 040/2026 | 14/12/2026 | aberta desde 29/10 · [email protected] |
| Leilões de armazenamento nº 5 e nº 6/2026 | suprimento a partir de 01/08/2028 | editais aprovados em 27/10 · REH 3.616 e 3.617 |
| Aprovação do Orçamento da CDE 2027 | até 10/01/2027 | em tomada de subsídios |
O que a Partner Energy vai levar à consulta
Contribuição à Tomada de Subsídios nº 41/2026, até 20/11.
Pedido de mérito
Justificar a diferença de premissa entre as parcelas de distribuição e transmissão da mesma rubrica, ou uniformizar o tratamento na proposta final.
Pedido de forma
Disponibilizar na consulta o ofício que fixa as premissas das rubricas sob teto. Hoje ele está em autos apensados, fora dos documentos da consulta.
Pedido subsidiário
Explicitar a confirmação da inflação usada na atualização dos tetos, cujo caráter estimado consta da própria nota técnica.
Panorama Regulatório
Publicação de análise de mercado da Partner Energy, consultoria de energia no mercado livre. Reúne, a cada edição, o que mudou na regulação e o que isso significa para quem compra energia no ACL.
Equipe Regulatória — Partner Energy
Fontes desta edição: ANEEL — Nota Técnica nº 192/2026-STR (SEI 0486059, de 19/10/2026); Nota Técnica nº 145/2026-STR (Consulta Pública nº 028/2026); Ofício nº 304/2026-STR (SEI 0459769, de 16/09/2026); Tomada de Subsídios nº 41/2026 e planilhas complementares; ata da 21ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, de 20/10/2026; Resoluções Homologatórias nº 3.613, nº 3.614 e nº 3.618 de 2026; dados abertos de tarifas homologadas. CCEE — proposta orçamentária das Contas Setoriais 2027, de 15/10/2026. ONS — balanço de energia do DESSEM, dados abertos. MME — Consulta Pública nº 236/2026. Marco legal: Lei nº 10.438/2002 com as alterações da Lei nº 15.269/2025; Lei nº 14.300/2022; Lei nº 10.848/2004; Decreto nº 9.022/2017; Submódulo 5.2 do PRORET.
Imagens, via Wikimedia Commons: "Transmission Lines at Sunset", de Kkiefuik (CC BY 4.0); "High-voltage transformer 750 kV", de Novoklimov (CC0); "500kV 3-Phase Transmission Lines", de Varistor60 (CC BY-SA 4.0); "Pattaya city glowing at night", de DFC (CC BY-SA 4.0); "Diagnostic monitors in the control room of Wendelstein 7-X", de Siarhei Besarab (CC BY-SA 4.0).
Partner Energy · Panorama Regulatório — Edição Outubro / 2026