Na manifestação, a Associação apresentou proposta para definição da base de cálculo da taxa, defendendo que o benefício econômico auferido pela atividade de comercialização corresponda à margem das operações de venda de energia, considerando os custos de aquisição da energia comercializada aos consumidores finais.

A Abraceel também sugeriu que os parâmetros e critérios de cálculo da TFSEE sejam posteriormente detalhados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), por meio do Procedimento de Regulação Tarifária (PRORET), precedidos de consulta pública específica, em linha com o tratamento regulatório adotado para outros segmentos do setor elétrico.

Além disso, a Associação recomendou que seja formalmente esclarecido que a cobrança da taxa para os comercializadores somente ocorra após a definição, pela Aneel, dos aspectos regulatórios necessários, como fato gerador, base de cálculo e critérios de quantificação.

Na manifestação, a Abraceel parabenizou o ONS pela iniciativa de testar o produto disponibilidade no âmbito do Programa Estrutural de Resposta da Demanda e destacou que o uso do sandbox regulatório é uma ferramenta importante para validar novos mecanismos de flexibilidade de forma segura e eficiente, contribuindo para o aprimoramento do setor elétrico.

Em sua contribuição, a Abraceel sugeriu a flexibilização de dois requisitos considerados relevantes para ampliar a participação no mecanismo: a exigência de redução contínua de carga por, no mínimo, quatro horas e o requisito de redução mínima de 5 MW médios. Segundo a Associação, essas condições podem limitar a participação de consumidores com processos produtivos mais flexíveis e dificultar a entrada de agregadores que reúnem cargas menores e mais pulverizadas.

Como alternativa, a Abraceel propôs a criação de uma janela de disponibilidade de quatro horas, com possibilidade de acionamentos de apenas duas horas de duração. A medida permitiria que os consumidores permanecessem disponíveis ao sistema por um período mais amplo, mas com obrigação de redução da demanda apenas quando efetivamente acionados pelo operador. Para a Associação, a flexibilização dos critérios pode ampliar a liquidez do mecanismo, aumentar a competitividade e possibilitar a participação de uma maior diversidade de perfis de consumo.

Entre os principais pontos apresentados, a Abraceel defende que não haja incidência do Encargo de Energia de Reserva (EER) sobre operações de exportação de energia elétrica interruptível. Na avaliação da associação, o encargo possui finalidade voltada à segurança do abastecimento nacional e, portanto, não seria compatível com operações destinadas ao mercado externo, especialmente em contratos interruptíveis e de caráter eventual.

A Abraceel também destaca preocupação com a atual metodologia de cálculo do EER, baseada em média móvel de 12 meses. Segundo a contribuição, esse modelo não reflete adequadamente a dinâmica das operações esporádicas de exportação, podendo gerar distorções econômicas, insegurança financeira aos agentes e aumento artificial dos custos das transações internacionais.

Além disso, a associação ressalta que a exportação interruptível pode contribuir para maior eficiência no uso dos recursos energéticos disponíveis, aproveitando excedentes de geração em momentos específicos do sistema, sem comprometer a segurança energética brasileira.

O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), presidido pelo Ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, tomará no próximo dia 13 de maio uma decisão de política energética com reflexo importante para a economia do Brasil.

Em suma, o Ministro definirá os custos que suportarão a segurança energética em 2027, mais objetivamente, o nível estimado de térmicas que serão utilizadas para complementariedade da geração hidrelétrica. O que está em jogo são cerca de R$ 5,4 bilhões a mais em gastos com térmicas, que são mais caras, para incremento de apenas cerca de 2% de armazenamento de água nos reservatórios das usinas hidrelétricas.

Comercializadores de energia, geradores de energia renovável, especialmente eólicas e biomassas, e consumidores de todos os portes, de residenciais à grande indústria, comércio e até autoprodutores de energia defendem que a decisão considere o melhor custo-benefício sem comprometer a segurança energética.

Na visão das entidades signatárias desse manifesto, os parâmetros que acionam cerca de R$ 51,6 bilhões com térmicas em 2027 já garantem plenamente o atendimento do sistema no cenário de hidrologia 20% mais crítico do que o pior ano dos últimos 70 anos, fazendo com que esses R$ 5,4 bilhões a mais sejam absolutamente desnecessários.

A decisão, por causar forte impacto no custo da operação do sistema elétrico, pressiona preços no mercado livre de energia para comércios e indústrias do Brasil, mas também causa aumento tarifário relevante para consumidores residenciais. Trata-se de transferência de renda de consumidores, que pagarão a conta, para geradores de energia.

“Os efeitos extrapolam o setor elétrico. O aumento dos custos de energia compromete o planejamento produtivo e familiar, afeta a competitividade da indústria nacional e pressiona cadeias inteiras de valor, com reflexos diretos sobre a inflação e o crescimento econômico”, explica Paulo Pedrosa, ex-secretário executivo do Ministério de Minas e Energia (MME) e presidente da Abrace.

“O equilíbrio entre a geração hidrelétrica e térmica, quando calibrado com excesso de cautela, o resultado é um efeito em cadeia: elevação dos custos de geração, redução do espaço para fontes renováveis como eólica e solar e aumento do chamado “curtailment” — o desperdício de energia limpa disponível. Além disso, há maior dependência de fontes fósseis e aumento das emissões de gases de efeito estufa, em desacordo com compromissos ambientais. Ou seja, uma decisão técnica excessivamente conservadora pode gerar impactos econômicos, operacionais e ambientais relevantes”, aponta Luiz Eduardo Barata, ex-secretário executivo do MME, ex-diretor geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e presidente da Frente Nacional de Consumidores de Energia.

“Estamos diante de uma decisão importante que é calibragem ótima entre segurança energética e preço da energia elétrica. A assertividade e o equilíbrio serão fundamentais para que essa decisão não seja uma nova pressão sobre custos, com mais impactos na inflação”, diz Mário Menel, presidente da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia (Abiape) e presidente do Fórum das Associações do Setor Elétrico (FASE).

Para cerca de 200 pessoas, ele explicou as diversas razões que contribuem para a existência de uma crise de liquidez no mercado de energia atualmente e alertou para algumas consequências, principalmente para dificuldades enfrentadas pelos consumidores. Veja o resumo.

• É necessário reconhecer que, quando todos os compradores assinam um manifesto afirmando que está faltando liquidez, não é possível duvidar que não esteja faltando liquidez. Não são os comercializadores que estão reclamando sozinhos, são todos aqueles que compram energia no mercado. Para começar a tentar resolver, é preciso concordar com o diagnóstico.
• Confunde-se falta de liquidez com abuso de poder de mercado. A Abraceel está fazendo um estudo que mostrará que a falta de liquidez é motivada por vários fatores. Já é possível dizer que “curtailment” e GSF são dois fatores muito importantes.
• Não há reclamação com relação ao sinal de preços horário e à matriz diversificada. Ter matriz diversificada é obrigação do Brasil, país que tem essa condição.
• A segurança passa antes de tudo dentro de cada empresa – só se faz negócio com quem se quer e só se assume o risco que se deseja. Não é justo transferir 100% da responsabilidade para terceiros. É preciso assumir as responsabilidades.
• A Abraceel está muito preocupada, na formação de preços, com a governança. Está mais difícil entender como o preço varia. Há usinas no deck para as quais ninguém olhava muito, não fazia diferença olhar para uma usina de 49 MW, que não impacta uma matriz de mais de 200 GW. Agora, foi considerada no deck uma usina de 49 MW e mudou o preço significativamente. Essa usina não estava no radar, então as casas foram olhar. Ela não foi homologada pelo CMSE e a Abraceel questionou o rito, que exige essa homologação prévia. O fato de ser uma prática corriqueira não justifica negligenciar o rito, pois sempre haverá uma reunião do CMSE e sempre haverá um PMO em seguida.
• A Abraceel sempre foi favorável a modelar as usinas individualmente, mas alertou que o modelo (Newave Híbrido) não estava pronto – e foi feito assim mesmo. Agora, não está convergindo, será necessário parar em 50 iterações.
• A matriz não está somente diversificada, ela está sobretudo desequilibrada. Se o preço reflete um cenário em que durante o dia sobra energia e à noite falta, tem algo errado. Não é porque na Europa é assim que está correto aqui, já que a Europa não teve oportunidade de montar uma matriz equilibrada como o Brasil teve e tem.
• A falta de previsibilidade prejudicou o trading porque se não há capacidade de prever o preço do produto, ninguém coloca produto no mercado. Não é correto apontar que a liquidez secou porque não houve adaptação ao preço-horário ou à matriz mais diversificada.
• Abraceel sempre teve preocupação com poder de mercado. As características do Brasil demandam atenção ao peso de poucos geradores ou de algumas fontes em determinados mercados.
• Sobre aversão ao risco, a Abraceel fez estudos e verificou que a solução mais otimizada para entregar segurança energética ao menor custo é o par 15,30. Todos os outros pares entregam segurança energética, mas a um custo maior.
• É importante apoiar o movimento do ONS de trazer para si o desenvolvimento dos modelos matemáticos. O preço por oferta deve ficar mais para frente. Agora, deve-se dar apoio para colocar em uma entidade independente e equipada esse desenvolvimento, com código aberto e de forma participativa. A Abraceel enaltece esse movimento. O Meta 2 é um estudo que foi entregue e agora precisa ser decantado. O imediato é apoiar o desenvolvimento dos modelos no ONS.

A Associação defendeu a adoção do par (15,30), com base em estudo desenvolvido pela consultoria Volt Robotics, que apontou ser essa a melhor combinação para garantir a segurança operativa necessária com menor custo sistêmico em comparação ao parâmetro atualmente vigente (15,40).

De acordo com a análise apresentada, o par (15,30) resulta em pouca redução nos níveis de armazenamento dos reservatórios em relação ao cenário atual, ao mesmo tempo em que proporciona economia estimada de R$ 5,4 bilhões em geração termelétrica e potencial redução tarifária de 0,98%.

A proposta reforça a posição da Abraceel em favor de uma calibragem mais eficiente dos modelos, alinhando segurança energética e modicidade tarifária.

A proposta foi endereçada pela Abraceel, Abrace, Abiape, ABEEólica, Abradee, Abrage, Apine e ANE, representando os segmentos de comercialização, geração, distribuição e consumo de energia.

A reunião integra uma agenda coordenada entre associações do setor elétrico que vêm atuando em conjunto com a Aneel, Ministério de Minas e Energia e CCEE para que haja prioridade e celeridade na regulamentação da Lei 15.269/2025, por meio de propostas consolidadas e alinhadas entre os diferentes segmentos do mercado.

Na reunião, as associações apresentaram uma agenda estruturada em cinco eixos prioritários: ERCAP e critérios de rateio, teto da CDE e Encargo de Complemento de Recursos (ECR), formação de preços, cortes de geração e abertura de mercado.

No tema do ERCAP, foi destacada a mudança estrutural trazida pela Lei 15.269/2025, que introduz nova lógica de alocação de custos, baseada no perfil de carga dos consumidores.

Em relação à CDE, foi ressaltada a urgência na definição do teto e do ECR, tendo em vista sua vigência a partir de 2027 e as incertezas que ainda afetam a previsibilidade de custos para os agentes.

No eixo de formação de preços, as associações enfatizaram a necessidade de aprimorar os modelos para melhor refletir a operação real do sistema.

Já no debate sobre cortes de geração, foi defendido o avanço regulatório para definição de critérios de ordenamento e rateio, qualificação da sobreoferta, regulamentação do armazenamento e maior coordenação entre transmissão e distribuição, diante dos impactos já observados sobre a sustentabilidade de projetos renováveis.

Nos temas relacionados à abertura de mercado, a Abraceel, destacou a necessidade de regulamentar os dispositivos da Lei 15.269/2025, com vistas a antecipar decisões e dar previsibilidade aos agentes quanto ao cronograma de abertura.

A Abraceel também reforçou a importância da conclusão das Consultas Públicas 33/2025, sobre monitoramento prudencial, e 7/2025, que trata do modelo simplificado para o Grupo A, concorrência e Open Energy – ambas consideradas fundamentais para o funcionamento eficiente e competitivo do mercado livre.