21/10/2026
O preço de liquidação das diferenças (PLD) mínimo de R$ 57/MWh não reflete adequadamente os períodos de sobreoferta de energia elétrica no Brasil. A avaliação é do diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) Gentil Nogueira, que participou do XXXI Simpósio Jurídico da Associação Brasileira de Companhias de Energia Elétrica (ABCE).
Na avaliação dele, quando há excesso de oferta de energia, o preço deveria chegar a zero ou até assumir valores negativos, de modo a refletir as condições efetivas do sistema elétrico. O sinal de preço, segundo o diretor, influencia o comportamento dos agentes e a alocação dos riscos no mercado de energia.
“Não faz sentido nenhum ter sobreoferta e estar cortando geração enquanto o preço está em R$ 57 por megawatt-hora (MWh). Se estou cortando por sobreoferta, o preço tem que estar zero ou, às vezes, negativo. Temos um problema para remunerar as hidrelétricas, e uma alternativa seria criar um encargo que cubra essa parcela que não está dentro do PLD. Isso ajudaria a resolver o problema do curtailment pelo menos do ponto de vista financeiro, permitindo que as empresas encontrem no mercado um preço adequado ao fato de não estarem sendo autorizadas a gerar”, afirmou Nogueira.
Em agosto, o Ministério de Minas e Energia (MME) abriu uma consulta pública, no âmbito das discussões da Portaria nº 930/2026 e do Decreto nº 5.163/2004, para revisar os critérios de cálculo dos limites mínimo e máximo do PLD. Atualmente, o PLD mínimo é baseado na Tarifa de Energia de Otimização de Itaipu (TEO Itaipu), mas o governo avalia alternativas para a sua definição.
Para jornalistas, Nogueira explicou que Nogueira afirmou que a Aneel prepara uma nota técnica para avaliar alternativas para o PLD mínimo, mas ressaltou que ainda não sabe se o documento recomendará a redução do piso a zero. A discussão considera que o valor mínimo atual pode distorcer os sinais econômicos em períodos de sobreoferta, quando o preço da energia poderia ser nulo ou até negativo.
O diretor também destacou que o piso atual considera obrigações financeiras das hidrelétricas, como a Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH), paga a estados e municípios, e os royalties de Itaipu. Se o PLD fosse zero, essas usinas poderiam não arrecadar o suficiente para cobrir tais obrigações. Por isso, uma eventual redução do piso exigiria avaliar a criação de um encargo complementar para cobrir essa diferença. A definição de quem arcaria com esse encargo, porém, ainda precisaria ser discutida.
“Isso, em alguma medida, ajuda a resolver o problema do curtailment, pelo menos do ponto de vista financeiro para as empresas, porque elas vão começar a ir ao mercado observando um preço adequado ao fato de não estarem sendo permitidas a gerar”, afirmou.
Incertezas sobre o curtailment
Durante o evento, Gentil participou de um debate sobre os desdobramentos da Lei nº 15.269/2025, que alterou regras do setor elétrico e trouxe mudanças para a compensação pelos cortes de geração. Segundo o diretor, o veto ao artigo 1º-A da Lei nº 15.269/2025, relacionado à compensação pelos cortes de geração classificados como energéticos, é outro ponto de atenção, uma vez que uma derrubada do veto pode alterar o cenário regulatório e exigir uma revisão das regras em discussão.
“Está em discussão ainda o veto ao artigo 1º-A, que é o energético. Já chegou a entrar algumas vezes na pauta do dia do Congresso Nacional, ninguém sabe efetivamente o que vai acontecer agora após as eleições. Possivelmente haja algum tipo de movimento em relação a isso no próximo ano, com a mudança do Congresso Nacional. Então, é algo que pode, no final do dia, mudar completamente tudo, e a gente tem que resetar e voltar para o zero”, comentou.
Falta de critérios formais para flexibilidade
O diretor também destacou a necessidade de estabelecer critérios formais para a flexibilidade do sistema elétrico brasileiro. Embora o setor já disponha de critérios de suprimento de energia e de potência, ainda não há uma métrica formal consolidada para determinar a necessidade de flexibilidade. Para ele, a definição é importante para dimensionar quanto o sistema precisa desse atributo, quais recursos estão disponíveis e como os custos de contratação devem ser distribuídos.
A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) estuda uma proposta relacionada aos limites de flexibilidade, com expectativa de avanço ainda em 2026.
“A EPE está estudando, com a expectativa de que ainda este ano haja uma proposta com relação a limites de flexibilidade. Para contratar flexibilidade e atribuir esse atributo a um sistema integrado, primeiro preciso saber quanto o sistema precisa e quanto tem, para identificar se há escassez de recursos. (…) Preciso definir claramente do que estou falando, qual é a métrica e qual é o valor, para depois avaliar quanto o sistema precisa e quanto tem e, então, pensar em formas de monetizar esse atributo e atribuir custos”, explicou.
Fonte: MegaWhat
