{"id":37456,"date":"2026-03-06T16:00:00","date_gmt":"2026-03-06T19:00:00","guid":{"rendered":"https:\/\/agenciainfra.com\/blog\/?p=37456"},"modified":"2026-03-10T11:07:35","modified_gmt":"2026-03-10T14:07:35","slug":"proposta-do-mme-sobre-preco-de-energia-por-oferta-agrada-especialistas","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/agenciainfra.com\/blog\/proposta-do-mme-sobre-preco-de-energia-por-oferta-agrada-especialistas\/","title":{"rendered":"Proposta do MME sobre pre\u00e7o de energia por oferta agrada especialistas"},"content":{"rendered":"\n

Lais Carregosa, Geraldo Campos Jr. e Marisa Wanzeller, da Ag\u00eancia iNFRA<\/strong><\/p>\n\n\n\n

\"\"<\/a><\/figure>\n\n\n\n

O modelo de \u201cpre\u00e7o por oferta\u201d proposto pelo governo para o mercado de curto prazo de energia foi bem recebido por especialistas do setor. O tema consta na\u00a0Consulta P\u00fablica 218\/2026<\/a>, aberta pelo MME (Minist\u00e9rio de Minas e Energia) nesta semana, para modernizar a forma\u00e7\u00e3o de pre\u00e7os.

\u00c0\u00a0Ag\u00eancia iNFRA<\/strong>, analistas afirmam que a proposta aproxima a contrata\u00e7\u00e3o de energia da\u00a0realidade do sistema. Uma vez que passar\u00e1\u00a0de uma proje\u00e7\u00e3o feita pelo ONS (Operador Nacional do Sistema El\u00e9trico) com pre\u00e7os formados em\u00a0modelo computacional\u00a0para um sistema onde os agentes declaram quantidades e pre\u00e7os que est\u00e3o dispostos a produzir ou consumir.\u00a0

Para o ex-diretor da ANEEL (Ag\u00eancia Nacional de Energia El\u00e9trica) e diretor-executivo da Neal (Neg\u00f3cios de Energia Associados), Edvaldo Santana, a proposta \u201cmuda completamente\u201d o mercado de curto prazo. \u201cSe hoje estamos fazendo tudo com base em previs\u00e3o, agora passa a ser com base em dados reais\u201d, destacou.\u00a0

\u201cNo lugar de ter uma previs\u00e3o, todo dia at\u00e9 determinada hora, todos os geradores v\u00e3o dizer para o ONS\u00a0quanto \u00e9 que tem de energia para produzir e a que pre\u00e7o, para cada uma das horas do dia seguinte\u201d, explicou Santana. Na pr\u00e1tica, de acordo com ele, todas as usinas passariam a ser acionadas por m\u00e9rito, exceto aquelas com contratos de reserva de capacidade.

A proposta agrega uma din\u00e2mica de mercado para a forma\u00e7\u00e3o de pre\u00e7os, uma vez que a intera\u00e7\u00e3o entre oferta e demanda deve ditar o que \u00e9 contratado e por quanto. Atualmente, cabe ao ONS estimar quanto cada gerador ofertar\u00e1 e, a partir disso, montar o planejamento da opera\u00e7\u00e3o do sistema, que define os pre\u00e7os.\u00a0

Na nota t\u00e9cnica que acompanha a consulta p\u00fablica, o MME aponta para uma metodologia h\u00edbrida, em que o novo modelo de forma\u00e7\u00e3o de pre\u00e7os por oferta e o antigo modelo de pre\u00e7o por custo devem conviver. Nesse caso, ficariam restritos ao modelo antigo os contratos de reserva de capacidade, Proinfa (Programa de Incentivo \u00e0s Fontes Alternativas de Energia El\u00e9trica) e em regime de cotas, por exemplo.

O MME informou que a iniciativa \u00e9 fruto de projeto coordenado pela CCEE (C\u00e2mara de Comercializa\u00e7\u00e3o de Energia) com execu\u00e7\u00e3o t\u00e9cnica da PSR. O projeto, segundo o governo, forneceu o diagn\u00f3stico necess\u00e1rio para fundamentar a transi\u00e7\u00e3o para uma estrutura de contabiliza\u00e7\u00e3o \u201cadequada a uma matriz el\u00e9trica cada vez mais descentralizada e marcada pela expressiva inser\u00e7\u00e3o de fontes renov\u00e1veis vari\u00e1veis\u201d.

De acordo com Gabriel Cunha, diretor t\u00e9cnico da PSR que participou da estrutura\u00e7\u00e3o da proposta em consulta p\u00fablica, a altera\u00e7\u00e3o permitir\u00e1 que os agentes renov\u00e1veis consigam fazer previs\u00f5es melhores que o ONS. \u201c\u00c9 mais real porque o dono da usina tem o conhecimento local da planta. E ter\u00e1 o incentivo para fazer a melhor previs\u00e3o poss\u00edvel. Ent\u00e3o tende a reduzir o desvio tamb\u00e9m entre a previs\u00e3o do ONS e a opera\u00e7\u00e3o em tempo real\u201d, disse.

Contabiliza\u00e7\u00e3o dupla<\/strong>
Para permitir as ofertas por quantidade dos agentes, os especialistas destacam como pr\u00e9-requisito a introdu\u00e7\u00e3o da dupla contabiliza\u00e7\u00e3o no mercado de energia, que considera os pre\u00e7os projetados antes da opera\u00e7\u00e3o e o custo real ap\u00f3s o acionamento.

Gabriel Cunha explica que, sem a contabiliza\u00e7\u00e3o dupla, esse ajuste conforme oferta declarada pelos agentes, e n\u00e3o mais estimulada pelo ONS, esbarrava na confiabilidade das informa\u00e7\u00f5es dos geradores. Mas da forma proposta, segundo ele, os agentes podem ser beneficiados se seguirem os pr\u00f3prios planejamentos ou prejudicados financeiramente se n\u00e3o atenderem ao que informaram.

\u201cA possibilidade de alguns agentes, especialmente os renov\u00e1veis, submeterem ofertas de quantidade est\u00e1 diretamente vinculada \u00e0 contabiliza\u00e7\u00e3o dupla, e ambos os pontos est\u00e3o integrados na portaria. Porque voc\u00ea precisava primeiro corrigir o sinal de pre\u00e7o, que era justamente o sinal da contabiliza\u00e7\u00e3o dupla, para da\u00ed possibilitar que os agentes possam declarar. Ou seja, que ter\u00e1 credibilidade o que os agentes avisam como expectativa, porque vai ter impacto financeiro para eles se eles errarem essa previs\u00e3o\u201d, explicou Cunha.

Redu\u00e7\u00e3o de encargos<\/strong>
Uma das vantagens da implementa\u00e7\u00e3o dos dois mecanismos, segundo os especialistas, \u00e9 a redu\u00e7\u00e3o de custos extras para o sistema quando a demanda ou a gera\u00e7\u00e3o real divergem da previs\u00e3o feita no dia anterior. Essa diferen\u00e7a, hoje, acaba sendo cobrada na forma de encargos.\u00a0

O diretor t\u00e9cnico da PSR citou como exemplo uma t\u00e9rmica, que na programa\u00e7\u00e3o feita no dia anterior n\u00e3o tem previs\u00e3o de ser acionada e, por isso, na contabiliza\u00e7\u00e3o simples ex-ante \u2013 modelo vigente atualmente \u2013, tem um pre\u00e7o inferior ao real.

Cunha exemplifica que, conforme a regra atual, se o ONS precisa despachar uma t\u00e9rmica n\u00e3o programada que custa R$ 200\/MWh (megawatt-hora), e o pre\u00e7o projetado anteriormente para a opera\u00e7\u00e3o era de R$ 30\/MWh, a diferen\u00e7a de R$ 170 vai para o ESS (Encargo de Servi\u00e7os de Sistema), pago pelo consumidor. No novo modelo proposto, o custo real da energia despachada ser\u00e1 endere\u00e7ado ap\u00f3s a opera\u00e7\u00e3o.\u00a0

\u201cQuando a contabiliza\u00e7\u00e3o dupla rodar ap\u00f3s a opera\u00e7\u00e3o, vai mostrar que [o sistema] precisava daquela t\u00e9rmica, e o pre\u00e7o automaticamente, em vez de ser R$ 30\/MWh, vai para R$ 200\/MWh. Ou seja, zero encargo\u201d, explicou Cunha.

Para Jo\u00e3o Carlos Mello, CEO da Thymos Energia, a l\u00f3gica tamb\u00e9m se aplica quando previs\u00f5es negativas de chuvas n\u00e3o se concretizam, como vem ocorrendo em 2026, segundo o executivo.\u00a0

Mello aponta que o operador do sistema tem tomado medidas conservadoras para preservar os reservat\u00f3rios das hidrel\u00e9tricas, devido \u00e0s previs\u00f5es de baixo volume de chuvas. O que, no seu entendimento, n\u00e3o se confirmou e levou a uma alta desnecess\u00e1ria nos pre\u00e7os praticados no mercado livre.

\u201cEm janeiro deste ano, o ONS apertou o bot\u00e3o de p\u00e2nico, dizendo que era uma das piores s\u00e9ries de 96 anos e que iria chegar, se chegasse, a 60% do reservat\u00f3rio em junho. Agora, j\u00e1 estamos em 60% em mar\u00e7o. Essas medidas de caos levaram a s\u00e9rie de precipita\u00e7\u00e3o mais alta do pre\u00e7o e isso afeta muito o mercado\u201d, destaca.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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