1. Contexto e problema regulatório

A Nota Técnica nº 3/2026/SE apresenta as diretrizes para a adoção da contabilização dupla no Mercado de Curto Prazo (MCP) e para a transição gradual para ofertas de quantidade de energia elétrica a serem consideradas nos processos de otimização energética e formação do preço de curto prazo. A proposta decorre dos estudos do Projeto Meta II – Formação de Preços, coordenado pela CCEE, com execução técnica da PSR e apoio do Banco Mundial.

O diagnóstico central é que o modelo atual, baseado em PLD calculado ex-ante e aplicado posteriormente às medições efetivas, vem perdendo aderência diante da transformação da matriz elétrica. A expansão de fontes renováveis variáveis, a maior descentralização da geração, a volatilidade de carga e os desvios entre programação e operação real aumentam a distância entre o preço previamente formado e as condições efetivamente observadas no sistema.

No modelo vigente, o PLD é calculado antes da operação, com base em previsões de carga, disponibilidade de geração, condições hidrológicas e demais parâmetros utilizados nos modelos Newave, Decomp e Dessem. Após a operação, as diferenças entre montantes contratados, gerados e consumidos são contabilizadas com base nesse preço previamente calculado. Parte dos custos decorrentes de redespachos, restrições operativas e desvios não é plenamente capturada pelo PLD e acaba sendo tratada por encargos, especialmente ESS, com socialização de custos entre agentes que nem sempre causaram o desequilíbrio.

2. Objetivos da proposta

A AIR estruturada na Nota Técnica avalia alternativas capazes de melhorar a coerência entre o sinal econômico de curto prazo e a operação real do sistema, preservando segurança operativa, estabilidade institucional e previsibilidade regulatória. A modernização proposta procura corrigir o desalinhamento temporal do modelo sem promover ruptura abrupta no desenho de mercado.

• Aprimorar a aderência entre formação de preços e operação efetiva do SIN.
• Melhorar a alocação econômica dos efeitos dos desvios operativos, reduzindo a socialização de custos por encargos.
• Fortalecer incentivos para previsões mais precisas, gestão de riscos, flexibilidade operativa e resposta eficiente dos agentes.
• Preservar previsibilidade regulatória e estabilidade comercial durante a transição.
• Criar bases para evolução gradual do desenho de mercado, inclusive com maior participação de ofertas em etapas futuras.

3. Alternativas avaliadas na AIR

A avaliação foi organizada em dois blocos independentes. O Bloco 1 trata da temporalidade da formação de preços e da estrutura de contabilização. Foram avaliadas três alternativas: manutenção do preço único ex-ante; adoção de preço único integralmente ex-post; e adoção de preço ex-ante e ex-post para tratamento de desvios. A AIR atribuiu maior pontuação à terceira alternativa, com 58 pontos, contra 41 pontos do status quo e 45 pontos do modelo integralmente ex-post.

O Bloco 2 trata do critério de formação do preço de curto prazo. Foram avaliados o modelo predominantemente por custos, o modelo por ofertas e o modelo híbrido. A alternativa híbrida recebeu a maior pontuação, com 57 pontos, contra 49 pontos do modelo por custos e 45 pontos do modelo por ofertas. A escolha procura combinar ganhos de eficiência econômica com uma transição gradual, mantendo a lógica de otimização sistêmica e mitigando riscos de poder de mercado.

4. Como funcionaria a contabilização dupla

A proposta cria dois referenciais econômicos. Antes da operação, haveria um preço ex-ante associado à programação e aos compromissos assumidos previamente. Depois da operação, os montantes efetivamente gerados e consumidos seriam medidos, e os desvios entre o programado e o realizado seriam valorados por referência ex-post, calculada com base nas condições efetivamente observadas.

Na prática, posições programadas seriam liquidadas pelo preço ex-ante, enquanto diferenças entre programação e execução física seriam liquidadas pelo preço ex-post. O objetivo é manter uma âncora de previsibilidade para contratos e gestão de portfólio, mas criar sinal econômico mais preciso para desvios, redespachos, variações de geração e diferenças entre previsão e realidade.

A Figura 1 da Nota Técnica ilustra o modelo atual, em que o PLD horário é calculado em D-1 e aplicado posteriormente às medições e à contabilização. A Figura 2 apresenta o desenho proposto, separando mercado ex-ante e mercado ex-post: no primeiro, ofertas e modelos de otimização formam o PLD ex-ante; no segundo, a operação realizada, as indisponibilidades e os desvios são considerados na formação do PLD ex-post.

5. Ofertas de quantidade por geradores

A proposta de modelo híbrido não introduz, de imediato, ofertas generalizadas de preço. O foco inicial está em ofertas de quantidade por um subgrupo de geradores: empreendimentos submetidos à programação da operação e representados como usinas não simuladas individualmente. A lógica é que esses agentes, especialmente em fontes variáveis, têm melhor informação sobre seus próprios ativos do que uma previsão centralizada, podendo contribuir para previsões mais acuradas.

A oferta de quantidade substituiria as previsões centralizadas atualmente utilizadas para esse grupo. Com isso, o gerador passaria a assumir compromisso declarado de geração para a programação diária e a formação do preço ex-ante. Eventuais diferenças entre a oferta e a geração efetiva seriam tratadas como desvios e valoradas pelo PLD ex-post, criando incentivo econômico para melhoria de previsão e gestão de risco.

A proposta veda ofertas de quantidade para geradores cujos contratos repassem risco de mercado ou risco hidrológico à contraparte, como Proinfa, Contratos de Energia de Reserva e regimes de cotas. Para esses casos, a previsão continua centralizada, preservando a alocação contratual original de riscos. A Nota também menciona a possibilidade de facultatividade para usinas abaixo de determinado porte, a fim de evitar custos administrativos desproporcionais para pequenos geradores.

6. Impactos sobre agentes e consumidores

A mudança impacta geradores, comercializadores, consumidores livres, consumidores regulados e instituições setoriais. Para geradores, a contabilização dupla pode alterar a exposição aos desvios e criar incentivo direto para acurácia das ofertas. Para comercializadores, inclusive varejistas, a principal consequência é a alteração da dinâmica de exposição ao MCP, com possíveis efeitos sobre hedge, garantias financeiras e formação de preços contratuais.

Para consumidores livres, a proposta pode trazer benefícios se reduzir encargos associados ao desalinhamento entre operação prevista e operação real. Ao mesmo tempo, pode aumentar a necessidade de gestão ativa de exposição ao PLD, instrumentos de proteção e acompanhamento da contabilização. Para consumidores regulados, a Nota aponta potencial reflexo positivo na modicidade tarifária, caso haja redução de encargos sistêmicos, embora os efeitos concretos dependam do desenho final e da forma de alocação dos custos.

A Nota também discute a possibilidade futura de participação facultativa de consumidores livres por meio de ofertas de quantidade, ou de quantidade e preço. Essa evolução permitiria que parte da demanda deixasse de ser tratada como integralmente inelástica, agregando resposta da demanda à formação de preços. Os benefícios potenciais incluem melhor acoplamento entre previsão e carga real, gestão direta da exposição ao PLD, contribuição à eficiência alocativa e resposta da demanda em situações de escassez ou restrição de potência. Contudo, a operacionalização exigiria linha de base, validação de ofertas, delimitação de agentes elegíveis, regras para consumidores representados por varejistas e salvaguardas contra comportamentos oportunistas.

7. Riscos regulatórios e salvaguardas propostas

A Nota Técnica reconhece que a contabilização dupla e as ofertas de quantidade trazem riscos regulatórios, operacionais e concorrenciais. O primeiro risco é o exercício de poder de mercado por meio de ofertas estratégicas de quantidade, especialmente em cenários de restrição. A mitigação proposta inclui validação das ofertas, limites vinculados à capacidade física, monitoramento pela ANEEL e CCEE e possibilidade de ajuste ou desconsideração de ofertas inconsistentes.

Outro risco relevante é a divergência excessiva entre compromissos ex-ante e geração ex-post, com potencial aumento de volatilidade financeira. A resposta regulatória proposta é valorar os desvios pelo PLD ex-post, acompanhar desempenho preditivo e realizar período sombra antes da implementação definitiva. A Nota também aponta riscos de maior complexidade operacional, insegurança jurídica, impactos desproporcionais sobre pequenos geradores e persistência de curtailment em cenários de sobreoferta.

Para enfrentar esses riscos, a proposta prevê implementação gradual, período obrigatório de testes e validação, resultados informativos durante a fase de transição, atualização das regras e procedimentos pela ANEEL, CCEE e ONS, e acompanhamento pelo MME, inclusive com possibilidade de criação de instâncias específicas de governança.

8. Cronograma de implementação

A implementação plena da contabilização dupla e das demais medidas deve ocorrer até 30 de junho de 2028, precedida por período obrigatório de testes e validação com duração mínima de seis meses. Durante esse período sombra, os resultados terão caráter exclusivamente informativo, permanecendo válidas as regras atuais para contabilização, liquidação financeira e operação.

A Resolução proposta teria vigência imediata, mas isso não significa aplicação automática das novas regras. A vigência imediata tem a função de iniciar providências regulatórias, institucionais e computacionais necessárias à transição. A implementação dependerá de atualização de regras de comercialização, procedimentos de operação, sistemas computacionais, governança de acompanhamento e avaliação dos resultados do período de testes.

9. Discussões adicionais abertas pela Nota Técnica

A Nota Técnica abre duas discussões estruturais para etapas futuras. A primeira é a eventual adoção de ofertas de preço, além de ofertas de quantidade, por geradores afetados pela medida. Essa mudança poderia ampliar a incorporação de informações descentralizadas, mas também exigiria reavaliação do PLD mínimo, cuidados com a precedência de despacho entre fontes, possíveis impactos sobre hidrelétricas, CFURH, GSF e curtailment, além de mecanismos robustos para conter elevação artificial do custo total de operação.

A segunda discussão é a participação ativa do consumo. A possibilidade de consumidores livres apresentarem ofertas pode ser relevante no contexto da abertura do mercado até 2028, mas exige desenho regulatório cuidadoso. Haverá consumidores com capacidade técnica e financeira para gestão ativa e outros com demanda estruturalmente inelástica. O modelo futuro precisará conviver com esses dois grupos, evitando dupla contagem, distorções na contabilização e aumento de risco para consumidores com menor capacidade de gestão.

10. Conclusão

A Nota Técnica representa uma proposta de modernização incremental do MCP. Seu mérito está em reconhecer que o modelo atual de preço único ex-ante não reflete adequadamente a operação real de um sistema mais renovável, descentralizado e sujeito a desvios relevantes. A contabilização dupla pode melhorar a alocação de custos, reduzir encargos sistêmicos e aproximar o preço da realidade física do sistema, sem eliminar imediatamente a referência ex-ante necessária ao mercado.

O principal ponto de atenção é que a modernização da contabilização não deve ser confundida com liberalização ampla e imediata da formação de preços por ofertas. A própria Nota reconhece riscos de poder de mercado, necessidade de monitoramento concorrencial, complexidade operacional e impactos sobre liquidez, garantias e exposição de agentes. Para consumidores, o ganho regulatório dependerá da capacidade de demonstrar redução efetiva de encargos, preservação da previsibilidade e proteção contra transferência excessiva de riscos.

A proposta, se bem implementada, pode ser um passo importante para um MCP mais eficiente e aderente à realidade operativa. Mas sua legitimidade dependerá de transparência nos estudos, simulações públicas, avaliação de impactos por classe de agente, período sombra robusto e salvaguardas regulatórias capazes de impedir que a maior sofisticação do mercado se converta em maior custo ou maior risco para os consumidores.