01 · Pulso · ao vivo
Quanto o país consome, quanto custa o MWh, quem gera e quanto sai o litro na bomba, com dados públicos do ONS, da ANEEL, da CCEE, da ANP e do Banco Central, atualizados assim que as fontes publicam. Ao lado de cada número estão a fonte e a hora da leitura.
Lido hojeÀs 1h em Brasília, o país pedia 73 262 MW: 53 % no Sudeste/Centro-Oeste, 21 % no Nordeste, 14 % no Sul e 13 % no Norte. O pico das últimas 24 horas foi às 20h, com 87 529 MW.
Um projeto da Bronze Engenharia de Energia · CREA-PR 194835/D · Curitiba · Montréal
Carga verificada por subsistema (apicarga.ons.org.br), publicada com cerca de 30 min de atraso, de meia em meia hora; as quatro áreas (SE/CO, S, NE, N) empilhadas somam o SIN. Horas em Brasília. A API devolve zero para meias-horas ainda não verificadas; esses pontos são descartados, não desenhados.
02 · O preço da energia no Brasil
Lido hojeHoje, o custo marginal no Sudeste fica perto de zero das 6h30 às 15h30, com o sol, e chega a R$ 393 às 18h30. Às 21h30, o MWh no Norte custa 1,8 vezes o do Sul. Na fatura de uma casa em Curitiba, o mesmo MWh sai por R$ 1 123.
Acréscimos da bandeira em R$/kWh antes de tributos, fixados pela REH ANEEL 3.306/2024 e ainda vigentes. A bandeira de cada mês é a anunciada pela ANEEL no fim do mês anterior; o histórico foi conferido em notícias datadas de cada anúncio e em tabelas de distribuidoras, porque as páginas da ANEEL e da CCEE não permitem leitura automática. As faturas de 2c e 5b usam a bandeira do mês corrente.
Tarifas homologadas antes de tributos (REH ANEEL nº 3.592/2026): B1 TE 0,31085 + TUSD 0,45717 R$/kWh; A4 Verde TUSD demanda 25,33 R$/kW, TUSD energia ponta 1 463,39 / fora 146,59 R$/MWh, TE ponta 475,55 / fora 295,75; A4 Azul demanda ponta 54,13 / fora 25,33 R$/kW, TUSD energia 146,59 R$/MWh (igual na ponta e fora dela), TE como na Verde. Tributos "por dentro": preço ÷ [(1 − ICMS) × (1 − PIS − COFINS)] com ICMS 19 %, PIS 1,5536 %, COFINS 7,1339 %. CIP municipal na B1. Modelo em URPX (padrão aberto de tarifas da LF Energy). O tracejado marca o CMO do Sudeste na meia-hora indicada em 2a: a fatia que vem do atacado.
Para você. Se a sua empresa é Grupo A (média tensão), a diferença entre Verde e Azul e a demanda que você contrata mas não usa são dinheiro recuperável. A Bronze Engenharia lê 12 faturas e devolve o valor em 5 dias úteis.
03 · A curva do pato
Lido hojeEm 16/10, sol e vento derrubaram a carga líquida (o que sobra para as outras usinas atenderem) a 41,8 GW ao meio-dia. Quando o sol foi embora, ela subiu 42,8 GW até as 19h: no trecho mais rápido, as outras usinas tiveram de somar uma Itaipu inteira a cada 98 minutos. As hidrelétricas cobriram 88 % dessa subida. Agora, às 01h20, sem sol, só o vento gera: 17 % do consumo. Em set/2026, o ONS mandou eólicas e solares deixarem de gerar 5,1 TWh, 27 % do que poderiam ter produzido; 79 % desses cortes foram no Nordeste.
Carga líquida é a carga menos a geração eólica e solar: o que hidrelétricas, térmicas e nucleares precisam atender. Ao meio-dia o sol derruba essa curva (a barriga do pato); quando ele se põe, ela sobe de uma vez (o pescoço). Na Califórnia, onde o nome nasceu, a rampa é coberta por gás e baterias; no Brasil, quase toda por hidrelétricas.
3a usa o painel Energia Agora do ONS, minuto a minuto, desenhado a cada 5 minutos. A série solar desse painel cobre só as usinas; a geração em telhados (MMGD) aparece apenas como valor do instante. A curva de telhados de hoje é estimada: o perfil das usinas multiplicado pela razão telhado ÷ usina medida no último instante (1,60 agora; 0 MW medidos). Por isso a linha tracejada do dia completo, do arquivo de balanço do ONS, que já soma os telhados ao solar, serve de referência.
3b e 3c usam o balanço de energia por subsistema (horário, MW médios); térmica inclui nuclear. Fundo = menor carga líquida entre 9h e 15h; rampa = maior valor entre 16h e 22h menos o fundo; média dos dias do mês. A comparação com Itaipu usa 14 000 MW de capacidade instalada.
3d soma, para cada meia-hora com restrição, a geração não realizada apurada pelo ONS (referência menos verificada) em todas as usinas eólicas e solares despachadas pelo ONS; MWh = MW médios × 0,5 h. Motivos: ENE, sobra de energia no sistema; CNF, confiabilidade elétrica; REL, limite de rede (indisponibilidade externa). Pela Lei 15.269/2025 e a Portaria MME 140/2026, só cortes de REL e CNF entram no ressarcimento; o corte por sobra de energia fica com o gerador. Fora desta conta, desde 07/06/2026 o ONS também pede às distribuidoras que cortem usinas Tipo III, as pequenas usinas fora da Rede Básica que o ONS não despacha, pelo Plano Emergencial de Gestão de Excedentes de Energia na Rede de Distribuição, aprovado pela diretoria da ANEEL em 18/11/2025. No primeiro acionamento foi cerca de 1 GW, das 10h às 14h. A micro e minigeração distribuída (telhados e pequenas usinas de compensação) ainda não é cortada: regras para isso estão na Consulta Pública ANEEL 9/2026, aberta em abril de 2026 e ainda sem decisão.
Para você. Tem usina eólica ou solar despachada pelo ONS? Ele publica os cortes usina por usina, e a mesma conta de 3d separa o que foi por rede ou confiabilidade (ressarcível) do que foi por sobra de energia. Tem geração distribuída? Ela ainda não é cortada, mas a Consulta Pública ANEEL 9/2026 pode mudar isso. Para ver os números da sua usina, fale com a Bronze Engenharia: contato@data-joule.com.
04 · Quem gera
Lido hojeEm 17/10, Itaipu gerou em média 6,7 GW, 48 % do que pode; Belo Monte usou só 0,2 dos seus 11,2 GW. As térmicas geraram 165 GWh. Desse total, 75 % veio de usinas inflexíveis, que o dono declarou que precisam rodar por contrato de combustível ou limite técnico, seja qual for o preço; só 7 % veio de usinas ligadas por serem baratas o bastante. 31 térmicas geraram custando mais que o custo marginal da sua região. A bandeira de out/2026 é verde. Ela sai de uma conta: com as hidrelétricas entregando 82 % da sua garantia física (GSF) e o PLD a R$ 90, o custo do risco hidrológico ficou em R$ 16,23/MWh, abaixo dos R$ 27,48 que acionariam a amarela.
4a. Capacidade efetiva por unidade geradora, do cadastro do ONS, somada por usina (código CEG); as duas metades de Itaipu (50 e 60 Hz) contam como uma usina. Ficam no mapa as 70 maiores usinas e toda térmica ou nuclear de 300 MW ou mais. A área do círculo é proporcional à capacidade; o miolo cheio, à geração média de ontem (arquivo horário de geração por usina do ONS). Posições: Wikidata; usinas no mesmo terreno de outra (GNA II, Angra 1 e 2, Maranhão III a V) usam o ponto do complexo; usinas no mesmo ponto, ou tão perto que uma cobriria a outra, aparecem lado a lado em volta dele; as poucas sem registro usam o centro do município e dizem isso ao passar o mouse. Contornos dos estados: malha do IBGE.
4b. Geração verificada das térmicas despachadas centralizadamente pelo ONS (inclui Angra), dividida pelo motivo do despacho: inflexibilidade, a geração mínima declarada pelo dono da usina (contratos de combustível com consumo obrigatório, exigências técnicas); ordem de custo, a parte despachada porque o custo variável (CVU) estava abaixo do custo marginal; partida e parada (unit commitment), geração para manter a usina pronta; restrição elétrica, necessidade local da rede; segurança energética, despacho fora da ordem de custo decidido pelo CMSE para poupar água. Os motivos somam a geração verificada. CVU da semana operativa do PMO que contém o dia; custo marginal médio do mesmo dia, por subsistema.
4c. A cor da bandeira de cada mês sai de um gatilho calculado pela CCEE e anunciado pela ANEEL na última sexta-feira do mês anterior: o GSF previsto (geração das hidrelétricas do MRE ÷ garantia física) e o PLD previsto para o mês, ambos do DECOMP. O custo de risco hidrológico é PLD × (1 − GSF); a bandeira é verde até R$ 27,48/MWh, amarela até R$ 68,99, vermelha 1 até R$ 95,05 e vermelha 2 acima disso (NT 009/2023-SGM-STR, REH ANEEL 3.306/2024, Submódulo 6.8 do PRORET aprovado pela REN 1.084/2024). As térmicas entram por dois caminhos: as despachadas por custo puxam o custo marginal e o PLD para cima; as despachadas por segurança energética podem subir a cor por uma tabela de acionamento composto, aplicada só uma vez desde 2025 (jun/2025, sem mudar a cor). O custo desse despacho fora da ordem de custo é pago pelo Encargo de Serviços do Sistema (ESS), rateado entre todos os consumidores, e não pela bandeira. Os números de cada mês vêm dos boletins InfoBandeira da CCEE, que bloqueia leitura automática; são copiados à mão depois de cada anúncio.
Para você. A térmica cara chega à sua conta por dois caminhos: a bandeira, no mês, e o que a bandeira não cobre, no reajuste anual da distribuidora. Para saber quanto a bandeira pesou nas suas últimas faturas, fale com a Bronze Engenharia: contato@data-joule.com.
05 · Mercado livre e geração distribuída
Desde 2024 qualquer consumidor de média tensão pode deixar a distribuidora e comprar energia no mercado livre (ACL), liquidado na CCEE. E 3,9 milhões de telhados já geram a própria. As três opções pagam o mesmo fio — o que muda é a energia.
Lido na CCEE e na ABGD43 % de toda a energia consumida no Brasil já é comprada no mercado livre — 95 % na indústria, 47 % no comércio. Em 2025 migraram 21 700 consumidores; em abril de 2026, 1 213, três quartos deles pela mão de um varejista. A geração distribuída chegou a 43,5 GW; o Paraná é o 3º estado, com 4,0 GW em 305 mil usinas.
Participação por classe: CCEE/Abraceel, consumo de nov/2025. Migrações: boletins mensais da CCEE (InfoMercado). O portal de dados abertos da CCEE bloqueia leitura automática; estes números entram no build a partir do boletim do mês, com data. Elegibilidade: Portaria MME 50/2022 — todo o Grupo A desde 1/1/2024. Baixa tensão: a Lei 15.269/2025 (art. 15, § 17, da Lei 9.074/1995), publicada em 25/11/2025, dá prazo máximo de 24 meses para indústria e comércio (até 25/11/2027) e de 36 meses para os demais, inclusive residências (até 25/11/2028). São prazos máximos, e a abertura depende antes de plano de comunicação, tarifas separadas para os dois ambientes, regras do suprimento de última instância, um produto padrão com preço de referência e regras para a sobrecontratação das distribuidoras.
Cativo = A4 Verde da seção 2c. Livre: a TE e a bandeira saem; entra a energia a preço de contrato (R$/MWh, antes de tributos), que o consumidor abaixo de 500 kW compra por meio de um comercializador varejista. O fio continua da Copel. ICMS, PIS e COFINS incidem igual. As diferenças entre contrato e consumo são liquidadas na CCEE ao PLD horário — o CMO da seção 2a é o seu precursor diário.
Para você. Com 50 MWh/mês, cada R$ 10/MWh de diferença no preço de contrato são R$ 6 mil por ano. A Bronze Engenharia simula a migração com as suas 12 faturas antes de qualquer contrato.
Cada kWh compensado vira crédito igual à tarifa cheia menos a fração do Fio B do ano (remuneração, depreciação e operação da rede de distribuição). Para um telhado com pedido de acesso hoje: crédito = TE + TUSD − 60 % × Fio B. Os degraus 15, 30, 45, 60, 75 e 90 % (2023 a 2028) estão no art. 27; a partir de 2029 vale a regra do art. 17, definida pela ANEEL com diretrizes do CNPE, que o gráfico mostra como 100 % do Fio B por referência. Sistemas com pedido anterior a 7/1/2023 mantêm o regime antigo até 2045. Minigeração acima de 500 kW de fonte não despachável em autoconsumo remoto ou geração compartilhada paga 100 % do Fio B e 40 % do Fio A até 2028 (art. 27, § 1º). Na Copel, a REH ANEEL nº 3.592/2026, Tabela 4 credita 71,84 % da TUSD B1 em 2026 e 64,80 % em 2027; a parte não creditada é 60 % e 75 % do Fio B, o que dá Fio B = 46,93 % da TUSD nos dois anos. Com TE 310,85 e TUSD 457,17 R$/MWh, o crédito do kWh injetado em 2026 é TE + 71,84 % da TUSD.
Para você. Telhado comercial em Curitiba: a conta de quanto o sol compensa muda a cada ano até 2029 — e muda de novo se você migrar para o livre. As duas decisões se calculam juntas.
06 · Minigeração sob controle
A ANEEL quer que as distribuidoras possam ver e comandar à distância cerca de 68 mil usinas de minigeração (de 75 kW a 5 MW, mais de 13 GW): é a Consulta Pública 33/2026, aberta até 9 de novembro de 2026. Outra consulta, a 9/2026, admite cortar fisicamente a geração distribuída em situações críticas, e ainda não tem decisão. Hoje o corte na rede de distribuição só alcança as usinas Tipo III.
Lido no ONSDe 01/10/2025 a 30/09/2026, o ONS cortou eólica e solar por sobra de energia em 291 dos 365 dias, 27,2 TWh no total. Num domingo, o corte médio é 2,7 vezes o de um dia útil. O maior foi em 19 jul: 347 GWh. O plano emergencial na distribuição foi acionado em 7 jun e 23 ago, dois domingos. Se uma usina de 1 MWp perto de Belo Horizonte fosse cortada na mesma proporção que as usinas solares, hora a hora, perderia 320 MWh no ano, 21 % da geração.
6a soma, por dia, a geração não realizada apurada pelo ONS (referência menos verificada) de todas as usinas eólicas e solares despachadas por ele, só nas meias-horas com motivo ENE, sobra de energia no sistema; MWh = MW médios × 0,5 h. 6b tem dois cenários. "Cortada como as usinas": em cada hora dos últimos 12 meses, a usina perde a mesma fração que as usinas solares do ONS perderam por sobra de energia naquela hora (corte ÷ (gerado + corte), Brasil inteiro). "Só no plano emergencial": a injeção é zerada nas janelas dos 2 acionamentos do Plano Emergencial de Gestão de Excedentes na Rede de Distribuição (07/06/2026, 23/08/2026), que hoje vale só para usinas Tipo III. A geração de 1 kWp vem da irradiância horizontal horária do Open-Meteo numa cidade por subsistema, vezes um fator de desempenho de 0,80: é estimativa, sem inclinação nem sombra. O crédito vem pré-preenchido com o valor do kWh injetado na Copel em 2026 (TE mais a parcela da TUSD que ainda é compensada, Lei 14.300; seção 5); troque pelo da sua distribuidora. As duas consultas públicas ainda não têm decisão, e nenhuma diz hoje se a energia cortada seria compensada. Números da CP 33/2026: voto da diretoria da ANEEL, processo 48500.002211/2026-10, § 69–70.
Para você. Opera uma frota de minigeração? A Consulta Pública 33/2026 recebe contribuições até 9 de novembro de 2026. A Bronze Engenharia calcula a exposição de cada usina da sua frota com os dados do ONS, e a primeira sai de graça. Fale com contato@data-joule.com.
07 · Petróleo, em reais
O preço do combustível no Brasil começa aqui: Brent vezes dólar. Dois mercados de previsão apostam dinheiro em patamares do petróleo; fazem perguntas diferentes — e é por isso que ficam em dois painéis.
Lido hojeO Brent fechou a US$ 126,55 em 14 out; com o dólar PTAX a R$ 5,0826, o barril vale R$ 643 — R$ 4,05 por litro de petróleo cru, antes de refino, mistura e impostos. O Kalshi aposta que o WTI fecha 19 out perto de $97,4, com 80 % de chance entre $95,5 e $100,1. No Polymarket, outubro deve tocar algum valor entre $90 e $100; $100 tem 73 %.
Kalshi: contratos "WTI acima de X no fechamento" do vencimento mais próximo; usamos o ponto médio bid/ask de cada strike, forçamos a curva a ser decrescente (ajuste isotônico) e lemos mediana e faixa de 80 % onde ela cruza 0,5, 0,9 e 0,1. Polymarket: contratos "WTI toca X no mês" para cima (HIGH) e para baixo (LOW); é probabilidade de toque, não distribuição do fechamento — por isso não se sobrepõe à curva do Kalshi. Spot: FRED, diário, com alguns dias de atraso; dólar: PTAX de venda do Banco Central, diário; 1 barril = 158,987 L. O "Brent em reais" é petróleo cru — a paridade de importação que o mercado acompanha usa gasolina e diesel prontos. Defasagem: cálculo da Abicom de 28/09/2026, conforme divulgado pela imprensa (o site da Abicom não permite leitura automática); atualizada à mão. Dados informativos; não é recomendação de investimento.
Para você. Dono de posto ou gestor de frota: quando o Brent em reais sobe e o preço de refinaria da Petrobras fica parado, abre-se a defasagem — e cresce a chance de reajuste. Em 28/09/2026, a Abicom calculava a Petrobras R$ 0,95/L abaixo da paridade de importação na gasolina (32 %) e R$ 3,34/L no diesel (102 %). A seção 8 mostra onde isso cai no litro.
08 · Na bomba
Lido em ago/2026O etanol compensou em 11 estados. No Paraná, a razão etanol/gasolina foi 0,60; em Curitiba, a bandeira branca vendeu a gasolina R$ 0,15 mais barata que as três grandes.
ANP, arquivo mensal por posto (cerca de 75 mil coletas, com cerca de 30 dias de atraso). Razão por estado = mediana do etanol ÷ mediana da gasolina comum; 0,70 é a regra prática para motores flex. A coluna "valor de compra" vem vazia em 2026, por isso o último bloco de 8c é derivado: preço na bomba − componentes. Componentes de 08/2026, por litro de gasolina C (E32, Res. CNPE 9/2026): gasolina A da Petrobras a R$ 2,61/L × 68 % (preço médio às distribuidoras, já com o desconto da MP 1.358/2026); etanol anidro a R$ 2,4750/L × 32 % (indicador CEPEA/ESALQ, média de agosto, sem frete); PIS/COFINS de R$ 0,7925 e CIDE de R$ 0,10 por litro de gasolina A (Decretos 5.059 e 5.060/2004) × 68 %, mais PIS/COFINS de R$ 0,1922/L do anidro × 32 %; ICMS monofásico de R$ 1,57 por litro de gasolina C (Convênio ICMS 112/2025). O resto inclui frete até o Paraná, margens de distribuição e revenda e a diferença entre o preço médio nacional da Petrobras e o praticado na região — por isso não é "margem". Desde 10/09/2026 a gasolina A subiu para cerca de R$ 3,05/L e o PIS/COFINS caiu para R$ 0,16/L até 09/10 (Decreto 13.116/2026); a decomposição acompanha o mês do levantamento da ANP. Brent em reais: seção 7.
Para você. Dono de posto: a anatomia do litro do seu estado, com a defasagem Petrobras–Brent, uma vez por mês, por e-mail. Sem custo.
09 · Demanda ociosa no Paraná
Empresas de média tensão contratam uma potência e pagam por ela todo mês, usem ou não. A base pública da ANEEL permite medir o que sobra.
Lido na BDGD 2025Nas 11 780 unidades A4 da Copel, 16 % da demanda de pico fica sem uso num mês típico: R$ 122,6 milhões por ano. Escolas deixam 30 %; hospitais, 21 %.
BDGD V11 (ano-base 2025), tabela UCMT: demanda medida mês a mês, unidades A4 ativas, sem geração distribuída, pico ≥ 30 kW; meses 1 a 11 (dezembro anômalo na base). Ociosa = 1 − (demanda média mensal ÷ pico anual). Valor = kW ociosos × R$ 20,78/kW (TUSD demanda Verde, REH 3.472/2025, antes de tributos) × 12.
10 · Lá fora
Duas referências de fora: o Québec, que atravessa a ponta de inverno pagando o consumidor para reduzir carga, e a Califórnia, que atravessa o pôr do sol com baterias.
Lido hojeA Hydro-Québec pedia 17 321 MW às 0h de Montréal — o Brasil pede 4,2 vezes isso, mas o Québec passa de 40 GW nos dias mais frios do inverno. Na Califórnia, às 21h15, as baterias entregavam 6,1 GW — mais do que a hidrelétrica e a nuclear juntas. Ao meio-dia, o solar sozinho era 18,3 GW e carregava 9,5 GW nas baterias.
Demanda total (donnees.hydroquebec.com), de 15 em 15 minutos. Os eventos de ponta (dezembro a março) são publicados no mesmo portal e são o sinal dos programas de resposta da demanda da Hydro-Québec, como os desafios da Hilo (seção 11).
caiso.com/outlook, CSV de 5 em 5 minutos, hora da Califórnia. As bandas empilham só valores positivos; baterias carregando aparecem como consumo e ficam fora da pilha. Renováveis agora 15 %, ao meio-dia 77 % (eólica, solar, geotérmica, biomassa, biogás, PCH).
Por que importa para o Brasil: resposta da demanda e baterias são o que o SIN vai precisar nas pontas de fim de tarde, quando o solar some e a carga fica — o mesmo horário em que o custo marginal sobe na seção 2.
11 · Tendências
Seis mudanças em andamento, do jeito que a CCEE, a ANEEL e o ONS estão tratando. Onde há número, ele vem dos dados desta página.
Lido hoje43 % do consumo já é comprado no mercado livre, e a baixa tensão entra até 2028. Em set/2026, 5,1 TWh de eólica e solar foram cortados. As duas coisas puxam na mesma direção: mais consumidores escolhendo de quem compram, e mais valor em consumir na hora certa.
CCEE · abertura de mercado
A Lei 15.269/2025 abre o mercado livre para a baixa tensão: indústria e comércio até 25/11/2027, os demais, inclusive residências, até 25/11/2028. Hoje 43 % do consumo já é livre. O desafio que a CCEE põe na mesa é a jornada: comparar ofertas, migrar com segurança e acompanhar o contrato quando quem representa o consumidor é um varejista, sem que ninguém escolha por ele.
ver na seção 5 ↓CCEE · abertura de mercado
Para comparar ofertas e trocar de fornecedor, o consumidor precisa levar o próprio histórico de consumo, como já leva os dados bancários no Open Finance. Hoje a medição chega em formatos, granularidades e canais diferentes. Padronizar esses dados e permitir o compartilhamento autorizado é a base do Open Energy.
CCEE · redução de calendário
Entre o consumo medido e o pagamento na CCEE passam medição, contabilização e liquidação. Encurtar esse ciclo, ou ao menos mostrar antes o impacto financeiro, ajuda os agentes a planejar sem mexer nos prazos regulatórios. Com milhões de consumidores pequenos chegando, o volume de dados cresce e cada dia do calendário pesa mais.
ONS · operação
Em set/2026, o ONS mandou eólicas e solares deixarem de gerar 5,1 TWh, 27 % do que podiam produzir; 79 % dos cortes foram no Nordeste. Sobra energia no meio do dia e falta linha para escoar. A ANEEL discute tornar observável e controlável também a minigeração distribuída (CP 33/2026).
ver na seções 3 e 6 ↓Tendência · resposta da demanda
Em vez de só cortar geração, pagar para mover consumo para a hora certa. O ONS já opera um programa de resposta da demanda com grandes consumidores regras atuais a confirmar. O que falta é o padrão para automatizar em escala: OpenADR, o protocolo aberto em que a rede envia o aviso e carregadores, termostatos e baterias reagem sozinhos, como na Califórnia e nos desafios de inverno da Hilo, no Québec.
ver na seção 10 ↓Tendência · armazenamento
Baterias e microrredes permitem a um consumidor, um condomínio ou um campus guardar a sobra do meio do dia e atravessar a ponta ou uma falta de energia. No Brasil o armazenamento ainda espera regulação própria e o primeiro leilão de capacidade com baterias situação a confirmar. Com os cortes crescendo e o preço horário chegando a mais consumidores pelo mercado livre, a conta começa a fechar.
Os três primeiros temas seguem os desafios que a CCEE abriu ao mercado em 2026: abertura de mercado (escolha informada e migração, acompanhamento do consumidor no varejo, padronização dos dados de medição) e redução de calendário (contabilização e previsibilidade financeira). Prazos da abertura: Lei 15.269/2025, detalhados na seção 5. Cortes: arquivos de restrição de eólica e solar do ONS (seção 3). CP 33/2026: voto da ANEEL (seção 6). Itens marcados "a confirmar" ainda não foram checados na fonte primária.
Para você. Vai migrar para o mercado livre, ou quer saber se armazenamento e resposta da demanda fazem sentido no seu caso? Fale com a Bronze Engenharia: contato@data-joule.com.
12 · Bastidores
Ao vivo · lidos pelo servidor
Montados antes · atualizados à mão
Fontes · última leitura
Curitiba e Montréal: a engenharia é do Paraná, registrada no CREA-PR, com clientes de média tensão e as bases da ANEEL e da Copel que alimentam este site. Montréal é a outra base: lá a Hydro-Québec e a Hilo publicam demanda e eventos de ponta em tempo quase real, a referência para a resposta da demanda que o Brasil ainda vai construir.