Artigo — A conta de luz no Paraná vai subir em media 20,51% apartir de 24 de junho – Panorama da RTP 2026
Por que já podemos falar nesses números. A Revisão Tarifária Periódica da Copel está na sua etapa final. O processo já passou pela consulta pública e pela audiência pública, e a área técnica da ANEEL fechou a proposta na Nota Técnica nº 100/2026, acompanhada da planilha com todas as tarifas. Sobre essa base, o diretor-relator já elaborou seu voto e a minuta de Resolução Homologatória — documentos prontos e assinados, anexados à pauta. A revisão é o primeiro item da votação eletrônica do 10º Circuito Deliberativo da Diretoria, em 23 de junho, com vigência marcada para 24 de junho. Como todos os atos regulatórios já estão concluídos e o rito é de votação eletrônica (sem nova instrução do processo), a probabilidade de alteração nos valores é baixa. Os números abaixo são, portanto, os que devem ser efetivamente aplicados, caso o resultado seja aprovado na forma da minuta — restando apenas a formalização na Resolução Homologatória.
A Copel Distribuição tem sua Revisão Tarifária Periódica prestes a ser homologada, com vigência a partir de 24 de junho de 2026 e efeito médio de 20,51% sobre as tarifas — 21,87% para os consumidores de alta tensão e 19,85% para os de baixa tensão.
O número impressiona, mas a maior parte dele não reflete serviço mais caro. Vem do fim de descontos que seguravam a tarifa no ciclo anterior — e de um alívio que a própria revisão criou para 2026, adiando custo para 2027.
Por que 20,51%, e não 28,77%
Há um dado no voto do relator que resume bem o tamanho real da pressão: sem um mecanismo de adiamento aprovado nesta revisão, o reajuste teria sido de aproximadamente 28,77%, não 20,51%.
Esse mecanismo é o diferimento tarifário. A Copel pediu, e a ANEEL aceitou, transformar R$ 1,338 bilhão em um “ativo regulatório” — um valor que a distribuidora tem direito a receber, mas que, em vez de entrar na conta de 2026, foi adiado para ser cobrado a partir de 2027. Na prática, o consumidor paga 8,26 pontos percentuais a menos agora, e essa diferença volta no próximo ciclo. É alívio hoje, conta amanhã.
O resto do reajuste se divide em dois blocos. Cerca de 10,7 pontos vêm do reposicionamento dos custos de operar a rede. E quase 9,9 pontos vêm de algo mais técnico: descontos do ciclo anterior que expiraram. Eram componentes financeiros temporários que reduziam a tarifa até a data da revisão; ao saírem, a tarifa “sobe” — mas é o fim de um abatimento, não um custo novo.
Onde está o aumento: a rede, não a energia
A conta de luz tem duas grandes partes. Uma é a energia em si — comprada das geradoras e repassada ao consumidor. A outra é o custo de transportar essa energia pela rede até a casa ou a empresa. Nesta revisão, o aumento se concentrou na segunda.
A parte que remunera a distribuidora pela rede (Parcela B) subiu 32,1% e responde por 8,58 pontos do reajuste. Dentro dela, o que mais pesou foi a remuneração sobre os investimentos da Copel: a ANEEL calcula o valor dos ativos da empresa em operação — redes, subestações, equipamentos — e garante um retorno sobre esse valor. Como a Copel investiu pesado no período, esse valor cresceu, e a remuneração do capital saltou 72,5% (6,56 pontos do reajuste). É um aumento que a regra do setor garante a quem investe na infraestrutura.
Houve um contrapeso. Os custos de operação e manutenção da Copel (pessoal, manutenção) foram considerados cerca de 9,75% acima do limite superior do intervalo considerado eficiente, medido na comparação com outras distribuidoras. Quando isso acontece, a regra obriga a empresa a cortar, não premia: aplica-se redução imediata de 5,0% do CAOM e uma trajetória de redução remanescente de 2,57% ao ano ao longo do ciclo, via componente T do Fator X. O ajuste total do custo operacional ficou em −5,2%, puxando 0,75 ponto para baixo no efeito médio.
A energia, por outro lado, quase não pesou: a compra de energia somou apenas +0,26% no efeito médio. Houve até alívios relevantes ali dentro — as cotas de Itaipu e das usinas da Lei 12.783/2013 puxaram para baixo, compensando a alta dos contratos novos. A pressão veio da rede e dos encargos, não da energia.
O peso da CDE e dos encargos
Entre os encargos setoriais, o destaque é a CDE . A nova cota da CDE sozinha adicionou 3,06 pontos ao reajuste. Mesmo com a Lei 15.269/2025 (conversão da MP 1.300/2025) absorvendo a antiga “CDE GD” dentro da “CDE Uso” e diluindo o subsídio à geração distribuída entre mais consumidores, incluindo o mercado livre — o que tenderia a aliviar o cativo —, o orçamento maior do fundo para 2026 encareceu a CDE no líquido. Para dimensionar: a Copel vai repassar cerca de R$ 171,8 milhões por mês só para custear subsídios embutidos na tarifa.
Os custos de transmissão somaram +0,90%, puxados pelo aumento do MUST contratado e pelas novas tarifas das linhas de transmissão (RAP/TUST do ciclo 2025–2026) aprovadas em julho de 2025.
Os componentes financeiros: a conta que vai e volta
Boa parte do que faz o reajuste subir ou descer não é custo recorrente, e sim acertos de contas de períodos anteriores — os componentes financeiros. Alguns são grandes e ajudam a entender o número final.
O maior fator isolado de alta de toda a revisão é a CVA em processamento: +8,62%. É a diferença entre o que foi reconhecido na tarifa do ciclo passado e o que a Copel efetivamente gastou comprando energia, pagando transmissão e encargos. Como esses custos vieram acima do previsto, a diferença é cobrada agora.
Na direção oposta, além do diferimento de R$ 1,3 bilhão, há devoluções ao consumidor: a “neutralidade da Parcela A” (somada ao financeiro de PIS/Cofins) devolveu cerca de 0,91 ponto — aproximadamente R$ 147,6 milhões revertidos à modicidade —, e a quitação da Conta Escassez Hídrica, 0,48 ponto. Há ainda dois lançamentos enormes ligados ao risco hidrológico que quase se anulam: a previsão de risco hidrológico do ciclo (+2,95%) e a reversão da previsão do ciclo anterior (−2,58%).
Um item merece atenção pela possibilidade de mudar no futuro: a sobrecontratação de energia (+0,81%), que é a sobra de energia que a Copel comprou e não usou. O voto registra que, se uma análise futura (a ser feita pela STR em conjunto com a SGM) concluir que a distribuidora deu causa a essa sobra — isto é, não fez o máximo esforço de redução da contratação excedente —, parte do valor pode ser revertida em favor do consumidor em processo tarifário futuro.
Perdas e qualidade: dois pontos que valem o olhar
Duas decisões da revisão passam despercebidas no efeito médio, mas dizem respeito à eficiência da distribuidora.
As perdas técnicas reconhecidas na tarifa subiram de 5,845% para 6,210% da energia injetada. Já as perdas não técnicas — basicamente furto de energia e fraudes — foram fixadas em 5,242%, e aqui há um ponto discutível: como a Copel está abaixo do teto de 6% que a regra usa como gatilho (Grupo 1), ela não recebeu nenhuma trajetória de redução até 2030. Na prática, o índice de perdas comerciais reconhecido na conta de todos os consumidores fica congelado pelos próximos cinco anos, sem meta de melhoria — apesar de o próprio cálculo da ANEEL apontar uma distribuidora de referência (benchmark Cosern) com perdas não técnicas de 2,109% sobre o mercado BT, contra os 4,914% reais da Copel.
Já o Fator X — o mecanismo que repassa ganhos de produtividade ao consumidor nos reajustes seguintes — ficou em 0,95%, e a composição diz mais que o número. Um de seus três componentes, o de qualidade (Q), ficou negativo (−0,74%). Componente de qualidade negativo significa que a Copel será penalizada por piora nos indicadores de qualidade do serviço — sinal de que o desempenho operacional não acompanhou o porte dos investimentos remunerados.
Quem paga mais
O efeito médio de 20,51% esconde diferenças grandes entre os tipos de consumidor. Os mais afetados foram os grandes consumidores de alta tensão.
| Grupo / Subgrupo | Efeito médio |
|---|---|
| Alta tensão (média) | +21,87% |
| A1 (≥ 230 kV) | +10,78% |
| A2 (88 a 138 kV) | +28,43% |
| A3 (69 kV) | +29,36% |
| A3a (30 a 44 kV) | +20,78% |
| A4 (2,3 a 25 kV) | +20,45% |
| Baixa tensão (média) | +19,85% |
| B1 (residencial) | +20,00% |
| B2 (rural) | +19,60% |
| B3 (demais) | +19,59% |
| B4 (iluminação pública) | +19,55% |
Os subgrupos A2 e A3 — indústrias e empresas de grande porte conectadas em tensão mais alta — levaram quase 30%, por uma razão técnica: a revisão recalculou as tarifas de referência da rede de transmissão (o chamado Fio A), e esses dois subgrupos passaram a arcar com uma fatia maior desse custo. O aumento seria ainda maior se a Copel não tivesse pedido — e a ANEEL aceitado — um fator de transição para limitar o impacto desses subgrupos a 30%, sem repassar a diferença para a baixa tensão.
Para o consumidor residencial (B1), o reajuste ficou em 20,00% — praticamente na média geral.
Resumo do que está em jogo
Reunindo os fatores que compõem os 20,51%:
O que mais pressiona a tarifa para cima é a remuneração de um ciclo pesado de investimentos da distribuidora (+6,56 pontos só na remuneração de capital) e a CVA, o acerto de contas de custos de Parcela A que vieram acima do previsto (+8,62 pontos). Some-se a isso a expiração de quase 9,9 pontos de descontos antigos e a nova cota da CDE (+3,06).
Empurrando para baixo, está o diferimento de R$ 1,3 bilhão (−8,26 pontos), que segura 2026 mas vira conta em 2027, além de devoluções ligadas à Parcela A e à Conta Escassez Hídrica.
E há dois sinais que vão além do número: as perdas comerciais ficam sem meta de redução por cinco anos, e o Fator X carrega uma penalidade por piora na qualidade do serviço — um contraste com o volume de investimentos que a revisão remunera. O ônus, por fim, recaiu de forma desigual: os grandes consumidores de alta tensão (A2 e A3) levaram quase 30%, enquanto o residencial ficou na média de 20%.
Nota para o público de GD
A revisão muda o jogo da geração distribuída
Para quem tem usina solar ou pensa em investir, esta revisão traz mudanças que vão além do reajuste médio, em três frentes.
1. A demanda de geração (TUSDg) entrou em vigor — e é favorável
Pela Lei 14.300/2022, a usina deixa de pagar a demanda como um consumidor comum e passa a pagar uma tarifa específica de geração em R$/kW (a TUSDg), aplicada à demanda de geração. Para usinas mais novas (GD II e GD III) isso já valia; para as usinas mais antigas (GD I), passa a valer a partir desta revisão.
E a mudança é boa para o gerador. A comparação com a demanda que esses ativos pagavam antes, como consumidor, considera a demanda fora de ponta (na Azul) e a demanda única (na Verde) — que são as relevantes para geração solar, já que a usina não injeta na ponta:
| Subgrupo | Modalidade | Demanda antes (consumidor) | TUSDg agora | Redução¹ |
|---|---|---|---|---|
| A3 | Azul — fora ponta | R$ 13,86/kW | R$ 7,68/kW | ~45% |
| A3a / A4 | Azul — fora ponta | R$ 25,33/kW | R$ 7,66/kW | ~70% |
| A3a / A4 | Verde — única | R$ 25,33/kW | R$ 7,66/kW | ~70% |
¹ Comparação entre a demanda de consumo fora de ponta (Azul) ou única (Verde) das Tabelas de aplicação do Grupo A e a tarifa de geração (R$/kW) do mesmo subgrupo. Elaboração própria sobre os valores homologados.
Em todos os casos, a demanda de geração é menor que a antiga demanda de consumo. Vale lembrar que essa cobrança só ocorre quando, no mês, a potência injetada supera a consumida — e apenas onde o medidor mede as duas grandezas, o que na prática a torna relevante para usinas de investimento e geração remota (onde a geração supera a carga local), e não para sistemas dimensionados para o próprio consumo.
2. O Fio B separa quem ganha e quem ganha mais
O Fio B é a parte da tarifa de rede que remunera a distribuição local. A Lei 14.300 criou a cobrança escalonada (GD II e GD III) do Fio B sobre a energia compensada — mas só para os sistemas posteriores a 2023. É essa data de corte que define quem é mais protegido.
Aqui os dois efeitos da revisão se somam contra o GD II/III. Como o Fio B é parte da TUSD, e a TUSD subiu mais que a energia neste ciclo, a base sobre a qual o percentual de Fio B incide ficou maior. Para o GD I, isso não muda nada (segue com 100% de desconto). Para o GD II/III, é uma pressão dupla: paga um percentual maior sobre uma base maior.
Existe ainda uma forma de escapar do Fio B que independe do enquadramento: o autoconsumo local. O Fio B só incide sobre a energia injetada na rede e depois compensada — não sobre a energia consumida no mesmo instante em que é gerada. Quem casa geração e consumo (usar a energia na hora em que o sol gera, ou armazenar em bateria) reduz a exposição ao Fio B mesmo sendo GD II/III.
3. O que isso significa na prática
A conta de energia sobe para todo mundo, e isso melhora a atratividade financeira da energia solar — seja instalando geração própria, seja aderindo a geração compartilhada via associação ou cooperativa. Mas a mudança na estrutura tarifária muda os cálculos de forma diferente conforme o tipo de projeto.
Para quem gera no próprio endereço (autoconsumo local), o retorno do investimento ficou bem mais rápido. A economia desse tipo de sistema é menos impactada pelo Fio B, já que ele consome parte da energia antes de injetá-la na rede.
Para quem gera de forma remota no caso de GD II/III — usinas de investimento, autoconsumo remoto, geração compartilhada —, o retorno também subiu, mas menos. Nesses modelos, o aumento das tarifas eleva o valor da energia compensada (o que melhora o retorno), enquanto a alta da TUSD é, em parte, absorvida na estrutura de compensação. O payback desses projetos deve ter melhorado com o reajuste, mas de forma diluída pela própria mecânica de compensação.
Em resumo, a revisão melhora bastante a atratividade da GD I e, em menor grau, a da GD II/III, redistribuindo onde a geração compensa mais. Mas a principal mudança talvez seja outra: a conta ficou mais difícil de fazer. A atratividade de um projeto deixou de ser um cálculo simples de economia sobre a tarifa e passou a depender de uma modelagem tarifária cuidadosa, de previsão de carga e do uso de armazenamento — variáveis que separam um bom projeto financeiro de um investimento imprevisível.
Fontes
Todos os documentos referem-se ao Processo nº 48500.030069/2025-10 (Copel-Dis), apreciado no 10º Circuito Deliberativo Público Ordinário da Diretoria da ANEEL, em 23/06/2026, com vigência das tarifas a partir de 24/06/2026.
- Pauta do 10º Circuito Deliberativo (23/06/2026) — relação dos itens em votação, com a RTP da Copel como item 1: https://drive.google.com/file/d/1Lv-JPgRud3vcBnh1HB_NUH2JWqMJgXa-/view?usp=sharing
- Voto do relator e minuta de Resolução Homologatória (Diretor-Relator Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva) — base dos efeitos médios por subgrupo, do diferimento, do Fator X e das tabelas tarifárias:https://drive.google.com/file/d/1eIKFZymHWfX2ccPHi-0LAnxYkf6q_fGe/view?usp=sharing
- Nota Técnica nº 100/2026-STR/ANEEL — memória de cálculo da revisão (Parcela A, Parcela B, componentes financeiros, perdas e benchmarks):https://drive.google.com/file/d/1VN-309HKMbZBX9pJRT6l3mIy24igy2hy/view?usp=sharing
Autor: Eng Yan Dalmina.
