A diretoria da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) aprovou na terça-feira (27) os editais do leilão de baterias, marcado para ser realizado em duas sessões nos dias 2 e 4 de dezembro. No entanto, o diretor-geral da reguladora, Sandoval Feitosa, disse que o cronograma pode ser adiado caso o Congresso aprove uma alteração na lei que atribui o custeio das contratações aos geradores. Atualmente, há uma proposta em discussão para incluir os consumidores na conta. “Se o Congresso Nacional mudar a lei [antes do certame], nós vamos ter que republicar o edital e vamos ter que reprogramar a sessão pública do leilão”, afirmou o diretor-geral à imprensa após reunião extraordinária da diretoria. Segundo Sandoval, caso a alteração legislativa seja feita após o leilão, seria necessária uma diretriz na lei para o tratamento do certame que já ocorreu. Se uma mudança for feita depois da homologação e da adjudicação do resultado, Sandoval explicou que os contratos seriam atos jurídicos perfeitos por terem sido firmados na vigência da lei atual, com pagamento pelos geradores. Assim, uma mudança legislativa também deveria disciplinar esse tratamento. “Ou seja, em qualquer cenário, a única certeza que a gente tem é que a ANEEL vai cumprir a lei”, disse. Preços e garantias Antes da reunião da ANEEL, o MME (Ministério de Minas e Energia) enviou ofício à reguladora definindo os preços iniciais do leilão. Os valores serão de R$ 1,76 milhão por MW/ano (megawatt/ano) para o certame do dia 2 de dezembro, voltado a soluções com conteúdo local; e de R$ 1,58 milhão por MW/ano no leilão geral, de 4 de dezembro. Já as garantias financeiras a serem aportadas pelos agentes, conforme recomendação da área técnica da ANEEL, serão menores que as que foram propostas inicialmente. A faixa de referência, que era de R$ 9,8 milhões/MW, caiu para R$ 6 milhões/MW. Editais Foram aprovados por unanimidade os dois editais. O relator, diretor Gentil Nogueira, seguiu as sugestões da área técnica, adotando no edital um termo mais genérico para o pagador do encargo de contratação das baterias, diante da possibilidade de mudanças na lei para incluir os consumidores no rateio. Sandoval Feitosa afirmou que é possível o edital ficar com essa definição em aberto. De acordo com ele, a decisão foi tomada para que o edital se torne aderente à norma em elaboração pela agência, sobre o rateio do encargo de custeio das baterias. No entanto, disse que essa especificação sobre qual será a base pagadora precisará estar no contrato a ser assinado pelos vencedores após o certame. “O edital pode ficar abstrato. Agora, o contrato não. É um contrato de adesão ou CRCAP [Contrato de Potência de Reserva de Capacidade], mas você não pode deixar indeterminado quem é o responsável pelo encargo. Tem que ficar específico quem deve pagar. E a escolha de quem deve pagar foi feita pelo Legislativo, uma lei que foi sancionada pela Presidência da República”, afirmou. Em seu voto, o relator também acolheu a recomendação de permitir a participação de usinas com contratos regulados em associação às baterias. O voto também autoriza as transmissoras a participar do certame, mas deixa o tratamento das obrigações da concessão para etapas posteriores. Em parecer, a Procuradoria Federal junto à ANEEL entendeu que as concessionárias podem participar do certame desde que revertam parte da receita para a modicidade tarifária. Gentil também apontou propostas de agentes para criação de excludentes de responsabilidade em caso de atraso na conexão dos projetos ao SIN (Sistema Interligado Nacional). Ele rejeitou as sugestões, mas destacou que o cronograma da temporada de acesso ao sistema de 2027 prevê um mecanismo específico para os vencedores do leilão, encurtando o processo em pelo menos dois meses. Projeto no Congresso O setor tem articulado pela aprovação do Projeto de Lei 3.716/2026 no Congresso. O texto, de autoria do deputado Arnaldo Jardim (Cidadania-SP), inclui os consumidores como pagadores do encargo das baterias. A proposta já teve aprovada a tramitação no regime de urgência e aguarda a designação de relator pelo presidente da Câmara, deputado Hugo Motta (Republicanos-PB). Fontes têm afirmado que o governo deve apoiar a aprovação do texto, após certa resistência durante a votação da urgência.

O crescimento expressivo dos veículos elétricos no Brasil está transformando a relação com a energia limpa, impulsionando tarifas inteligentes e acelerando a digitalização do setor elétrico nacional.

Às 16h47, o céu escurece de repente. As primeiras rajadas movimentam as copas das árvores; minutos depois, a chuva engrossa. Em algum ponto da cidade, um galho atinge a rede elétrica. Em outro, uma equipe enfrenta dificuldades para chegar ao local de uma ocorrência, com a passagem obstruída pelos estragos da tempestade. Dentro de casa, a geladeira não gela, o ventilador para, o elevador desliga, o chuveiro não esquenta e a TV não liga. Na indústria e comércio, a cena é semelhante: as máquinas não ligam, as entregas não saem, a venda não se concretiza e o prejuízo é garantido. A cena é hipotética. Não descreve uma ocorrência específica nem antecipa o que acontecerá no próximo verão. O objetivo é ilustrar a sequência de desafios que um evento meteorológico severo pode desencadear: a localização de falhas, a proteção de equipes e população, a recomposição de trechos da rede e a manutenção do equilíbrio do sistema elétrico. É nesse encadeamento que o El Niño entra no radar: o fenômeno altera os padrões de temperatura, precipitação, nebulosidade e vento de maneira distinta em cada região. Seus efeitos podem afetar a disponibilidade hídrica em determinadas bacias, elevar a demanda por eletricidade nos períodos de calor e aumentar os desafios operacionais para linhas de transmissão e redes de distribuição. Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), o El Niño, isoladamente, não representa risco ao fornecimento de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN), e o cenário avaliado pelo Operador não indica vulnerabilidade associada aos efeitos típicos do fenômeno. A interligação entre as regiões, a diversidade de fontes de geração, os reservatórios e a geração termelétrica estão entre os recursos que contribuem para enfrentar variações nas condições de atendimento. As previsões citadas pelo ONS indicam intensificação do fenômeno entre setembro de 2026 e março de 2027, mas isso não significa necessariamente impactos mais expressivos sobre a operação elétrica. Entre as medidas aprovadas para reforçar a segurança do suprimento está a antecipação, desde o dia 1º de setembro de 2026, do início do fornecimento de cinco contratos de usinas termelétricas já contratadas, que somam aproximadamente 1,8 GW. A decisão atende a critérios de suprimento e a uma solicitação do Ministério de Minas e Energia (MME); embora não tenha sido formulada exclusivamente como resposta ao El Niño, pode ampliar a margem de atendimento em diferentes cenários. Uma ameaça, diferentes efeitos O padrão mais conhecido de efeitos do El Niño sobre as chuvas é a tendência de aumento das precipitações no Sul e de redução em partes do Norte e do Nordeste. No Sudeste e no Centro-Oeste, os impactos variam conforme a bacia hidrográfica e a localidade. Segundo a presidente da Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica (Abrage), Marisete Pereira, essa distribuição irregular pode produzir, simultaneamente, excesso de água em alguns reservatórios e afluências menores em outros. Para as hidrelétricas, a localização, a intensidade e o período das precipitações influenciam a operação, assim como a capacidade de armazenamento e os diferentes usos da água. Enquanto o excesso exige atenção à segurança das barragens e ao controle das cheias, a redução das afluências pode dificultar a recuperação dos níveis de armazenamento e exigir maior cautela na gestão da água disponível. Cabe ao ONS coordenar a operação dos reservatórios e o despacho das usinas, enquanto as geradoras precisam manter estruturas e equipes preparadas para cenários distintos. As condições climáticas também podem pressionar a oferta e a demanda de eletricidade ao mesmo tempo, como alerta a Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Em períodos de calor intenso, o uso de ventiladores e aparelhos de ar-condicionado aumenta, elevando o consumo e alterando sua distribuição ao longo do dia. Esse efeito ganhou relevância no fim de 2023 e no início de 2024, quando ondas de calor e El Niño coincidiram com episódios de aumento da demanda. Para o planejamento, o desafio é considerar cenários em que a necessidade de eletricidade cresce justamente quando a disponibilidade hidrelétrica diminui em determinadas regiões. A EPE ressalta que os efeitos do El Niño sobre o regime de chuvas são mais bem documentados do que seus possíveis impactos sobre os padrões de vento e a radiação solar. As incertezas reforçam a importância de comparar diferentes modelos e cenários, sem pressupor efeitos uniformes sobre todas as fontes de geração e regiões do país. O desafio de equilibrar geração e demanda A diversificação da matriz elétrica pode aumentar a resiliência do sistema diante da variabilidade climática, desde que as diferentes fontes e recursos sejam considerados também por sua capacidade de responder às mudanças na disponibilidade de energia. Essa necessidade aparece no estudo Impactos das Mudanças Climáticas no Planejamento da Geração de Energia Elétrica, da EPE. Nos cenários analisados, incorporar os efeitos das mudanças climáticas ao planejamento da expansão pode exigir até 31 GW adicionais de capacidade instalada, combinando geração eólica, solar e fontes despacháveis, para manter os critérios de confiabilidade do sistema. O resultado não representa uma previsão de contratação para 2026 ou 2027, mas evidencia como as premissas climáticas podem alterar as necessidades de expansão no horizonte estudado. Além de ampliar a geração, o planejamento precisa considerar recursos que ofereçam flexibilidade e segurança à operação, como sistemas de armazenamento, serviços ancilares e mecanismos de gestão do consumo, entre eles a resposta da demanda e a micro e minigeração distribuída. Na operação diária, essa necessidade fica evidente na chamada rampa de carga, quando a redução da geração solar no início da noite coincide com o aumento da demanda por eletricidade. Nesse intervalo, as hidrelétricas podem ajustar sua produção para atender às necessidades do sistema. Em períodos de estiagem prolongada, a geração eólica e solar ajuda a diversificar o suprimento, enquanto as termelétricas podem atuar como respaldo. Para Marisete Pereira, o importante é valorizar as diferentes contribuições: “O desafio não é simplesmente ampliar a participação de cada fonte, mas promover um uso e uma expansão equilibrados e eficientes do parque gerador, incorporando também tecnologias capazes de prover os atributos de que o sistema necessita, como as usinas hidrelétricas reversíveis, e valorizando cada tecnologia pelos serviços e atributos que efetivamente entrega, com sinais econômicos adequados”. A complementaridade entre fontes também pode orientar decisões de longo prazo. Estudo do Banco Mundial sobre o desenvolvimento da eólica offshore no Brasil aponta que a variação sazonal da geração dos parques eólicos no mar seria capaz de beneficiar o comportamento histórico da geração hidrelétrica. Essa possibilidade depende do desenvolvimento dos projetos e da infraestrutura necessária, portanto não constitui uma resposta imediata ao El Niño em curso. Para que essa atuação conjunta se traduza em benefício para o sistema, porém, é preciso transportar a energia até os centros de consumo. A transmissão conecta regiões com diferentes condições de geração e permite levar excedentes de uma área a outra, função especialmente importante quando os regimes de chuva divergem entre os subsistemas. Essa realidade faz com que a expansão da infraestrutura precise considerar tanto as necessidades de intercâmbio de energia quanto a exposição dos ativos a eventos extremos. Linhas expostas e rotas de recomposição Na transmissão de energia, um dos principais desafios diante de eventos meteorológicos extremos é garantir não apenas a integridade dos ativos, mas também a capacidade de recompor a infraestrutura após as ocorrências. A presidente-executiva da Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica (Abrate), Talita Porto, chama atenção para os custos desses eventos, que podem comprometer recursos destinados ao fortalecimento da rede. A entidade defende ampliar o debate sobre o reconhecimento dos investimentos em resiliência climática, para que a prevenção seja incorporada ao planejamento de longo prazo. Um exemplo recente dessa ação preventiva está no Piauí, onde a ISA Energia Brasil e a Taesa mantêm estruturas de monitoramento e ações conjuntas de combate a incêndios próximos às linhas de transmissão. Dados do Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais (INPE) citados pelas empresas indicam que o estado registrou 3.321 focos de calor até setembro de 2026, dos quais 678 ocorreram nas proximidades de linhas de transmissão. As companhias também informam uma redução de 78% nos focos de calor próximos a essas instalações em relação ao ano anterior. A identificação precoce dos incêndios é parte desse trabalho. A ISA Energia Brasil mantém câmeras autônomas alimentadas por energia solar em torres da Interligação Elétrica Norte-Nordeste, capazes de monitorar um raio de até 25 quilômetros, segundo a empresa. Também conta com uma base avançada no município de Eliseu Martins, voltada ao monitoramento, ao treinamento de brigadistas e à resposta emergencial. Na mesma cidade, a Taesa opera um centro de monitoramento de queimadas com 15 câmeras de alta precisão instaladas em torres de transmissão. A Taesa também indica que seu hub CLIMATECH reúne sensores, estações meteorológicas e ferramentas de inteligência artificial para apoiar a previsão de ventos extremos, descargas atmosféricas e queimadas, com antecedência informada de 24 a 72 horas. As informações subsidiam o planejamento de medidas preventivas e a preparação das equipes. Segundo Luís Alves, diretor técnico da Taesa, a companhia conta com um Plano de Contingência em Linhas de Transmissão, visando ampliar a capacidade de resposta a ocorrências. O programa dispõe de equipes distribuídas em cinco regionais, materiais de reserva, torres de emergência e recursos contratados para mobilizar mão de obra e equipamentos em situações críticas. Contudo, mesmo que a localização de uma falha seja identificada, empecilhos como alagamentos, incêndios e vias obstruídas podem atrasar a chegada das equipes às instalações. Por isso, a Abrate defende que a resiliência climática seja incorporada desde o planejamento e o projeto dos empreendimentos, com critérios que considerem a localização, o dimensionamento e os requisitos técnicos dos ativos. Para Rafael Martins, pesquisador do Centro de Estudos em Regulação e Infraestrutura da Fundação Getulio Vargas (FGV CERI), a definição de onde e como investir exige avaliar tanto a exposição dos ativos quanto as consequências de eventuais falhas. Ele observa que essas decisões envolvem ponderar o custo de preparar a infraestrutura e o risco de não fazê-lo. A análise passa por identificar os ativos mais expostos, estimar os impactos de possíveis ocorrências e comparar alternativas, inclusive a priorização da capacidade de resposta e recomposição em vez do reforço preventivo de toda a rede. Distribuição sob pressão climática No caso da distribuição de energia, a preparação para o El Niño passa por antecipar condições meteorológicas capazes de comprometer as redes e que dificultam o restabelecimento do serviço. Em sistemas predominantemente aéreos, rajadas de vento podem derrubar árvores, galhos e outros objetos sobre os cabos. Descargas atmosféricas e chuvas intensas também podem provocar danos, enquanto alagamentos e vias obstruídas dificultam o deslocamento das equipes. O tipo de risco esperado depende das condições atmosféricas de cada região. Segundo Osmar Pinto Junior, coordenador do Grupo de Eletricidade Atmosférica (ELAT) do INPE, o Sul deve concentrar as condições meteorológicas mais críticas durante o atual episódio de El Niño. Caso o fenômeno alcance intensidade muito forte, com a temperatura da superfície do Pacífico Equatorial mais de 2 °C acima da média, o Sudeste e a maior parte do Centro-Oeste também poderão ser fortemente impactados. Essa referência diz respeito à temperatura das águas do Pacífico usada para caracterizar o fenômeno, e não à temperatura do ar nessas regiões brasileiras. Osmar explica que o aumento dos contrastes de temperatura entre massas de ar pode favorecer tempestades mais intensas, acompanhadas de rajadas de vento, chuvas fortes e maior incidência de descargas atmosféricas. Em episódios fortes ou muito fortes, a tendência de aumento dos raios observada no Sul pode se estender ao Sudeste e ao Centro-Oeste. Já no Nordeste, a influência da temperatura das águas do Atlântico dificulta a identificação de um padrão tão claro. Segundo o pesquisador, modelos numéricos conseguem antecipar a ocorrência do El Niño com confiabilidade razoável por pelo menos seis meses. A identificação das regiões potencialmente críticas para a infraestrutura, porém, depende da combinação desses modelos com os meteorológicos. Ainda há uma lacuna relevante na previsão e no monitoramento das rajadas de vento, um dos fatores que mais preocupam os segmentos de transmissão e distribuição. Na Copel, a preparação combina monitoramento meteorológico, logística, disponibilidade de materiais e avaliação posterior das ocorrências. Gustavo Theodor Carvalho, diretor de Operação e Manutenção da companhia, afirma que a empresa investiu em equipamentos automatizados, medidores inteligentes e padrões construtivos voltados à resistência mecânica da rede. A parceria com o Sistema de Tecnologia e Monitoramento Ambiental do Paraná (Simepar) e o uso de inteligência artificial ajudam, segundo ele, a estimar onde um evento pode afetar a infraestrutura e a posicionar equipes com antecedência. “Eu defendo muito que a preparação é onde a gente ganha o jogo”, afirma. Ele acrescenta que a prioridade operacional é preservar a segurança da população e das equipes. (Léo, destacar essa parte) Essa preparação envolve tanto reduzir a possibilidade de danos quanto acelerar a recuperação do serviço quando eles ocorrem. A distinção entre resistência e resiliência ajuda a compreender essa estratégia: a primeira busca reduzir a probabilidade ou a extensão dos danos; a segunda, recuperar o serviço com agilidade depois de uma falha. Carvalho cita o sistema de recomposição automática da Copel e a instalação de um sistema avançado de gerenciamento da rede como ferramentas para acelerar essa segunda etapa. A combinação entre prevenção e capacidade de resposta também está presente no planejamento da CPFL, cujo plano de resiliência foi desenvolvido há mais de dez anos. Segundo o vice-presidente de Operações Reguladas, Luis Henrique Ferreira Pinto, a estratégia se apoia em três frentes: robustez da rede, resposta rápida e restabelecimento do fornecimento. As medidas incluem mudanças nos padrões da infraestrutura, ampliação da automação e preparação logística, com recursos como equipamentos de reserva, geradores, subestações móveis e torres de emergência. Além de dispor de estrutura para responder às ocorrências, a companhia estabelece critérios para definir quais pontos da rede devem ser atendidos primeiro. “Eu começo por onde? Hospitais, captação de água, presídio, prefeitura. Eu vou restabelecendo aquilo que é relevante para o serviço público. Depois, restabeleço os grandes volumes de clientes”, explica o executivo. A ordem de atendimento considera, assim, não apenas a disponibilidade de equipes e equipamentos, mas também os serviços essenciais e as necessidades coletivas durante uma emergência. Se a definição de prioridades orienta a atuação após uma falha, antecipar as condições meteorológicas pode ajudar a preparar as equipes antes mesmo que as interrupções ocorram. Na Light, a combinação de automação, equipes próprias e monitoramento do tempo em tempo real permite, segundo o gerente de serviços técnicos da distribuidora, Bruno Almeida, acompanhar o deslocamento de núcleos de chuva e posicionar equipes em locais estratégicos. Quando há múltiplas ocorrências, a empresa prioriza grandes blocos de carga e instalações essenciais, como hospitais, clínicas, escolas e serviços de emergência. E quem paga a conta? A discussão sobre resiliência climática também envolve uma questão econômica e regulatória: quem deve pagar pelos investimentos necessários para preparar a infraestrutura elétrica para eventos extremos. Segundo Rafael Martins, pesquisador da FGV CERI, a definição dos recursos exige equilibrar o custo das medidas preventivas com os prejuízos potenciais de uma ocorrência, sem impor despesas excessivas aos consumidores ou contribuintes nem assumir riscos desnecessários. A escolha passa por identificar quais investimentos são realmente prudentes e como seus custos devem ser distribuídos entre as empresas do setor, os consumidores e o poder público, seja por meio das tarifas, seja com recursos do orçamento. “Essa discussão no Brasil ainda é muito inicial. Estamos começando a entender o fenômeno e precisamos definir um consenso sobre o nível de risco que estamos dispostos a assumir e quais investimentos são considerados prudentes. Só depois poderemos avançar na discussão sobre como dividir essa conta”, destaca Martins. Um exemplo desse dilema é o enterramento da fiação elétrica, alternativa que reduz a exposição da rede a determinadas intempéries, mas pode custar até dez vezes mais que a rede aérea convencional. Em análise publicada em julho de 2026, a discussão regulatória da Aneel sobre o tema apontou que a solução não deve ser adotada indiscriminadamente: sua viabilidade depende de os benefícios compensarem os custos. A escolha envolve, portanto, não apenas a eficácia técnica das medidas, mas também a definição de quais investimentos são prioritários e como financiá-los sem transferir custos desproporcionais aos consumidores. Mas o fato é que a definição de quanto investir na resiliência também passa pelas consequências que uma interrupção pode ter para além do setor elétrico. Hospitais dependem de energia para manter equipamentos essenciais em funcionamento, enquanto falhas no fornecimento elétrico também podem comprometer o abastecimento de água e das redes de telecomunicações. Quanto mais tempo esses serviços permanecem indisponíveis, maiores podem ser os impactos sobre a população, especialmente sobre grupos mais vulneráveis. Tal cenário reforça a necessidade de avaliar não apenas os custos de prevenir danos à infraestrutura, mas também os efeitos de uma eventual falha e o tempo necessário para restabelecer o fornecimento. E quando a tempestade imaginada no início desta reportagem passa, a luz pode voltar por caminhos diferentes: uma manobra realizada por equipamento telecomandado permite restabelecer o fornecimento em parte da rede; uma equipe substitui um componente danificado; uma linha é reenergizada após uma inspeção. A cena não permite antecipar qual procedimento será necessário, nem onde. É justamente por isso que o planejamento climático importa: não para prometer que nada falhará, mas para que o sistema consiga identificar riscos, limitar danos e se recuperar. A capacidade de resposta, porém, também depende de fatores que vão além dos equipamentos e da organização das equipes. A queda de árvores e galhos sobre a rede é um dos desafios enfrentados pela Light durante temporais e ventos fortes. Almeida afirma que a empresa realiza podas e intervenções preventivas em árvores próximas ou em contato com os cabos, mas reconhece os limites dessas ações quando a queda ocorre fora da faixa de atuação da distribuidora. O problema evidencia a importância da articulação com os municípios, responsáveis pelo planejamento e manejo da vegetação urbana. Além das medidas voltadas a ocorrências específicas, a digitalização permite identificar falhas e reorganizar o fornecimento, contribuindo para reduzir o tempo de interrupção. Essa é uma das apostas da Neoenergia, que, segundo a companhia, já conta com sistemas digitais em 87% das redes de alta e média tensão de suas cinco distribuidoras. A tecnologia ajuda a localizar problemas e reconfigurar o fornecimento, e a meta é alcançar 90% de digitalização até 2030. O planejamento também considera as diferenças climáticas entre as áreas de concessão: enquanto o Sudeste pode enfrentar tempestades, ventos fortes e descargas atmosféricas, partes do Nordeste e do Centro-Oeste estão mais sujeitas ao calor intenso, à redução das chuvas e ao risco de queimadas.