247 - As ações da Cemig avançaram nesta sexta-feira (20) e lideraram os ganhos do Ibovespa após a divulgação dos resultados do quarto trimestre de 2025. Por volta das 12h30, os papéis subiam 2,63%, cotados a R$ 12,51, enquanto o índice operava em queda.
O desempenho foi influenciado por resultados acima das expectativas. O lucro líquido ajustado somou R$ 1,023 bilhão no período. O Ebitda recorrente ajustado, excluindo participações, atingiu R$ 1,757 bilhão, 8% acima das estimativas. Já o Ebitda recorrente totalizou R$ 962 milhões, com alta de 4% na comparação anual.
No trimestre, a companhia reduziu sua posição vendida em energia para 2026, 2027 e 2028 em 124 MW médios, 60 MW médios e 93 MW médios, respectivamente. O ajuste gerou impacto de R$ 184 milhões no Ebitda ajustado, relacionado ao encerramento de contratos.
Os volumes faturados cresceram 1,4% em relação ao mesmo período do ano anterior. As perdas de energia ficaram em 11,42%, abaixo do nível regulatório de 11,46%.
As despesas operacionais, incluindo gastos com PMS, vieram abaixo do esperado.

Luis Mauro Filho

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Negócios

Cemig sobe mais de 2% e lidera Ibovespa após resultado do 4T25 acima do esperado

247 - A Enel Distribuição São Paulo informou na terça-feira (24) que registrou “melhoria expressiva” nos indicadores de atendimento emergencial e declarou ter alcançado “desempenho superior à média nacional” nesse quesito. A companhia também comunicou redução de 86% nas interrupções prolongadas no fornecimento de energia em 2025, na comparação com 2023.
No mesmo dia, o diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Sandoval Feitosa, antecipou seu voto pela recomendação de caducidade da concessão da Enel São Paulo. Ele também defendeu que seja determinado às áreas técnicas a elaboração de um plano de intervenção administrativa na área de concessão da distribuidora. Não houve, contudo, discussão de mérito sobre esses eventuais encaminhamentos.
Em nota, a Enel SP afirmou ainda que a Aneel atestou o cumprimento do plano de recuperação apresentado pela concessionária em 2024. Segundo a empresa, “o Plano estabeleceu iniciativas concretas e mensuráveis, que foram atendidas com objetivo de buscar melhorias em três frentes: redução do tempo de atendimento a ocorrências emergenciais; redução das interrupções de longa duração e mobilização rápida de equipes em contingências de nível extremo”.
A distribuidora sustenta que as medidas adotadas resultaram em avanços operacionais, especialmente na resposta a emergências e na diminuição de falhas prolongadas no serviço. O posicionamento ocorre em meio ao processo regulatório que pode definir o futuro da concessão na área atendida pela empresa.

Subestação da Enel em São Paulo
26/03/2025
REUTERS/Amanda Perobelli

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Sudeste

Enel SP diz ter melhorado atendimento emergencial e reduzido interrupções

247 - A Enel Brasil anunciou um pacote de investimentos de R$ 6,1 bilhões para modernizar e ampliar a rede elétrica no estado do Rio de Janeiro entre 2025 e 2027. O aporte integra a estratégia nacional da companhia voltada ao fortalecimento da infraestrutura e à transição energética, com foco na expansão da capacidade, na digitalização do sistema e no reforço operacional.
Segundo o site <a href="https://agendadopoder.com.br/enel-acelera-plano-nacional-e-projeta-r-61-bilhoes-para-modernizar-sistema-no-rio/">Agenda do Poder</a>, o volume destinado ao Rio representa mais de cinco vezes a média aplicada pela concessionária na área de concessão fluminense nos últimos seis anos, configurando um dos maiores planos regionais já anunciados pela empresa.
<h2>Investimento recorde e expansão da infraestrutura</h2>
O planejamento prevê a construção e ampliação de subestações, além da implantação de mais de 170 quilômetros de novas linhas de alta tensão. Também estão programadas a substituição de 312 quilômetros de redes de média tensão e a inspeção de mais de 120 mil quilômetros de rede.
Entre os empreendimentos estratégicos estão as subestações SED Pádua, SED Porto do Carro e SED Arraial do Cabo, bem como o complexo SED/LDAT Açu. O plano inclui ainda reforços estruturais em Paraty, na Região dos Lagos, no Noroeste Fluminense e na Região Metropolitana.
<h2>Integração institucional e resposta a eventos climáticos</h2>
A companhia mantém operação permanente junto ao Centro de Gerenciamento de Riscos e Emergências do Governo do Estado, com articulação direta com a Defesa Civil, o Corpo de Bombeiros e outros órgãos públicos. O Plano de Contingência prevê salas de cooperação com prefeituras e priorização de serviços essenciais em situações de eventos climáticos.
<h2>Eficiência energética e ações sustentáveis</h2>
No campo da sustentabilidade, 261 mil clientes foram beneficiados por iniciativas implementadas em 2025 no estado. Foram investidos R$ 32 milhões em projetos que resultaram em economia de 3.500 MWh.
As ações incluíram a substituição de 50 mil lâmpadas por modelos de LED e a troca de 500 geladeiras. A empresa também informou ter apoiado centenas de projetos culturais e esportivos nos últimos anos, com investimentos superiores a R$ 370 milhões.
<h2>Expansão operacional e novas contratações</h2>
O plano prevê a contratação de 2 mil profissionais até o final de 2026, o reforço da Escola de Eletricistas e a ampliação da automação da rede, com equipamentos de operação remota e sistemas de telecontrole. Segundo a empresa, 73 lojas foram modernizadas, o atendimento telefônico foi aprimorado e passou a contar com envio de alertas climáticos aos consumidores.
<h2>Parceria estratégica com Maricá</h2>
Paralelamente ao plano estadual, a Enel e a Prefeitura de Maricá iniciaram uma parceria público-privada para estruturar um programa específico de modernização e expansão da rede elétrica no município. A iniciativa envolve diálogo direto entre o presidente da Enel, Francesco Moliterni, e o prefeito Washington Quaquá.
De acordo com Moliterni, a proposta é elaborar um plano de investimentos conjunto entre a concessionária e a Prefeitura, com foco na atualização da infraestrutura elétrica da cidade. O objetivo é tornar a rede adequada para sustentar novos investimentos considerados robustos, especialmente nos segmentos industrial, logístico e turístico.
Segundo Quaquá, a parceria com a Enel é fundamental para modernizar e melhorar os serviços no município, além de permitir que projetos estratégicos sejam discutidos previamente, com definição de prioridades e cronograma de ações. O planejamento conjunto deverá avaliar as necessidades específicas da cidade, incluindo reforço de capacidade, melhoria da distribuição e possíveis ampliações estruturais.

Redação Brasil 247

Enel anuncia investimentos de R$ 6,1 bilhões para modernizar rede elétrica no Rio

247 - O Ministério de Minas e Energia (MME) formalizou a rescisão de quatro contratos de ativos de transmissão pertencentes à MEZ Energia, liberando os empreendimentos para nova licitação. A decisão foi oficializada na segunda-feira (23), com publicação no Diário Oficial da União, e abre caminho para que os projetos retornem ao mercado.
Os ativos haviam sido arrematados pela empresa em leilões realizados em 2020 e 2021. Em maio de 2025, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) recomendou a declaração de caducidade de cinco contratos da companhia, após identificar descumprimentos de prazos contratuais.
Segundo a área técnica da agência reguladora, houve falhas no cumprimento do cronograma de implantação, com atrasos nas obras e na entrada em operação dos empreendimentos, além de desenvolvimento considerado insatisfatório em etapas previstas nos contratos.
A solução foi construída a partir de um acordo intermediado pela Secretaria de Controle Externo de Solução Consensual e Prevenção de Conflitos, do Tribunal de Contas da União (TCU), após solicitação do ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira. Com o desfecho, quatro contratos foram encerrados, enquanto um permanece sob responsabilidade da empresa.
No despacho publicado no Diário Oficial, o governo registra a “disponibilidade imediata dos ativos para a realização de nova licitação”.
A expectativa é que os empreendimentos sejam incluídos já no primeiro leilão de transmissão deste ano, marcado para quinta-feira (27). A análise do edital está prevista na pauta do colegiado da Aneel nesta terça-feira (24).
No início de fevereiro, o diretor da Aneel e relator do processo, Fernando Mosna, enviou ofício ao MME solicitando definição sobre a permanência dos ativos no certame. No documento, destacou ser “indiscutível a importância quanto a urgência da implantação dos empreendimentos”.
Os projetos chegaram a constar entre os lotes de um leilão realizado em outubro de 2025, mas foram retirados a pedido do ministro Alexandre Silveira. À época, o titular da pasta solicitou que a recontratação fosse adiada para o certame deste ano, com o objetivo de permitir uma alternativa negociada à caducidade.
Procurada, a MEZ Energia informou que não irá se manifestar sobre o tema.

Linhas de transmissão de energia
11/10/2021


Governo rescinde contratos da MEZ Energia e libera ativos de transmissão para novo leilão

247 - O Brasil deixou de aproveitar cerca de 20% de toda a energia renovável que poderia ter sido gerada em 2025, segundo levantamento técnico sobre o desempenho do sistema elétrico nacional ao longo do ano. O desperdício ocorreu principalmente em usinas solares e eólicas e resultou em perdas econômicas estimadas em R$ 6,5 bilhões.
As informações constam do Balanço Anual do Curtailment 2025, estudo elaborado pela consultoria Volt Robotics, que analisou os cortes forçados de geração renovável no Sistema Interligado Nacional. O relatório mostra que, em 16 dias de 2025, o sistema operou próximo do limite inferior de segurança, devido ao excesso de oferta de energia, situação registrada apenas uma vez em todo o ano de 2024.
De acordo com o levantamento, os cortes médios de geração solar e eólica somaram 4.021 MW médios ao longo do ano, volume correspondente à energia que deixou de ser absorvida pelo sistema elétrico. O fenômeno é conhecido como curtailment e ocorre quando usinas são impedidas de gerar, mesmo havendo disponibilidade de sol e vento.
<h3>Concentração dos cortes em 2025</h3>
Embora os cortes já viessem crescendo nos anos anteriores, 2025 concentrou os maiores volumes já registrados. Os meses de agosto, setembro e outubro apresentaram os picos históricos de curtailment, com descarte de volumes de energia equivalentes à produção mensal de grandes usinas hidrelétricas.
O relatório identifica três tipos principais de cortes. Os cortes por razão energética ocorrem quando a oferta supera o consumo. Os cortes por razão elétrica decorrem de limitações na rede de transmissão, como manutenções ou falhas. Já os cortes por razão de confiabilidade são aplicados para evitar riscos à estabilidade do sistema, mesmo quando a rede está disponível.
<h3>Risco sistêmico por excesso de energia</h3>
Um dos dados centrais do estudo é o aumento expressivo de dias críticos. Em 2025, foram 16 dias em que os cortes ultrapassaram 80% da geração de referência, indicador de operação próxima ao limite de segurança. Em 2024, esse cenário foi registrado apenas uma vez.
Segundo o relatório, o crescimento acelerado da geração renovável, especialmente da solar, superou a capacidade de adaptação do sistema elétrico. Esse cenário levou o Operador Nacional do Sistema Elétrico a estruturar um plano emergencial, com apoio institucional da Agência Nacional de Energia Elétrica, prevendo inclusive cortes em usinas de pequeno porte conectadas às redes de distribuição.
<h3>Domingos de manhã concentraram episódios críticos</h3>
A análise aponta que boa parte dos dias críticos ocorreu aos domingos pela manhã. Nesse período, a demanda cai com a redução das atividades comerciais e industriais, enquanto a geração solar permanece elevada e, em alguns casos, combinada com ventos intensos.
Essa combinação resultou em sobra de energia, limites de rede atingidos e necessidade de cortes forçados. O relatório indica que o domingo passou a funcionar como um teste recorrente de estresse do sistema elétrico ao longo de 2025.
<h3>Medidas operacionais no fim do ano</h3>
O risco de agravamento foi maior no fim de dezembro e início de janeiro, quando a demanda costuma cair por conta de férias e recessos. Em 2025, decisões operacionais contribuíram para evitar um cenário mais crítico. No dia de Natal, quinta-feira (25), o despacho térmico foi de 6,7 GW médios, reduzindo-se para 6,3 GW médios na quinta-feira (1º) de janeiro de 2026.
Em contraste, no domingo (26) de outubro, um dos 16 dias críticos do ano, o despacho térmico alcançou 11 GW médios, nível que contribuiu para elevar a tensão na operação do sistema.
<h3>Impactos econômicos</h3>
O relatório destaca que o curtailment teve efeitos diretos sobre receitas e contratos. Nos contratos regulados, os empreendedores perderam receita e arcaram com penalidades. No mercado livre, os geradores ficaram expostos ao Preço de Liquidação das Diferenças, sendo obrigados a comprar energia para cumprir contratos.
A partir da análise desses dois segmentos, a Volt Robotics estima que as perdas econômicas associadas aos cortes de geração renovável alcançaram R$ 6,5 bilhões em 2025.
<h3>Diferenças regionais</h3>
Os impactos variaram entre os estados. Minas Gerais, Ceará e Rio Grande do Norte registraram cortes médios de 27,4%, 25,8% e 24% da geração de referência, respectivamente. Já Rio Grande do Sul e Santa Catarina apresentaram desperdício de cerca de 4,5% da energia renovável potencial.
Ao longo do ano, Minas Gerais permaneceu de forma recorrente entre os estados mais afetados, ao lado de Ceará e Rio Grande do Norte.
<h3>Avaliação do sistema</h3>
O estudo conclui que o problema não está na capacidade de geração, mas no aproveitamento da energia disponível. Segundo a análise, o sistema elétrico brasileiro foi projetado para um cenário de escassez e não acompanhou, em termos de arquitetura e sinalização econômica, a rápida expansão das fontes renováveis.
O balanço de 2025 aponta que o curtailment deixou de ser um evento pontual e passou a ocorrer de forma recorrente, exigindo ajustes regulatórios, operacionais e de infraestrutura para reduzir o desperdício de energia limpa.

Brasil desperdiça 20% da energia renovável e perde R$ 6,5 bilhões em 2025

247 -A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) homologou a receita fixa das usinas nucleares Angra 1 e Angra 2 em R$ 4,81 bilhões para o ano de 2026. O valor passou a valer a partir de 1º de janeiro e representa um reajuste de 17,09% em relação à receita estabelecida para 2025.
A decisão foi aprovada pela diretoria da Aneel em reunião realizada nesta terça-feira (27). A receita definida tem como finalidade cobrir os custos de geração das duas centrais nucleares, consideradas estratégicas para o funcionamento do sistema elétrico nacional.
O montante será rateado entre as distribuidoras de energia que integram o Sistema Interligado Nacional (SIN), conforme previsto na Lei nº 12.111/2009. Esse modelo de compartilhamento permite a diluição dos custos da geração nuclear entre os agentes do setor, assegurando equilíbrio econômico-financeiro ao sistema.
O repasse ocorre por meio de uma tarifa específica, calculada e homologada anualmente pela agência reguladora. Esse procedimento garante previsibilidade para a operação das usinas de Angra e estabilidade regulatória para as distribuidoras responsáveis pelo atendimento aos consumidores finais.
A definição anual da receita das usinas nucleares faz parte do arcabouço regulatório do setor elétrico e tem papel relevante na manutenção de fontes de geração consideradas firmes, especialmente em cenários de menor disponibilidade hídrica.

Angra 1 e 2 batem recorde histórico de produção em 2011

Aneel define receita de R$ 4,81 bilhões para Angra 1 e 2 em 2026

247 – O Brasil deve realizar em abril seu primeiro leilão de eletricidade voltado a baterias em escala de rede, um marco para o armazenamento de energia no país e um novo campo de competição entre grandes players globais. Empresas chinesas — que já investem pesadamente no setor elétrico brasileiro — são vistas como candidatas naturais a liderar a disputa, possivelmente enfrentando nomes como Tesla e Petrobras.
A informação foi publicada pela Bloomberg, que aponta o leilão como mais uma oportunidade para companhias chinesas ampliarem presença no Brasil, apoiadas por experiência industrial, capacidade de fornecimento e participação já consolidada na infraestrutura energética nacional.
<h2>Leilão inaugura um mercado que começa a ganhar escala no Brasil</h2>
O governo brasileiro declarou que espera contratar 2 gigawatts (GW) de capacidade no leilão, criando um ponto de partida objetivo para um mercado que, até aqui, evoluiu mais por projetos pontuais do que por uma política estruturada. Segundo estimativas citadas pela Bloomberg, as adições anuais de armazenamento por baterias no Brasil podem chegar a cerca de 1,3 GW até 2030, indicando um ciclo de expansão consistente ao longo da década.
Na prática, o certame representa o reconhecimento de que a transição energética não depende apenas de ampliar eólica e solar, mas também de viabilizar flexibilidade no sistema. As baterias entram como peça central para reduzir desperdícios, estabilizar o despacho e tornar a energia renovável mais confiável, especialmente à medida que a participação dessas fontes cresce na matriz.
<h2>O “corte” de energia renovável vira conta bilionária — e baterias entram como solução</h2>
A aceleração global de solar e eólica trouxe um problema crônico aos sistemas elétricos: a restrição de geração (curtailment), quando usinas renováveis são obrigadas a reduzir ou interromper produção por falta de demanda, limitações da rede ou condições operacionais. Nesse contexto, baterias ajudam a absorver energia barata nos momentos de excesso e a devolvê-la ao sistema quando a demanda aumenta.
Segundo Vinicius Nunes, associado da Bloomberg baseado em São Paulo, em 2025 o Brasil perdeu em média cerca de 26% da geração solar e 19% da geração eólica devido ao curtailment. Esse desperdício poderia equivaler, por uma estimativa citada, a uma perda de 7 bilhões de reais. O número explicita por que o armazenamento deixa de ser “tendência” e passa a ser parte do cálculo econômico do setor.
Mesmo com uma base relevante de hidrelétricas — tradicionalmente associadas à flexibilidade — o país vê solar e eólica avançarem rapidamente, e a operação do sistema exige novas ferramentas. O leilão, portanto, tende a ser lido pelo mercado como um divisor de águas: ele organiza regras, dá previsibilidade ao investimento e acelera a formação de uma cadeia de projetos.
<h2>América Latina se mexe: Chile e Argentina já avançam, México anuncia expansão</h2>
O movimento brasileiro ocorre após outros países latino-americanos iniciarem contratação ou construção de projetos de baterias em escala de utilidade, de acordo com dados mencionados pela Bloomberg. O Chile é citado como um adotante precoce e planeja uma expansão significativa de baterias nos próximos cinco anos. A Argentina, por sua vez, concedeu 667 megawatts (MW) em seu primeiro leilão de armazenamento em setembro do ano passado, com capacidade prevista para entrar em operação até 2027. Já a estatal mexicana anunciou pelo menos 2,2 GW de armazenamento em seu plano de expansão de cinco anos.
O recado regional é claro: armazenamento virou infraestrutura estratégica. Para o Brasil, que reúne grande mercado, matriz renovável crescente e necessidade de reforçar confiabilidade, o tema tende a ganhar prioridade não só técnica, mas industrial — e, nesse ponto, a China aparece com vantagens competitivas difíceis de ignorar.
<h2>Por que a China chega forte: produção, escala e experiência de integração à rede</h2>
Entre 2007 e 2024, projetos do setor de energia representaram 45% dos investimentos da China no Brasil, totalizando US$ 35 bilhões, de acordo com o Brazil-China Business Council, organização sem fins lucrativos citada pela Bloomberg. Essa trajetória significa mais do que capital: indica presença, relacionamento institucional e aprendizado do funcionamento do mercado local.
Larissa Wachholz, sócia da consultoria Vallya, especializada em China, afirmou que empresas chinesas carregam vantagens importantes: elas lideram a produção global de baterias e, como grandes investidoras em energia renovável, já enfrentaram o desafio de integrar armazenamento a redes elétricas. Em suas palavras: “Já existe um grande número de empresas [chinesas] no Brasil que entendem o mercado de eletricidade e se sentem confortáveis em expandir seu papel para incluir a operação de sistemas de armazenamento”.
<h2>Tesla, Petrobras e integradores entram no jogo</h2>
Apesar do favoritismo atribuído às empresas chinesas no fornecimento de equipamentos, o leilão tende a ser disputado por uma variedade de atores. Entre os que enviaram contribuições durante a consulta pública estão Tesla, Petrobras e Axia Energia.
A Bloomberg aponta que empresas interessadas em atuar como integradoras de sistemas — combinando hardware, software e controles em um sistema de baterias — devem apresentar suas próprias propostas no leilão. Já companhias focadas em fornecer equipamentos devem se associar a outras para participar.
Mesmo assim, a expectativa do setor é que fabricantes chineses dominem o fornecimento de equipamentos, independentemente do vencedor final dos contratos.
<h2>“A China controla tudo”, diz associação brasileira de armazenamento</h2>
Markus Vlasits, chefe da associação brasileira de armazenamento de energia, Absae, resumiu o peso da cadeia produtiva chinesa em uma frase citada pela Bloomberg: “A China controla tudo, desde a fabricação das células [de bateria] até a produção dos insumos necessários para produzir essas células”.
Essa realidade reforça a percepção de que, mesmo quando projetos são liderados por empresas brasileiras, europeias ou americanas, a presença chinesa tende a se manter como fornecedora dominante de componentes essenciais.
<h2>Huawei mira leilão e amplia atuação no setor energético</h2>
Entre as afiliadas da Absae está a Huawei, que atua no Brasil há quase três décadas e pretende participar do leilão como fornecedora de equipamentos. Roberto Valer, diretor de tecnologia da Huawei Digital Power Brasil, afirmou: “Nossa abordagem é encontrar parceiros para trabalhar juntos e vencer o leilão”. Ele também alertou que o processo envolve complexidade logística e técnica, e não se resume a adquirir baterias no exterior: “Não é simplesmente uma questão de comprar uma bateria na China e esperar que ela chegue ao local designado com tudo correndo bem”.
Embora seja mais conhecida por telecomunicações, a Huawei expandiu seu papel no setor energético e na América Latina. A companhia forneceu inversores para fazendas solares na Argentina, sistemas de armazenamento para hospitais no Peru e infraestrutura de recarga para caminhões elétricos pesados no México. Segundo a Bloomberg, a consultoria Wood Mackenzie classificou a empresa como líder mundial na fabricação de inversores necessários para fazendas solares.
A reportagem também aponta que as vendas da divisão de energia da Huawei responderam por quase 10% da receita total da companhia em 2024. Mesmo sem produzir células de bateria — obtidas junto a parceiros globais —, a empresa atua no desenho e na fabricação da arquitetura dos sistemas, incluindo pacotes de baterias, sistemas de conversão de energia e software de gestão.
<h2>Alexandre Silveira atua para atrair empresas chinesas</h2>
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, foi descrito como diretamente envolvido na atração de companhias chinesas para o setor. A Bloomberg relata que ele esteve nesta semana na China, tendo o leilão como tema central em reuniões com Huawei, Contemporary Amperex Technology (CATL), Envision Energy e Sany Heavy Industry, entre outras.
Em nota à imprensa citada pela Bloomberg, Silveira declarou: “Tenho clareza sobre a importância dessa relação forte entre o Ministério de Minas e Energia e representantes dos setores de energia e mineração da China”.
<h2>Brasil não deve adotar o clima de “medo” de países ocidentais</h2>
A reportagem ressalta que muitos países ocidentais tratam equipamentos críticos fabricados na China como risco de segurança nacional. No entanto, para Vinicius Nunes, citado pela Bloomberg, o Brasil tende a não adotar a mesma postura: o país “provavelmente não verá empresas chinesas com esse tipo de temor”.
E, independentemente do resultado do leilão, ele avalia que o fornecimento de equipamentos será majoritariamente chinês. Como resumiu: a tendência é que “muito do equipamento de baterias” acabe vindo de empresas da China.
A partir do leilão de abril, o Brasil entra oficialmente na disputa global pelo armazenamento de energia, num momento em que o avanço acelerado das renováveis exige redes mais inteligentes, flexíveis e capazes de equilibrar oferta e demanda. A corrida por baterias está apenas começando — e a China, como indica a Bloomberg, chega largando na frente.

Economia

Brasil prepara leilão de baterias e abre nova corrida por armazenamento, com China em vantagem

247 - O volume de água que deve chegar aos reservatórios das hidrelétricas brasileiras em janeiro tende a ficar abaixo da média histórica em todo o Sistema Interligado Nacional (SIN). A projeção indica um cenário de precipitações mais fracas, sobretudo na região central do país, afetando diretamente a capacidade de recomposição dos principais reservatórios utilizados para a geração de energia elétrica.
De acordo com dados divulgados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), e publicados originalmente pelo serviço Broadcast, as bacias dos rios Grande, Tietê, Paranapanema, Tocantins e São Francisco, localizadas nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, devem registrar afluências inferiores ao padrão histórico. Em contrapartida, as bacias do sul do rio Paraná, do Uruguai e da região Amazônica apresentam expectativa de volumes próximos da média, com possibilidade de registros superiores no extremo Norte do país.
A avaliação por subsistemas mostra que a Energia Natural Afluente (ENA) prevista para janeiro corresponde a 85% da Média de Longo Termo (MLT) no Norte, 83% no Sudeste/Centro-Oeste, 75% no Sul e apenas 55% no Nordeste. Esse desempenho ocorre após um mês de dezembro já marcado por resultados fracos. No Sudeste/Centro-Oeste, a ENA ficou em 72% da MLT, configurando a décima pior afluência de uma série histórica de 95 anos. No Nordeste, o índice chegou a 43%, o quarto menor já registrado, enquanto no Norte atingiu 68%, o 19º pior resultado histórico. No Sul, a ENA ficou em 75%, próxima à mediana dos registros.
Esse contexto tem elevado a preocupação no setor elétrico com o nível de armazenamento ao fim do verão, fator que exerce influência direta sobre os preços da energia. Apesar da previsão de afluências abaixo da média, o ONS avalia que ainda será possível recuperar parcialmente os reservatórios ao longo de janeiro, em função da estratégia operativa adotada.
No Sudeste/Centro-Oeste, o volume armazenado deve subir de 43,7% para 53,5% até o fim do mês. No Nordeste, a projeção aponta aumento de 45,3% para 55,4%, enquanto no Norte o nível pode passar de 54,6% para 58,9%. O Sul é a exceção, com expectativa de queda do armazenamento de 77% para 64,3%.
As projeções consideram não apenas os volumes esperados de ENA, mas também as diretrizes operacionais definidas pelo ONS. No Nordeste, por exemplo, a geração hidráulica vem sendo minimizada em atendimento a uma resolução da Agência Nacional de Águas (ANA). Já no Sul e no Sudeste, a operação das usinas está sendo ajustada com foco no controle dos níveis dos reservatórios.
Para os próximos meses, o cenário segue desafiador. Em fevereiro, a maior parte do país deve continuar registrando afluências abaixo da média histórica. No Sudeste/Centro-Oeste, 56,2% dos cenários simulados indicam ENA entre 70% e 90% da MLT. No Nordeste, mais de 70% das projeções apontam volumes inferiores a 70% da média do mês. No Sul, há grande dispersão: embora mais de 65% dos cenários indiquem afluência abaixo do histórico, existe cerca de 15% de chance de volumes significativamente superiores à média. No Norte, a tendência é de aumento, com mais de 30% de probabilidade de registrar níveis dentro ou acima do padrão histórico.
Considerando o horizonte até abril, o ONS reforça a expectativa de afluências persistentemente abaixo da média histórica em todo o período, que tradicionalmente concentra os maiores volumes de chuva e é fundamental para o enchimento dos reservatórios antes da estação seca, que vai de maio a setembro.

Brasil

ONS prevê afluência abaixo da média nas hidrelétricas em janeiro

247 - O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, encaminhou um ofício à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) solicitando a abertura imediata de um processo administrativo para apurar falhas na atuação da Enel na distribuição de energia em São Paulo. No documento, o ministro também defende que, caso sejam confirmadas irregularidades, a agência reguladora recomende a caducidade da concessão da distribuidora no estado. As informações são da <a href="https://www1.folha.uol.com.br/cotidiano/2025/12/ministro-pede-em-oficio-que-aneel-apure-falhas-ou-recomende-rompimento-com-a-enel-em-sp.shtml">Folha de São Paulo</a>.&nbsp;
No texto enviado ao diretor-geral da Aneel, Sandoval Feitosa, Silveira afirma que a concessionária tem sido responsável por “reiterados desligamentos de grandes proporções e durações” em sua área de concessão e sustenta que providências solicitadas anteriormente pelo ministério não teriam sido adotadas ou sequer sinalizadas pela agência.
<h2>Ofício cita falhas recorrentes no fornecimento</h2>
No documento, o ministro destaca que episódios de interrupção no fornecimento de energia vêm se repetindo ao longo dos últimos anos, inclusive após eventos climáticos extremos. Segundo ele, a persistência dos apagões indica falhas estruturais na atuação da concessionária e exige uma resposta regulatória mais firme.
Silveira reafirma no ofício a necessidade de uma apuração formal. “Reitero a determinação já exarada nos demais expedientes anteriormente citados de abertura imediata de processo administrativo de análise de falhas e transgressões daquela concessionária de distribuição, que vise identificar eventual descumprimento ou recomendar a caducidade para a concessão da Enel São Paulo”, escreveu.
<h2>Histórico de cobranças do ministério à Aneel</h2>
O Ministério de Minas e Energia informa que, entre 2023, 2024 e 2025, encaminhou diversas comunicações à Aneel cobrando fiscalização mais rigorosa, acompanhamento da atuação da Enel e adoção de medidas diante das interrupções no fornecimento de energia. Entre os pedidos, constam a mobilização de equipes técnicas, a elaboração de planos emergenciais e a abertura de processos administrativos para análise de falhas.
Em ao menos quatro dessas comunicações, segundo o ministério, a possibilidade de declaração de caducidade da concessão foi mencionada de forma explícita, diante da gravidade dos problemas registrados.
<h2>Apagões recentes reforçam pressão política</h2>
De acordo com Silveira, novos episódios de interrupção no fornecimento ocorreram mesmo após uma reunião realizada na terça-feira (16) com o governador de São Paulo, Tarcísio de Freitas (Republicanos), e o prefeito da capital, Ricardo Nunes (MDB). Após o encontro, os três demonstraram alinhamento em defesa do rompimento do contrato com a concessionária. Até as 19h30 desta quarta-feira (17), cerca de 27 mil clientes atendidos pela Enel em São Paulo permaneciam sem energia, segundo dados citados no ofício.
<h2>Processo pode levar à caducidade da concessão</h2>
A Aneel informou que as falhas mais recentes da Enel na capital paulista e na região metropolitana serão analisadas dentro de um processo já em andamento, que apura a responsabilidade da empresa por problemas ocorridos em 2024. Esse procedimento foi instaurado após falhas registradas em outubro daquele ano, quando cerca de 3 milhões de clientes foram afetados e algumas residências ficaram até seis dias sem energia.

Paulo Emilio

Silveira cobra apuração da Aneel e avalia fim do contrato da Enel em São Paulo

247 - O governo de São Paulo anunciou que irá romper o contrato com a concessionária Enel, responsável pela distribuição de energia elétrica em parte do estado. A decisão foi comunicada após um encontro entre o governador Tarcísio de Freitas (Republicanos), o prefeito da capital paulista, Ricardo Nunes (MDB), e o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, no Palácio dos Bandeirantes, sede do governo estadual. O encontro teve início por volta das 15h e ocorreu a portas fechadas, com foco na crise recente no fornecimento de energia elétrica em São Paulo. As informações são do <a href="https://noticias.uol.com.br/politica/ultimas-noticias/2025/12/16/tarcisio-nunes-e-silveira-anunciam-que-sp-ira-romper-contrato-com-a-enel.htm">UOL</a>. 
<h2>Reunião discutiu futuro da concessão</h2>
A reunião reuniu representantes dos governos estadual, municipal e federal para discutir o futuro da concessão da Enel no estado. O encontro ocorreu em meio ao aumento da pressão política sobre a empresa, após uma série de falhas no serviço de distribuição de energia.
<h2>Apagão após ciclone intensificou pressão sobre a Enel</h2>
O debate ganhou força depois que um ciclone, registrado na semana passada, deixou cerca de 2,2 milhões de endereços sem energia elétrica. O apagão atingiu diversas regiões da capital e da Grande São Paulo, ampliando críticas à capacidade de resposta da concessionária diante de eventos climáticos extremos.
<h2>Governo estadual cobra decisão do governo federal</h2>
Diante do cenário, a Prefeitura de São Paulo e o governo estadual voltaram a cobrar uma posição do governo federal sobre a renovação do contrato da Enel. As administrações defendem que o vínculo não seja mantido, apontando falhas recorrentes na prestação do serviço e impactos diretos à população.

Silveira, Tarcísio e Nunes anunciam rompimento de contrato com a Enel após apagão em São Paulo

247 - O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) apresentou, na terça-feira (16), os resultados do Plano da Operação Elétrica de Médio Prazo (PAR/PEL) 2025, documento que orienta o planejamento da operação do Sistema Interligado Nacional (SIN) no período de 2026 a 2030. O estudo estima investimentos totais de R$ 28,1 bilhões em obras de transmissão consideradas essenciais para garantir a segurança e a confiabilidade do sistema elétrico brasileiro ao longo da próxima década.
As informações constam de reportagem publicada pela Agência iNFRA, que detalha a abrangência do plano e os principais indicadores técnicos do planejamento. Segundo o ONS, do montante previsto, R$ 22,7 bilhões correspondem a empreendimentos indicados pela primeira vez, evidenciando a necessidade de ampliação significativa da infraestrutura diante do crescimento da carga e da expansão das fontes renováveis.
O conjunto de projetos mapeados no PAR/PEL 2025 inclui a implantação de aproximadamente 5.301 quilômetros de novas linhas de transmissão e a ampliação de 24.314 megavolt-ampères (MVA) na capacidade de transformação em subestações. Com isso, a malha de transmissão deve crescer 3% em extensão, enquanto a potência nominal instalada de transformadores da Rede Básica e da Rede Básica de Fronteira tende a avançar 5,7% em relação à infraestrutura atualmente disponível.
No horizonte de planejamento, a demanda máxima do SIN é projetada em cerca de 129 gigawatts (GW) em 2030, o que representa um aumento de 17% frente ao pico observado em 2025. Para atender a esse crescimento, a capacidade instalada total do sistema deve alcançar 269 GW, com forte presença das fontes renováveis. De acordo com o estudo, aproximadamente 60 GW deverão ser provenientes de usinas eólicas e solares centralizadas até o fim da década.
O plano também aponta para a ampliação dos limites de intercâmbio de energia entre os subsistemas regionais. A capacidade de recebimento da região Sul a partir do Sudeste/Centro-Oeste deve crescer em torno de 20% até 2030. Já o intercâmbio entre o Sudeste/Centro-Oeste e as regiões Norte e Nordeste tem previsão de aumento de aproximadamente 25%, condicionado à entrada em operação de novas obras programadas para julho de 2030.
Ao todo, o PAR/PEL 2025 acompanha 480 empreendimentos classificados como prioritários para assegurar a operação do sistema elétrico no médio prazo. Entre os temas analisados, o ONS destaca a tendência de aumento do curtailment — o corte de geração — de fontes eólicas e solares, fenômeno que demanda maior compatibilização entre a expansão da oferta e a capacidade de absorção do sistema. O estudo também avalia os impactos crescentes da geração distribuída sobre a segurança da operação elétrica.
Utilizado como instrumento central de planejamento, o PAR/PEL permite ao ONS projetar o desempenho futuro do SIN em um horizonte de cinco anos, indicando as obras necessárias para atender à evolução da demanda, integrar novas usinas e manter níveis adequados de confiabilidade na operação do sistema elétrico nacional.

Linhas de transmissão conectadas a uma subestação de energia

ONS prevê R$ 28 bilhões para reforçar sistema elétrico até 2030

247 - A Agência Nacional de Energia Elétrica anunciou uma série de medidas que impactam diretamente consumidores e distribuidoras em diversas regiões do país. Entre as decisões mais relevantes está a manutenção da tarifa de repasse da Usina Hidrelétrica de Itaipu para 2026, além da aprovação de reajustes tarifários no Acre e em Rondônia e da recomendação de renovação de concessões de distribuidoras por mais três décadas.
A tarifa aplicada à energia de Itaipu continuará em US$ 17,66/kW.mês a partir de 1º de janeiro de 2026, mantendo o mesmo valor praticado em 2024. O Custo Unitário dos Serviços de Eletricidade (CUSE), definido em US$ 19,28/kW.mês para o período de 2024 a 2026, também permanece válido. Para os consumidores brasileiros, seguirá vigente o valor de US$ 16,71/kW.mês, enquanto a diferença de US$ 2,57/kW.mês será coberta pela própria binacional, que reservou US$ 285 milhões para essa finalidade no próximo ano. Como a tarifa é em dólar, poderá haver oscilações ao longo de 2026 conforme a variação cambial.
A ENBPar informou que a potência contratada da usina para 2026 será reduzida de 114.348 MW para 111.216 MW. Com 20 unidades geradoras e 14 mil MW instalados, Itaipu atendeu em 2024 a 7% da demanda elétrica brasileira e 78% do consumo paraguaio.
Na área tarifária, a Aneel aprovou o Reajuste Tarifário Anual da Energisa Acre, responsável pelo fornecimento a aproximadamente 309 mil unidades consumidoras. Os novos índices entram em vigor em 13 de dezembro de 2025 e refletem impactos de encargos setoriais, custos de transporte e distribuição de energia e componentes financeiros do ciclo atual. O processo de reajuste, diferente da revisão tarifária periódica, consiste basicamente na atualização dos custos já estabelecidos contratualmente.
A Energisa Rondônia também teve seu reajuste anual aprovado. A distribuidora atende cerca de 729 mil unidades consumidoras nos 52 municípios do estado. O aumento foi influenciado por custos de aquisição, distribuição e transmissão de energia, além de encargos setoriais e efeitos financeiros remanescentes do processo anterior. A Aneel autorizou ainda uma Revisão Tarifária Extraordinária, que adicionará o efeito financeiro de R$ 57 milhões ao cálculo deste ano, resultando em impacto adicional de 2,15%.
A diretoria da agência recomendou ao Ministério de Minas e Energia a renovação, por mais 30 anos, das concessões da Energisa Mato Grosso, da Neoenergia Cosern e da Neoenergia Coelba. Os contratos originais datam de 1997 e a solicitação de renovação antecipada foi apresentada conforme regras introduzidas pelo decreto de 2024. As análises consideraram critérios como equilíbrio econômico-financeiro, continuidade e qualidade do serviço, além do cumprimento de obrigações fiscais, trabalhistas e setoriais.
No caso da Energisa Mato Grosso e da Neoenergia Cosern, os requisitos foram integralmente atendidos. Um debate interno surgiu sobre a inclusão de critérios adicionais — como Índice de Satisfação do Consumidor (IASC), Tempo Médio de Atendimento Emergencial (TMAE) e percentual de obras atrasadas — mas essa proposta não obteve apoio da maioria da diretoria.
Para a Neoenergia Coelba, a recomendação também foi aprovada, mas por maioria, já que houve voto contrário com base na avaliação de indicadores complementares que não foram atendidos pela distribuidora. A decisão final, no entanto, seguiu o entendimento predominante de que a agência deve aplicar exclusivamente os critérios definidos pelo Executivo.
As deliberações consolidam um conjunto amplo de ações regulatórias que influenciam tarifas, contratos de longo prazo e parâmetros de operação das distribuidoras, moldando a estrutura do setor elétrico e seus impactos sobre consumidores em todo o país.

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