Privatização da Copasa é adiada para 2ª metade do mês; veja o Radar Energia XP | Maio

Bom dia! Neste relatório diário publicado todas as manhãs, buscamos trazer as últimas notícias para que você comece o dia bem informado e fique por dentro do que o Brasil e o mundo falam sobre os principais assuntos, tendências e companhias que formam o setor. Aqui você encontra o título com o link para a fonte original da notícia, além de uma breve descrição do conteúdo.

Segunda-Feira 11 de Maio

Destaques: (i) Privatização da Copasa é adiada para 2ª metade do mês (Valor); (ii) Lula diz que ‘empresa de energia da Itália’ não cumpriu promessas e Silveira cobra Aneel (Megawhat); e (iii) O próximo grande negócio em saneamento pode estar no lixo (Brazil Journal)

Privatização da Copasa é adiada para 2ª metade do mês

O lançamento da privatização da Copasa (Companhia de Saneamento de Minas Gerais) deverá ficar para a segunda quinzena de maio, segundo fontes. O Valor apurou que o cronograma prevê o pontapé da operação para o dia 21 deste mês, com a precificação prevista para início de junho. Estava no calendário que o lançamento da oferta fosse realizado nesta terça-feira (12), data que acabou sendo alterada na última quinta-feira (7). Isso porque o processo segue travado pelo Tribunal de Contas do Estado de Minas Gerais (TCE-MG). O órgão autorizou a realização de etapas preparatórias à privatização, mas determinou que atos definitivos aguardassem uma decisão final do tribunal. Aegea e Sabesp, que já vinham sendo apontadas como as principais candidatas a se tornar sócio de referência da Copasa, se cadastraram para participar da concorrência, segundo fontes. A inscrição, cujo prazo máximo se encerrou na sexta-feira (8), era uma exigência para aqueles interessados em apresentar uma oferta, mas não é vinculante, ou seja, os grupos não necessariamente terão que apresentar uma proposta na oferta de ações. A entrada dos dois grupos nesta etapa não é surpresa para o mercado, que já vinha apontando as companhias como possíveis interessados. Em relação à etapa de propostas firmes, porém, ainda há dúvidas no setor. A Sabesp, que deverá entrar em sociedade com sua sócia, a Equatorial, chegou a fazer críticas públicas ao processo da Copasa há cerca de um mês, destacando as incerteza em relação aos contratos da estatal com os municípios. Porém, o grupo é visto como forte interessado no negócio. Fontes apontam que a empresa inclusive teria a intenção de adquirir uma participação adicional além dos 30% destinados ao sócio de referência e eventualmente assumir controle do negócio. (Valor)

Lula diz que ‘empresa de energia da Itália’ não cumpriu promessas e Silveira cobra Aneel

O presidente Luiz Inácio Lula da Silva disse nesta sexta-feira, 8 de maio, que uma “empresa italiana que presta serviço ao Brasil” não cumpriu promessas feitas a ele e à primeira-ministra da Itália, Georgia Meloni. A Enel, que tem como maior acionista o governo da Itália, enfrenta crise no Brasil e pode perder a concessão de distribuição de São Paulo, a maior do país. “A verdade nua e crua é que essa empresa não cumpriu nada do que prometeu para mim e para a primeira-ministra da Itália. Nada”, afirmou o presidente, se referindo de forma indireta à Enel. A fala aconteceu durante cerimônia em que o governo anunciou R$ 130 bilhões em investimentos em redes de distribuição até 2030 e reforçou as novas regras para renovação das concessões do setor elétrico. O evento marcou a assinatura das renovações de concessões de 14 distribuidoras de energia pelo país – a Enel não está entre elas. Após a fala do presidente Lula, a o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, cobrou a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que agora terá instrumentos mais duros para punir distribuidoras que descumprirem metas de qualidade. “Eu cobro da Aneel, que é o órgão regulatório e fiscalizador: vocês agora têm ferramentas para responsabilizar quem desrespeitar o consumidor brasileiro”, disse. Silveira afirmou que os contratos antigos eram “obsoletos” e destacou que os novos termos preveem multas mais severas e até possibilidade de caducidade da concessão em casos de descumprimento. “A distribuidora que não respeitar [o contrato], nós podemos chegar até a caducidade dos contratos. Está no decreto, está escrito”, afirmou. O evento marcou a apresentação pública das diretrizes do decreto 12.068/2024, que estabeleceu as bases para a renovação antecipada das concessões de distribuição. O ministro reforçou que os novos contratos incluem 17 diretrizes voltadas à melhoria da qualidade do serviço, ampliação de investimentos e modernização das redes. (Megawhat)

O próximo grande negócio em saneamento pode estar no lixo

Os investimentos em saneamento dispararam nos últimos anos graças ao novo Marco Legal, mas um nicho que “ficou para trás” está sendo visto por muitos como a próxima grande oportunidade do setor. Pela regulamentação aprovada em 2020, os aterros sanitários devem gradualmente substituir os antigos lixões – uma meta que inclusive já está atrasada: o plano era acabar com a maioria deles até 2024. “Os grandes passos no saneamento já foram dados em água e esgoto, e agora tudo leva a crer que é a vez dos resíduos sólidos, onde ainda falta muito a se fazer,” Milton Pilão, o CEO da Orizon, que se autodefine como uma companhia de “valorização de resíduos”, disse ao Brazil Journal. Com autoridades correndo atrás do tempo perdido, a movimentação nesse mercado tem crescido. E além de investir nos aterros, as empresas do segmento já têm feito de seus depósitos de lixo verdadeiras usinas de novos negócios. Resíduos que antes eram apenas um problema ambiental são transformados em biogás para produzir energia elétrica, gás natural “verde” – o biometano – e gerar créditos de carbono, entre outros produtos. “Hoje, se você olhar para o aterro sanitário, ele é uma grande indústria. Tem um leque importante de oportunidades para valorização,” disse o diretor comercial e novos Negócios da Solví Energia Verde,  Ricardo Colpo. A Solví, que opera desde a coleta de lixo até aterros e transformação dos resíduos, vê inclusive uma aceleração da demanda por biometano à medida que a guerra no Irã pressiona o mercado de combustíveis. “Prefeituras, empresas de ônibus e o próprio transporte de coleta de resíduos já estão usando o biometamo. Com esses conflitos no Oriente Médio, começa a aquecer mais ainda, porque ele garante segurança energética,” disse Colpo. (Brazil Journal)

Compass (PASS3) estreia na Bolsa nesta segunda e põe fim à seca de 5 anos de IPO

A Compass (PASS3), companhia de gás do Grupo Cosan (CSAN3), fará sua estreia na Bolsa brasileira nesta segunda-feira (11). O início das negociações dos papéis acontece com o ticker “PASS3“. A companhia confirmou na última quinta-feira a fixação do preço de R$ 28 por ação em sua oferta inicial de ações (IPO, na sigla em inglês), movimentando R$ 2,8 bilhões na oferta base. Considerando os lotes extras, o valor totaliza R$ 3,199 bilhões. A companhia chega, com isso, avaliada em R$ 20 bilhões na B3. A oferta da Compass encerra um período de quase cinco anos sem IPO na B3, um dos maiores intervalos da história sem ofertas do tipo. A Cosan tentou realizar um IPO da Compass em 2020, mas arquivou a oferta devido a condições desfavoráveis ​​do mercado. Os últimos foram realizados em agosto de 2021, quando a Raízen (RAIZ4), também do grupo Cosan, e a Oncoclínicas (ONCO3) fizeram suas ofertas. Em dezembro daquele ano, o Nubank (BDR: ROXO34) fez um IPO em Nova York e somente em 2026 as ofertas de empresas brasileiras voltaram a ocorrer, com PicPay e Agibank captando. A transação foi integralmente secundária, ou seja, com a venda de ações detidas por acionistas Cosan, Fundos Atmos, Bradesco Vida e Previdência, Brasil Capital, Manaslu LLC – Banco BTG Pactual, Manzat Inversiones Auu e Ricardo Ernesto Correa da Silva. (Info Money)

Lula e Silveira anunciam R$ 130 bilhões em investimentos para modernizar distribuição de energia elétrica no país

Ao lado do presidente Luiz Inácio Lula da Silva, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, participaram, nesta sexta-feira (7/5), do anúncio de R$ 130 bilhões em investimentos para a melhoria da distribuição de energia elétrica no país até 2030, realizado durante o evento Sente a Energia, em Brasília. Os contratos de renovação contemplam 16 distribuidoras de energia que atuam em 13 estados brasileiros, em conformidade com as novas diretrizes estabelecidas pelo Decreto nº 12.068/2024. Durante o evento, foram assinados 14 contratos. Outros dois, que contemplam Pernambuco e Espírito Santo, já foram renovados no primeiro trimestre, totalizando os R$ 130 bilhões para os 13 estados. A expectativa é de que sejam gerados mais de 100 mil empregos e que sejam capacitados 30 mil profissionais. “A renovação desses contratos é a demonstração de que o governo tem confiança nos empresários e que a gente não vai esperar o vencimento para garantir que o serviço continue sendo prestado da melhor maneira. Nós queremos exigir que tudo o que foi acordado seja cumprido, porque no final quem ganha com essa parceria é a sociedade brasileira” afirmou o presidente Lula. Alexandre Silveira destacou o trabalho realizado pelo Governo do Brasil para garantir investimentos que realmente tragam benefícios às pessoas. (MME Notícias)

Governo assina renovação de concessões de distribuição de energia em nove estados

O governo federal assinou nesta sexta-feira a renovação antecipada da concessão de 14 distribuidoras de energia em troca de novos investimentos. Segundo estimativas do Ministério de Minas e Energia (MME), o investimento ao longo dos novos contratos, de 30 anos, será de R$ 130 bilhões, o que pode beneficiar 41,8 milhões de famílias. Entre as concessionárias, estão companhias como a Light, do Rio de Janeiro, e empresas que atuam na distribuição de nove estados: São Paulo, Rio de Janeiro, Maranhão, Mato Grosso, Pará, Paraná, Paraíba e Sergipe. A Enel, concessionária de distribuição de energia elétrica com atuação em São Paulo, Rio de Janeiro e Ceará, ficou de fora. A concessão em São Paulo enfrenta processo na Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) que pode levar à cassação por falhas no fornecimento de energia na Grande SP. A renovação foi assinada em evento com o presidente Luiz Inácio Lula da Silva, e os ministros de Minas e Energia, Alexandre Silveira, e da Casa Civil, Miriam Belchior. Durante o evento, Lula disse que as distribuidoras precisarão oferecer serviço de qualidade, e relembrou o histórico de apagões da Enel. — Essa empresa não cumpriu nada do que prometeu para mim e para a primeira ministra da Itália. Então é melhor fazer os contratos que estamos fazendo aqui, a gente vai exigir, vocês também vão exigir de nós, e se cada um cumprir a sua tarefa, quem ganha é a sociedade brasileira – afirmou. (O Globo)

Governo renova concessões de 14 distribuidoras de energia elétrica

O governo federal oficializou, nesta sexta-feira (8), a renovação de 14 concessões de distribuição de energia cujos contratos vencem até 2031. A previsão é de R$ 130 bilhões em investimentos no segmento até 2030, contemplando 13 Estados brasileiros. Confira os resultados e indicadores da Energisa, Coelba, CPFL, Equatorial Pará e das demais companhias de capital aberto no portal Valor Empresas 360. Foram renovadas as concessões da Light (RJ), Coelba (BA), RGE (RS), CPFL Paulista (SP), Cosern (RN), Energisa MT, Energisa MS, Energisa SE, Equatorial Pará, Elektro (SP), CPFL Piratininga (SP), EDP SP, Equatorial MP e Energisa PB. As renovações foram oficializadas em evento promovido pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), em parceria com Ministério de Minas e Energia (MME), em Brasília. O presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) e demais autoridades participaram da cerimônia. Com o ato, o governo Lula soma o encaminhamento da renovação de 16 das 19 distribuidoras cujos contratos vencem nos próximos anos, uma vez que os contratos da EDP Espírito Santo e da Neoenergia Pernambuco já foram assinados. O montante de investimento considera as duas distribuidoras. Dessa forma, restam três processos, todos envolvendo concessões da Enel, empresa italiana que está no centro de uma crise relacionada à prestação de serviço em São Paulo. O processo de caducidade do contrato de concessão da Enel-SP está em andamento na Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). (Valor)

TCU marca julgamento de concessionária de energia com obras atrasadas há mais de 1.000 dias

O caso da concessionária MEZ 6 Energia teve julgamento pautado pelo TCU (Tribunal de Contas da União) para a próxima quarta-feira (13). A data foi definida após o Ministério Público Federal solicitar acesso integral aos autos, baseado em parecer do MPTCU (Ministério Público junto ao TCU). Este apontou falhas na proposta de acordo articulada pelo Ministério de Minas e Energia para que a concessão da empresa continue válida. O MPTCU questiona a ausência de comprovação de que o acordo seria vantajoso ao consumidor. A Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) defende a caducidade do contrato. A MEZ 6 tem concessão para construir subestações de energia na Grande São Paulo, mas o projeto já ultrapassou os 1.000 dias sem obras. O custo do atraso é estimado, até agora, em R$ 2 bilhões. O mercado, não apenas de energia, observa com atenção o caso porque ele coloca em discussão os limites da atuação do TCU em concessões reguladas. A questão em jogo é a possibilidade de decisões técnicas de agências reguladoras sejam rejeitadas sem que o órgão participe das negociações. O MPTCU contestou a RAP (Receita Anual Permitida) negociada no acordo com a MEZ Energia. O ponto central é aumento de 322% no valor da RAP. Este passou de R$ 20,37 milhões definidos em 2020, quando a MEZ arrematou o lote, para R$ 65,5 milhões na data-base de agosto de 2025. Em outubro de 2025, a própria Aneel havia fixado a RAP em R$ 27,2 milhões. (Folha)

Lula diz que data centers terão de gerar a própria energia no Brasil

O presidente Luiz Inácio Lula da Silva afirmou, nesta sexta-feira (8), que os novos data centers interessados em operar no Brasil terão de trazer também a própria geração de energia para abastecer suas operações. Segundo Lula, o país quer atrair investimentos para o setor de tecnologia e armazenamento de dados, mas sem pressionar ainda mais o sistema elétrico nacional. “Data center vem para cá, mas tem que vir com a própria energia (…). Vai ter que produzir a própria energia”, disse o presidente durante evento Sente a Energia, que renovou 16 contratos de concessões das distribuidoras de energia no país. A declaração ocorre em meio ao avanço das discussões do governo federal para transformar o Brasil em um polo global de data centers, aproveitando a matriz energética majoritariamente renovável do país e a expansão da demanda por inteligência artificial e processamento de dados. (CNN Brasil)

Câmara pede que Aneel apure irregularidades e avalie revogação do LRCap

A Comissão de Minas e Energia (CME) da Câmara dos Deputados encaminhou à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) um relatório com questionamentos sobre o Leilão de Reserva de Capacidade de 2026 (LRCap) e pediu que a agência avalie a abertura de um procedimento administrativo específico para apurar irregularidades apontadas no certame, inclusive quanto a uma eventual revogação do leilão. O ofício foi enviado pelo deputado Danilo Forte (PP-CE) ao diretor-geral da Aneel, Sandoval Feitosa, em 6 de maio. No documento, o parlamentar pede que a Aneel apresente respostas formais aos questionamentos da comissão, especialmente sobre modicidade tarifária, formação de preços, integridade da competição e segurança do suprimento. O relatório foi elaborado a partir da audiência pública realizada em 28 de abril para discutir os impactos econômicos, regulatórios, ambientais e concorrenciais do LRCap 2026. O pedido ocorre depois de críticas ao desenho e à condução dos certames, realizados nos dias 18 e 20 de março, que contrataram quase 20 GW de capacidade em usinas que ficarão disponíveis ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), ao custo fixo anual de quase R$ 40 bilhões. Segundo o relatório encaminhado à agência, foram apontadas “graves anomalias” na concepção e execução do leilão, incluindo a exclusão de sistemas de armazenamento em baterias, a majoração dos preços-teto, a manutenção de documentos e premissas sob sigilo e a concentração de resultados em poucos grupos econômicos. (Megawhat)

Baterias colocam Bahia entre polos globais de energia renovável

A Bahia entrou no mapa global das renováveis firmes, segundo relatório divulgado nesta semana pela Agência Internacional de Energia Renovável (Irena, na sigla em inglês). O levantamento aponta que projetos híbridos de solar com baterias em regiões de alta irradiação, como o estado brasileiro, já conseguem entregar energia 24 horas por dia a custos competitivos frente a novas térmicas fósseis. Segundo o estudo, sistemas solares com armazenamento em regiões de alta qualidade de recurso, como a Bahia, no Brasil, e regiões na Índia, Austrália e África do Sul, apresentaram custos firmes entre US$ 65 e US$ 82 por MWh em 2025, com potencial de queda para entre US$ 44 e US$ 58 por MWh até 2030. Os valores já se aproximam, e em alguns casos ficam abaixo, dos custos de novas usinas fósseis. A Irena compara os projetos híbridos a térmicas a carvão na China, que operam entre US$ 70 e US$ 85 por MWh, enquanto novas usinas a gás superam US$ 100 por MWh em diversos mercados globais. O relatório reforça a tese de que o avanço das baterias alterou estruturalmente a economia do setor elétrico e enfraqueceu o argumento histórico de que fontes renováveis não seriam capazes de garantir confiabilidade ao sistema. “Energia renovável 24/7 já é competitiva com combustíveis fósseis”, afirmou o diretor-geral da Irena, Francesco La Camera. Segundo ele, a combinação entre queda dos custos de armazenamento e volatilidade geopolítica dos combustíveis fósseis mudou o equilíbrio econômico da expansão elétrica global. (Megawhat)

Que espaço sobrou para as baterias após o LRCAP?

A ofensiva articulada no Congresso, para suspender o 2º Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) coloca de novo em evidência a disputa por espaço entre termelétricas e baterias, na garantia de potência ao sistema elétrico. O setor de BESS (sigla em inglês para armazenamento de energia por baterias) cobra do governo federal uma definição sobre o primeiro leilão da modalidade, previsto inicialmente para 2026, mas ainda sem data marcada. Sob o temor de que o LRCAP de março apague o senso de urgência em torno do certame das baterias, o setor partiu para as críticas à contratação de mais de 16 GW de termelétricas – com amplo predomínio das usinas a gás natural. De acordo com analistas do setor, BESS e as térmicas são, ao fim, concorrentes e, ao mesmo tempo, soluções complementares para o Sistema Interligado Nacional (SIN). E o LRCAP de março não esgota a demanda pelas baterias. A seguir, a agência eixos tenta clarear o assunto, com a ajuda de consultores do setor elétrico, e tenta dimensionar qual, afinal, o espaço que ainda cabe às baterias no sistema. Prometido pelo Ministério de Minas e Energia (MME) para 2026, o primeiro leilão de baterias segue indefinido e o setor pressiona pela definição das diretrizes da concorrência – Huawei, Brasol, Elera Renováveis e Axia Energia são algumas das empresas que têm cobrado a publicação das diretrizes para a concorrência. Inicialmente, o ministro Alexandre Silveira chegou a estimar que o certame de BESS deveria ter 2 GW de demanda – mas isso foi em 2025, antes da contratação das térmicas, portanto. (Eixos)

Setor elétrico de olho na decisão do CMSE sobre riscos que pode afetar preços

O mercado de energia elétrica está de olho na reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) desta semana, que pode definir o nível de aversão ao risco adotado na formação de preços de energia no país em 2027 e reduzir custos para os consumidores. O critério de aversão ao risco (Cvar) busca calibrar o despacho de usinas termelétricas e o uso das hidrelétricas, de modo a manter os reservatórios em um nível confortável, independentemente do volume de chuvas ou do consumo de energia. Parte do setor considera que o atual modelo é muito conservador e defende uma flexibilização. Em 2025 e 2026 foi adotado o parâmetro 15,40, que dá um peso de 40% aos 15% piores cenários hidrológicos. O cálculo influencia a decisão sobre despachar termelétricas mais baratas antecipadamente, para preservar a água das hidrelétricas. Representantes das comercializadoras e dos consumidores afirmam que é possível flexibilizar sem afetar a segurança do sistema. Eles defendem a adoção do critério 15,30 e afirmam que isso poderia reduzir os preços da energia em 30%. O atual critério gera R$ 5,4 bilhões a mais em gastos com térmicas, segundo cálculo divulgado por representantes de consumidores, comercializadores e geradores eólicos e cogeradores na semana passada. (Eixos)

Por que a energia no Brasil está tão cara quando há sobra?

O setor elétrico brasileiro enfrenta hoje uma distorção relevante: preços elevados de energia em um contexto de oferta confortável. Reservatórios em níveis adequados e expansão acelerada de fontes renováveis convivem com um sinal de preço que não reflete a realidade operacional do sistema. Essa desconexão não é apenas técnica. Ela já produz efeitos concretos na economia, reduzindo previsibilidade para investimentos e pressionando custos da indústria. A questão central não está na oferta de energia, uma vez que o preço de energia no país é determinado por um modelo matemático teórico. O modelo atual incorpora um nível de aversão ao risco de escassez hídrica excessivamente elevado. Um dos principais fatores por trás desse comportamento é o parâmetro de aversão ao risco, o CVaR (Conditional Value at Risk), que orienta as decisões dos modelos computacionais. Na configuração vigente, o modelo atribui peso elevado aos cenários mais críticos de hidrologia. Na prática, isso leva a um despacho mais conservador e à definição de preços mais altos, mesmo quando não há risco concreto de desabastecimento. O efeito é semelhante ao de um sistema que opera permanentemente em modo de contingência. Como um motorista que reduz drasticamente a velocidade em uma estrada segura, o sistema paga um custo elevado por um risco que não se materializa. Além da aversão ao risco, mudanças recentes de premissas vêm gerando inconsistências que elevam o preço e ampliam o descolamento da realidade. Reduções no despacho térmico, que deveriam reduzir o custo, têm provocado aumento de preços em determinadas semanas, enquanto a inclusão no modelo de uma usina hídrica de pequeno porte prevista para entrar no longo prazo, que deveria ter impacto marginal, vem elevando os preços de forma relevante. (CNN Brasil)

Reduzir a aversão ao risco pode sair mais caro para o Brasil

Nas próximas semanas, o setor elétrico brasileiro voltará a discutir os parâmetros de aversão ao risco utilizados nos modelos computacionais que orientam a operação do SIN (Sistema Interligado Nacional) e a formação dos preços da energia elétrica. Embora seja um debate técnico, seus efeitos são diretos sobre segurança energética, modicidade tarifária, previsibilidade regulatória e competitividade da economia brasileira. Por isso, é importante que essa discussão considere não apenas os preços de hoje, mas também as condições necessárias para garantir segurança no fornecimento de energia nos próximos anos. O sistema elétrico brasileiro mudou de forma profunda nos últimos anos. A expansão da matriz ocorreu principalmente por meio da incorporação acelerada de fontes renováveis não controláveis, especialmente eólica e solar, enquanto a carga continua crescendo em todo o país. Essa transformação trouxe ganhos importantes para a diversificação da matriz elétrica brasileira, mas também elevou significativamente a complexidade da operação do sistema. Hoje, convivemos simultaneamente com sobra estrutural de geração em determinados períodos do dia, especialmente nas horas de maior produção solar, e com necessidade crescente de flexibilidade para atender os momentos de maior demanda, sobretudo no fim da tarde e à noite. Além disso, a rápida expansão da micro e minigeração distribuída vem adicionando desafios relevantes para a representação da carga e para a previsibilidade operativa do sistema, ampliando ainda mais a complexidade da operação em tempo real. Na prática, isso significa que o sistema passou a depender mais da capacidade de resposta operacional e da preservação de recursos flexíveis. (CNN Brasil)

Debate sobre aversão ao risco no setor elétrico ganha pressão política

O CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico) decidirá, na próxima quarta-feira (13), se mantém ou altera os atuais parâmetros de aversão ao risco utilizados nos modelos de formação de preço da energia elétrica. A definição pode impactar diretamente o custo da eletricidade para consumidores, indústrias e agentes do mercado livre em 2027. Os preços de energia no Brasil são calculados por meio dos modelos computacionais Newave, Decomp e Dessem, que consideram fatores como nível dos reservatórios, previsão de chuvas, demanda e despacho de usinas. Dentro desses cálculos, parâmetros como VMinOp e CVaR determinam o grau de aversão ao risco hidrológico adotado pelo sistema. O VMinOp estabelece níveis mínimos de armazenamento dos reservatórios para reduzir o risco de esvaziamento ao fim do período seco. Já o CVaR é um mecanismo matemático que atribui maior peso aos cenários hidrológicos mais críticos, influenciando diretamente o despacho de termelétricas para preservação da água armazenada nas hidrelétricas. Nos ciclos de 2025 e 2026 entrou em vigor o novo par de CVaR (15,40), o que significa que os 15% piores cenários hidrológicos passaram a ter peso de 40% nos modelos. Além disso, desde janeiro de 2025 o Newave híbrido passou a representar as hidrelétricas de forma individualizada. Na avaliação de agentes do mercado, as duas mudanças ampliaram significativamente o conservadorismo dos modelos, pressionando os preços de energia para cima. (Canal Solar)

ONS: região Sul tem projeção de Energia Armazenada de 67,8% ao final de maio

O boletim do Programa Mensal de Operação (PMO) para a semana operativa entre os dias 9 e 15 de maio apresenta um cenário de crescimento da Energia Armazenada (EAR), no subsistema Sul e estabilidade nos demais subsistemas. No Sul, a previsão de EAR está em 67,8%, o que representa um acréscimo de 25,2 p.p. em relação ao previsto na semana anterior. Nas demais regiões, as projeções são de 97,6%, no Norte; 93,4%, no Nordeste; e 66,6%, no Sudeste/Centro-Oeste, ao final do mês de maio. “A melhora da energia armazenada na região Sul, em relação às condições previstas na semana anterior, é um reflexo do aumento de afluências. Seguimos monitorando continuamente os cenários e adotando as medidas operativas necessárias para assegurar o pleno atendimento eletroenergético da sociedade, bem como a confiabilidade e a segurança do SIN”, explica o diretor de Operação do ONS, Christiano Vieira. As estimativas para Energia Natural Afluente (ENA) indicam que o subsistema Sul tem previsão acima da Média de Longo Termo (MLT), com 128% da MLT. No Sudeste/Centro-Oeste,  a previsão é de 79% da MLT; enquanto no Norte, 77% da MLT; e Nordeste, 53% da MLT. Em relação à carga, a previsão é de aumento da demanda no Sistema Interligado Nacional (SIN) de 2,5% (80.650 MWmed).  Há também perspectiva de avanço em três subsistemas: 3,2% (45.540 MWmed), no Sudeste/Centro-Oeste; 3,0% (13.584 MWmed), no Nordeste; e 2,4% (8.287 MWmed), no Norte. Já o subsistema Sul projeta recuo de 0,1% (13.239 MWmed). Os números são comparações entre maio de 2026 ante o verificado no mesmo período de 2025. (ONS Notícias)

Justiça suspende licença de operação da usina a carvão Candiota 3

A Justiça Federal determinou, em caráter liminar, a suspensão da licença de operação da usina a carvão mineral Candiota 3, no sudoeste do Rio Grande do Sul. O principal argumento apresentado pela juíza Rafaela Santos Martins da Rosa, do Tribunal Regional Federal da 4ª Região, em Porto Alegre, é a urgência de lidar com o impacto provocado pelas emissões de gases do efeito estufa do empreendimento. O autor da ação civil pública é o Instituto Arayara, organização não governamental de litigância climática. Entre os réus estão a Âmbar Energia, proprietária de Candiota 3 e braço do grupo J&F Investimentos, a Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), a União e o Ibama (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Renováveis). A Justiça estabeleceu um prazo de 15 dias para o Ibama apresentar o histórico completo de infrações e multas que tenham sido recebidos pela empresa durante a vigência da licença atual. Em nota, a Âmbar Energia afirma que a unidade Candiota 3 opera “em conformidade com a legislação e dentro dos parâmetros estabelecidos pelos órgão competentes, cumprindo papel relevante para a segurança energética do Sistema Interligado Nacional”. A liminar expedida pela Justiça Federal determina regras para a eventual concessão de uma nova licença. Em primeiro lugar, deve ser apresentada uma análise de impacto climático das operações da usina. (Poder 360)

A arquitetura jurídica do PLP 100/2026 no setor elétrico

Apesar de o custo da geração de energia no Brasil ser um dos mais reduzidos do mundo, em razão de uma matriz elétrica 90% limpa e renovável, a conta paga pelos consumidores está entre as mais caras do planeta. Essa anomalia, que corrói a competitividade do setor produtivo nacional e penaliza o orçamento das famílias, tem uma raiz clara: a proliferação desordenada de encargos e subsídios. Diante da urgência de um freio nessa escalada de custos, foi apresentado na Câmara dos Deputados o Projeto de Lei Complementar 100/2026 (PLP 100). Seu autor, o Deputado Arnaldo Jardim (Cidadania/SP), conhecedor dos temas afetos à infraestrutura brasileira, interpretou com sensibilidade um dos poucos e raros consensos entre os segmentos de geração, transmissão, distribuição, comercialização e consumo de energia elétrica: a urgência em limitar encargos e subsídios. A proposição persegue o objetivo defendido em artigo publicado em abril de 2025 pelo segundo autor deste texto: a necessidade de instrumento de hierarquia superior capaz de impor limites ao legislador ordinário, conter a proliferação de subsídios e garantir à União e à Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) a participação nos processos judiciais evolvendo o tema. O projeto opta pela edição de lei complementar com fundamento constitucional. (Jota Info)

Pressões contra energia renovável deixam o país vulnerável num setor promissor

Este choque do petróleo é outra advertência de que não se podem atrasar programas de substituição de energia fóssil por energia limpa. E, no entanto, seguem as pressões do setor para que o governo dificulte as instalações de energias renováveis, entre elas as de equipamentos de energia solar nos telhados de residências e estabelecimentos comerciais. Esses lobbies se apegam a questões técnicas. As instalações, chamadas Micro e Minigeração Distribuída (MMGD), permitem que a energia elétrica não usada seja automaticamente retransmitida para a distribuidora. Em troca, gera um crédito em energia, que pode ser usada à noite, quando chove ou quando a insolação é fraca. Com sua expansão, repete-se a situação em que é gerado excedente sem escoamento. Esse excedente soma-se ao proveniente de geração eólica e de fazendas solares. O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) recorre a cortes de geração de energia, denominados curtailment, destinados a garantir equilíbrio entre carga e geração, para que o sistema não entre em colapso. Esses cortes desperdiçam energia. Pelos cálculos da consultoria Volt Robics, em 2025 foi cortada no Brasil 20% da energia gerada, prejuízo de R$ 6,5 bi. Graças à forte redução dos preços dos painéis fotovoltaicos, a MMGD ultrapassou os 39 GW de potência e, ao ritmo de hoje, em 2029 deve chegar aos 58 GW, mais de 4 vezes a potência da usina de Itaipu, a maior hidrelétrica do Brasil. (Estadão)

Aneel registra novos DROs e libera operação de usinas em quatro estados

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) registrou nesta semana o requerimento de outorga (DRO) e liberou para operação em teste e comercial usinas de diversas fontes. Em São Paulo, a agência aprovou o pedido de DRO da UTE Água Bonita 2, de 58,32 MW de potência instalada e de titularidade da companhia Destilaria Água Bonita. No Rio Grande do Sul e em Santa Catarina, a Aneel aceitou os requerimentos das Opus Dei e Monte Sant’Angelo, que juntas somam 233 MW e são desenvolvidas pela empresa Alpha Infraestrutura. Os DROs antecedem a emissão da outorga e permitem que os agentes responsáveis por usinas solares, térmicas e eólicas solicitem parecer de acesso ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), além de avançarem nos processos de licenciamento necessários para implantação dos projetos. Até a amnhã desta sexta-feira, 8 de maio, a autarquia registrou 16 pedidos para requerimento de outorga, somando 869 MW de potência total. A fonte solar lidera o número de solicitações, com 15 projetos (750 MW). Todas as solicitações foram feitas para fora do ambiente de contratação regulado (ACR). A Aneel também autorizou o início da operação em teste da unidade geradora UG11, de 4,5 MW, da eólica Ventos de São Rafael 11, no Rio Grande do Norte. Em Santa Catarina, foram liberadas para testes as unidades UG01 a UG03 da UFV APE MDB, que totalizam 0,275 MW. (Megawhat)  

A Light comeu o pão que o diabo amassou. Agora, um contrato novo promete vida nova

O Ministério das Minas e Energia assinou na sexta-feira a renovação da concessão de diversas distribuidoras de energia, incluindo a Light – e implementou mudanças relevantes no contrato que endereçam o maior problema histórico da distribuidora: o alto nível de perdas e inadimplência por conta do crime organizado do Rio de Janeiro. A renovação – por mais 30 anos – vem quatro meses depois da recomendação da ANEEL neste sentido. A principal mudança no contrato da Light é o reconhecimento da existência das ‘áreas de risco’, algo que não existia no contrato anterior. Agora, “o furto de energia, perdas não-técnicas, a inadimplência e os indicadores de qualidade serão tratados de forma distinta nessas áreas,” o CEO Alexandre Nogueira disse ao Brazil Journal. “A forma como isso vai acontecer ainda está sendo debatida, mas o reconhecimento disso no contrato já é uma avanço substancial.” A Light é uma das maiores concessionárias do Brasil, atendendo mais de 4 milhões de unidades consumidoras em 31 municípios do Estado do Rio, incluindo a capital e a região metropolitana. A companhia sofre historicamente com índices de perdas e inadimplência que estão entre os maiores do Brasil – em parte porque tem que lidar com o tráfico de drogas e as milícias que dominam parte de sua área de concessão. Esse furto de energia tornava mais difícil para a Light entregar as metas de perdas e inadimplências estipuladas no contrato de concessão – fazendo com que a empresa tivesse um retorno abaixo do que precisa, tornando o contrato financeiramente insustentável.  (Brazil Journal)

Light planeja investir R$ 10 bilhões em 5 anos no Rio após renovar concessão

A Light vai investir R$ 10 bilhões nos próximos cinco anos nos 31 municípios de sua área de atuação. O valor é mais que o dobro do realizado nos últimos cinco anos. O plano faz parte da renovação da concessão pelo Ministério de Minas e Energia por mais 30 anos, após recomendação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), na última sexta-feira. O aval para seguir fornecendo energia ocorre após a companhia ter entrado com pedido de recuperação judicial, em 2023, diante do alto endividamento, de quase R$ 11 bilhões, perdas bilionárias com furtos de energia e dificuldades para rolar dívidas. Como concessionárias de energia não podem entrar diretamente em recuperação judicial, o pedido foi feito pela holding Light S.A., controladora. A concessionária atende 4,3 milhões de unidades consumidoras em 31 municípios do Estado do Rio, somando 12 milhões de pessoas. Mas, para o processo de recuperação judicial avançar, era preciso obter a renovação da concessão. Agora, a empresa fará um aumento de capital na distribuidora nos próximos 90 dias, cujo valor deve oscilar entre R$ 1 bilhão e R$ 1,5 bilhão. Vai ainda converter dívidas em ações no valor de R$ 2,2 bilhões. Segundo Alexandre Nogueira, CEO da Light, a continuidade de operações só foi possível com a redução do endividamento por meio da negociação com credores. A empresa chegou ao fim de 2025 com dívida de R$ 6,4 bilhões. (O Globo)

Light, de concessão renovada, investirá R$ 10 bi em cinco anos

Assinado o novo contrato de concessão, para mais 30 anos de prestação de serviços, a Light anuncia nesta segunda-feira (11) um plano de investimentos na rede elétrica de R$ 10 bilhões nos próximos cinco anos, com a meta de melhorar o atendimento ao consumidor. O montante é mais do que o dobro do aportado pela empresa nos últimos três exercícios somados. A renovação da concessão também permitirá à Light encerrar o processo de recuperação judicial, iniciado há três anos, em movimento que passa pela injeção de até R$ 3,7 bilhões no capital da companhia, incluindo o aporte dos acionistas de referência, entre os quais os empresários Ronaldo César Coelho e Carlos Alberto Sicupira, e a conversão de parte da dívida em ações. O presidente da Light, Alexandre Nogueira, disse que a empresa conseguiu destravar investimentos que seriam incertos caso a concessão não fosse renovada. Os desembolsos, afirmou, colocam a empresa em nova fase para melhorar os indicadores de qualidade. Esse processo está em curso e a empresa identifica avanços, como o tempo médio de atendimento (TMA) dos clientes em períodos de interrupção do fornecimento de energia. A Light tinha há anos o pior índice do setor elétrico nessa métrica: em dezembro de 2023 era de 1.251 minutos e, no fim de 2025, ficou em 567 minutos. Outros parâmetros, como o DEC, que mede a duração dos cortes de energia, e o FEC, a frequência, também caíram em três anos. (Valor)

Energisa anuncia R$ 18 bilhões em investimentos após assinar renovação de concessões

A Energisa estimou, nesta sexta-feira (8), investimentos de R$ 18 bilhões nos próximos cinco anos nas distribuidoras de energia elétrica em Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Paraíba e Sergipe, após assinar com o governo federal a renovação das concessões das quatro empresas. Segundo a companhia elétrica, os recursos serão direcionados prioritariamente à ampliação e à modernização da infraestrutura elétrica, “proporcionando maior qualidade, segurança e capacidade de atendimento à população”. O montante previsto está dividido em R$ 9,3 bilhões para Mato Grosso, R$ 4,4 bilhões para Mato Grosso do Sul, R$ 2,8 bilhões para Paraíba e R$ 1,7 bilhão para Sergipe. Grupos que controlam 14 distribuidoras de energia elétrica assinaram, nesta sexta-feira, aditivos contratuais para estender suas concessões na área por mais de 30 anos, sob novas regras criadas pelo governo federal para aprimorar indicadores de qualidade dos serviços prestados e o atendimento aos consumidores. O processo foi considerado um “passo histórico” pelo ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, que estimou R$ 130 bilhões em investimentos pelas distribuidoras até 2030 para os 13 Estados alcançados. Além de empresas da Energisa, estão sendo renovadas concessões da CPFL, Equatorial, EDP, Neoenergia e Light. Ao todo, 16 distribuidoras estão com contratos renovados, de um total de 19 que participam do processo. Faltam ainda definições sobre as renovações das três distribuidoras operadas pelo grupo italiano Enel. A companhia já conseguiu recomendação favorável da Aneel para extensão das concessões no Rio de Janeiro e Ceará, mas a avaliação sobre a Enel São Paulo segue pendente, diante do processo aberto sobre a distribuidora que pode levar à caducidade do contrato. (Valor)

Energisa anuncia aporte de R$ 18 bilhões em 4 Estados

Logo após assinar as renovações dos seus contratos de concessão de energia elétrica, a Energisa anunciou na 6ª feira (8.mai.2026) investimentos de R$ 18 bilhões em Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Paraíba e Sergipe. O montante será dividido da seguinte forma: R$ 9,3 bilhões para Mato Grosso, R$ 4,4 bilhões para Mato Grosso do Sul, R$ 2,8 bilhões para Paraíba e R$ 1,7 bilhão para Sergipe. Os recursos serão direcionados para ampliação e modernização da infraestrutura elétrica dos 4 Estados, que somam cerca de 5,7 milhões de clientes. A soma dos aportes, previstos para o ciclo de 2026 a 2030, é 32% maior do que o investimento do período interior. Os vínculos da companhia com o governo federal nos 4 Estados foram renovados durante cerimônia em Brasília com a presença do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) e do ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira (PSD). No evento, empresas que controlam 14 distribuidoras de energia elétrica assinaram renovações de 30 anos, sob novas regras do governo que endurecem as exigências sobre a prestação dos serviços. “As diretrizes do novo contrato refletem o amadurecimento regulatório e a evolução dos instrumentos contratuais, que passam a incorporar metas mais rigorosas de qualidade, maior atenção à resiliência das redes diante de eventos climáticos extremos e estímulos claros à inovação e à modernização tecnológica”, disse o CEO da Energisa, Ricardo Botelho, que assinou a renovação com Lula e Silveira. (Poder 360)

Aegea e Sabesp se credenciaram para disputar Copasa, dizem fontes

Tanto a Aegea e quando a Sabesp se credenciaram para disputar a privatização da Copasa (Companhia de Saneamento de Minas Gerais), segundo fontes. Ainda não se trata de uma proposta efetiva, mas de um cadastro prévio destinado aos interessados em se tornar sócio de referência da estatal, com 30% das ações. Apenas os grupos inscritos poderão disputar essa vaga, uma vez que a oferta de ações seja lançada, mas o credenciamento não obriga os grupos a, de fato, apresentarem uma proposta. O prazo para o cadastro começou em 24 de abril e se encerrou nesta sexta-feira (8). Fontes a par do tema disseram não ter conhecimento de outros grupos inscritos. A Sabesp já havia confirmado que faria a inscrição, durante teleconferência com analistas realizada na manhã desta sexta, para discutir os resultados do primeiro trimestre. O presidente da empresa, Carlos Piani, disse ainda que a parceria com a Equatorial na disputa não estava confirmada, mas que seria algo positivo, que estava em discussão. Fontes afirmam que as empresas deverão entrar juntas. A Equatorial é a acionista de referência da Sabesp desde meados de 2024, quando a ex-estatal paulista fez sua própria oferta de ações que levou à privatização da companhia. Naquele processo, a Aegea estudou a fundo entrar na disputa, mas acabou ficando de fora devido às regras do processo. A participação da Aegea também vinha sendo dada como certa ao menos nesta etapa, e foi confirmada pela reportagem. Na última semana, o presidente da companhia, Radamés Casseb, afirmou ao Valor que a operadora vinha estudando junto a seus acionistas uma proposta para a Copasa, em um arranjo que poderia envolver um aporte dos sócios e a entrada destes em consórcio com a própria Aegea. (Valor)

Sabesp ‘não vê prejuízo’ em se cadastrar para oferta da Copasa

A Sabesp “não vê prejuízo” em se cadastrar para a oferta de privatização da Copasa (Companhia de Saneamento de Minas Gerais), afirmou o diretor financeiro da empresa, Daniel Szlak. O executivo não confirmou o credenciamento da empresa paulista no processo, mas disse ao Valor que não há “downside” (lado negativo), dado que não se trata ainda de uma proposta efetiva. Termina nesta sexta-feira (8) o prazo para que interessados em se tornar sócio de referência da Copasa façam um cadastro prévio. Apenas os credenciados poderão apresentar ofertas, mas isso não cria uma obrigação de participar da privatização em si. Nesta etapa anterior, os investidores terão que comprovar o atendimento a critérios para se tornar acionista de referência. No mercado, a expectativa é que Sabesp e Aegea se candidatem à disputa. Szlak afirmou que, ao longo do último trimestre, o processo amadureceu, por exemplo com a assinatura do contrato de Belo Horizonte. “Ainda não temos claro como será o processo de leilão, como vai funcionar o bid [a oferta] em si, tem muitas perguntas a serem respondidas. Teve o pronunciamento do TCE [Tribunal de Contas do Estado de Minas Gerais] autorizando o processo, porém não a venda. Temos que ver como isso vai se desenrolar. Mas naturalmente o processo caminhou”, disse. O executivo afirmou ainda que a oferta inicial de ações (IPO, na sigla em inglês) da Compass, vista no mercado como bem-sucedida, é um sinal positivo ao processo. “É encorajador para situações como a da Copasa, que tem tanto uma venda a um sócio referência quanto um componente de mercado.” (Valor)

Novo marco legal do saneamento: fracasso ou limites estruturais?

Nos últimos meses, uma sequência de notícias sobre concessões esvaziadas, revisões de modelagens e redução do interesse privado em projetos de saneamento reacendeu um debate incômodo: o novo marco legal do setor (Lei 14.026/2020) estaria falhando em sua principal promessa: a universalização dos serviços até 2033? A leitura mais imediata atribui essas dificuldades a fatores conjunturais. O aumento do custo de capital, a deterioração das condições macroeconômicas, modelagens excessivamente otimistas e incertezas regulatórias são frequentemente apontados como explicações suficientes. Sim, tais elementos, de fato, ajudam a compreender parte do problema. Mas talvez não sejam suficientes. Há uma dimensão mais estrutural que vem sendo subestimada no debate público. O novo marco do saneamento foi concebido a partir de uma aposta clara: a de que a ampliação da participação privada, combinada com maior competição e segurança jurídica, seria capaz de impulsionar os investimentos necessários à universalização. Ocorre que essa equação encontra limites relevantes em um país profundamente desigual como o Brasil. Dados recentes do Sistema Nacional de Informações sobre Saneamento (SNIS) indicam que, mesmo após avanços pontuais, cerca de 35 milhões de brasileiros ainda não têm acesso à água tratada, enquanto aproximadamente 100 milhões seguem sem coleta de esgoto. Segundo o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), essas carências estão fortemente concentradas nas regiões Norte e Nordeste, onde os indicadores de cobertura são significativamente inferiores à média nacional. (Jota Info)

Saneamento básico avança em São Paulo com aumento de 31% nos investimentos

O saneamento básico avançou no estado de São Paulo com 31% mais investimentos neste primeiro trimestre na comparação com o mesmo período do ano anterior. Foram R$ 3,7 bilhões no período, que contribuíram para que mais pessoas tenham acesso a água e esgoto. O balanço apresentado pela Sabesp mostra que a meta para o período de 2024 a 2026 já alcança 87% para água, 77% na coleta de esgoto e 71% no tratamento. Os investimentos no saneamento básico foram acelerados após a desestatização da Sabesp, em agosto de 2024. A previsão é antecipar a universalização até 2029 com quase R$ 70 bilhões em investimentos. “O aumento de 31% nos investimentos da Sabesp mostra que São Paulo está transformando planejamento em entregas concretas para a população. A universalização do saneamento significa mais saúde, dignidade e segurança hídrica para os paulistas. Nossa diretriz é antecipar essa meta para 2029, quatro anos antes do prazo previsto no Marco Legal do Saneamento”, afirma Natália Resende, secretária de Meio Ambiente, Infraestrutura e Logística. O Governo de São Paulo passou a acompanhar os avanços neste trimestre por meio do Na Rota da Água. A iniciativa dá mais visibilidade às obras de segurança hídrica, reforço de abastecimento e universalização do saneamento nas cidades atendidas pela companhia. (Agência SP)

Mais de 3,8 milhões de pessoas em SP foram beneficiadas com tratamento de esgoto em quase 2 anos

O saneamento básico avançou no estado de São Paulo e já beneficiou 3,8 milhões de pessoas. Quase dois anos após a desestatização da Sabesp, mais de 1,5 milhão de domicílios foram conectados ao sistema de tratamento de esgoto. Atualmente, a companhia conecta, em média, 2,4 mil imóveis por dia à rede de esgoto. O equivalente a uma nova ligação a cada 36 segundos. O volume de novas conexões já supera, em menos de um ano, o total realizado ao longo de anos do programa Novo Rio Pinheiros. Enquanto a iniciativa anterior executou cerca de 650 mil conexões em três anos e meio, a Sabesp alcançou resultado equivalente em aproximadamente dez meses, em um ritmo 4,2 vezes mais rápido. O avanço faz parte do conjunto de ações do Governo de São Paulo para acelerar a universalização do saneamento básico em todo o estado. Além da ampliação da coleta, a companhia também investe na expansão e modernização do sistema de tratamento de esgoto na Região Metropolitana de São Paulo. As cinco estações de tratamento da RMSP estão em processo de ampliação. A ETE Parque Novo Mundo deverá quadruplicar a capacidade até o fim de 2026, enquanto a ETE Barueri passará de 16 m³/s para 24 m³/s. Os resultados ambientais já começam a aparecer. Segundo dados da Sabesp, houve redução de 22% no volume de esgoto lançado sem tratamento na bacia do Alto Tietê após a desestatização. O período também registrou a redução da mancha de poluição do Rio Tietê de 207 para 174 quilômetros, de acordo com estudo da SOS Mata Atlântica. (Agência SP)

Lucro da Copasa recua 14% no 1º trimestre

A Companhia de Saneamento de Minas Gerais (Copasa) obteve um lucro atribuído aos sócios da empresa controladora de R$ 368,1 milhões no primeiro trimestre de 2026. O montante é 14% inferior ao apresentado no mesmo período do ano anterior. Conforme as demonstrações financeiras apresentadas à Comissão de Valores Mobiliários (CVM), a receita com a venda de bens e serviços somou R$ 2,12 bilhões, com alta de 3,2% na base anual. Já a receita líquida pro-forma com os serviços de água, esgoto, e resíduos sólidos totalizou R$ 1,9 bilhão, o que representa um crescimento de 2,5% na base anual. Segundo a companhia, o incremento se explica pela aplicação da 3ª Revisão Tarifária, vigente a partir de janeiro e pelo volume medido de esgoto, que avançou 0,3%, ao passo que o de água caiu 0,4%. Os custos e despesas totalizaram R$ 1,32 bilhão no período, mostrando um aumento de 8% em relação ao primeiro trimestre de 2025. O índice de inadimplência, calculado pela relação entre contas vencidas de 90 a 359 dias e o faturamento acumulado dos últimos 12 meses, passou de 2,91% no fim de 2025 para 3,09%. “Esse movimento está relacionado, principalmente, a um cenário econômico desafiador do país, caracterizado por elevados níveis de endividamento das famílias brasileiras. No mês de março de 2026, houve tendência de recuperação do desempenho arrecadatório e da retomada operacional”, afirmou a Copasa. O resultado financeiro foi negativo em R$ 74,1 milhões nos três primeiros meses de 2026, ante o resultado negativo de R$ 22,4 milhões de um ano antes. A cifra incorpora um efeito negativo de R$ 39,1 milhões associado a juros sobre financiamentos e provisões judiciais, decorrentes principalmente dos maiores volumes de financiamentos contratados. (Valor)

Copasa investiu R$ 695 milhões no 1º trimestre de 2026 e lucrou R$ 368 milhões

A Copasa, companhia de tratamento e distribuição de água e de saneamento, presente em 637 municípios de Minas Gerais, anunciou, na noite de sexta-feira (8/5), que apurou lucro líquido de R$ 368,1 milhões no primeiro trimestre de 2026, 14% menor do que o resultado alcançado no mesmo período de 2025. A empresa também divulgou que o volume de investimento no período alcançou R$ 695 milhões, incluindo capitalizações — valor 28,6% superior ao registrado no mesmo período de 2025. Do total investido, R$ 391,1 milhões foram direcionados a sistemas de abastecimento de água e R$ 184,3 milhões a sistemas de esgotamento sanitário. Segundo a empresa, os recursos foram aplicados em implantação, ampliação, modernização, reposição de ativos, melhoria da eficiência operacional e atendimento a compromissos contratuais em diversos municípios atendidos pela companhia. Em nota, a presidente da Copasa, Marília Carvalho de Melo, comentou o desempenho do período: “O volume de investimentos realizado no primeiro trimestre reforça nosso compromisso com a universalização do saneamento, a segurança hídrica e a qualidade dos serviços prestados aos mineiros. Seguimos avançando com disciplina, tecnologia e eficiência operacional, sempre orientados pelas metas do Marco Legal do Saneamento e pela sustentabilidade econômico-financeira da Companhia”, afirma. A receita líquida de água, esgoto e resíduos sólidos atingiu R$ 1,91 bilhão no 1T26, um crescimento de 2,5% em relação ao mesmo período do ano anterior. O desempenho refletiu, principalmente, o efeito tarifário (reajuste médio de 6,56%) vigente desde 22 de janeiro de 2026, “parcialmente compensado por volumes impactados por menor período de consumo, chuvas intensas e temperaturas mais amenas no trimestre”, informou a companhia. (O Tempo)

Cemig vê GSF maior no 2º semestre e redução da aversão ao risco como oportunidade

A Cemig registrou pressão nos resultados do primeiro trimestre de 2026 diante da alta dos custos de compra de energia e do avanço do risco hidrológico no setor elétrico. O cenário do GSF (Generation Scaling Factor, mecanismo que mede o risco hidrológico das hidrelétricas) deve se tornar mais desafiador no segundo semestre deste ano. Segundo Marcos ‌Vinícius de Castro Lobato, ‌superintendente ​de planejamento da comercialização da empresa, o indicador “pode afundar ainda mais” nos próximos meses. Segundo Marcos ‌Vinícius de Castro Lobato, ‌superintendente ​de planejamento da comercialização da empresa, o indicador “pode afundar ainda mais” nos próximos meses. A redução levou a necessidade de compra de energia no mercado de curto prazo em um cenário de Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) mais elevado, resultando em impacto negativo de R$ 49 milhões no lucro antes de juros impostos depreciação e amortização (Ebitda, na sigla em inglês). A redução levou a necessidade de compra de energia no mercado de curto prazo em um cenário de Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) mais elevado, resultando em impacto negativo de R$ 49 milhões no lucro antes de juros impostos depreciação e amortização (Ebitda, na sigla em inglês). Ainda assim, o executivo reconheceu que a empresa continua exposta aos impactos do GSF, uma vez que a geração hidrelétrica segue representando parcela relevante do portfólio. Segundo ele, os efeitos seriam mais significativos caso a carteira estivesse totalmente concentrada em hidrelétricas. (Megawhat)

Investimentos da Cemig em Minas crescem 22% e chegam a R$ 1,5 bilhão no 1º trimestre de 2026

A Cemig investiu cerca de R$ 1,5 bilhão em Minas Gerais no primeiro trimestre de 2026, valor 22,2% superior ao aplicado no mesmo período de 2025. Até o fim deste ano, a companhia prevê investimentos de aproximadamente R$ 6,73 bilhões no estado, com impacto direto no fornecimento de energia para mais de 9,5 milhões de clientes. O segmento de distribuição concentrou a maior parte dos aportes, somando R$ 1,28 bilhão no período. Entre as principais ações estão a entrega de seis novas subestações e a modernização de uma instalação, ampliando em 107,5 MVA a capacidade de transformação do sistema elétrico. Segundo a companhia, as obras reforçam a segurança do fornecimento e criam condições para atender ao crescimento da demanda em diferentes regiões de Minas Gerais. Ainda na área de distribuição, a empresa construiu 765 quilômetros de redes de baixa e média tensão, ampliando o alcance e a resiliência da rede elétrica nos 774 municípios atendidos pela concessionária. Na Região Metropolitana de Belo Horizonte, a Cemig Distribuição investiu mais de R$ 208 milhões entre janeiro e março deste ano. O valor representa aumento de 60% em comparação ao mesmo período de 2025, quando os investimentos somaram R$ 130 milhões. (O Tempo)

Engie aposta em leilão de baterias ainda neste ano e defende CVaR

A Engie Brasil aposta na realização de um leilão de baterias ainda em 2026 e prepara projetos para o certame que, na avaliação da companhia, poderá contratar entre 2 GW e 5 GW. O Ministério de Minas e Energia (MME) disse que realizaria um leilão de reserva de capacidade na forma de potência (LRCap) para a tecnologia, mas ainda não há definição de diretrizes para este certame, o que levanta dúvidas sobre a viabilidade da concorrência ainda neste ano. “Nós estamos desenvolvendo uma carteira de projetos onde a gente possa desenvolver as baterias. Existem muitas indefinições, mas a gente acredita que deve sim acontecer neste ano, um volume entre 2 GW e 5 GW como está sendo aventado no mercado”, disse o diretor de Energias Renováveis e Armazenamento da Engie, Guilherme Ferrari, durante teleconferência de resultados do primeiro trimestre, realizada nesta sexta-feira, 8 de maio. Na ocasião, o diretor de Gestão e Comercialização de Energia da Engie, Marcos Keller, comentou sobre os parâmetros de aversão ao risco (CVaR) do modelo de formação de preços. Ele avalia que a precificação atual está “realista” em relação à operação, e destaca que há pouco despacho fora da ordem de mérito. (Megawhat)

Justiça libera Eneva de pagar taxa sobre comercialização de gás natural em São Paulo e abre precedente

A Eneva obteve, no fim de abril, uma decisão favorável na Justiça que a libera do pagamento da taxa de fiscalização cobrada sobre o comercializador de gás natural no mercado livre de São Paulo. A decisão no Tribunal de Justiça de São Paulo (TJSP), em 1ª instância, é um marco para o setor, já que, até então, taxas do tipo só haviam sido derrubadas por efeito de liminar – caso de Pernambuco. E pela relevância, claro, de São Paulo, o maior centro industrial e de consumo de gás natural do país. Ao todo, a Arsesp, a agência reguladora paulista, já fixou a cobrança de R$ 5,5 milhões junto a nove comercializadores diferentes, relativos a 2026, de acordo com levantamento da agência eixos. Em 2023, já havíamos alertado por aqui na gas week como a regulação paulista sobre a atividade de comercialização de gás – incluindo aí a cobrança da Taxa de Fiscalização, Controle e Regulação (TFCR) – tinha tudo para se tornar a nova fonte de litígio no mercado. A disputa pelas taxas, aliás, promete escalar para as instâncias superiores e tem os ingredientes para parar no Supremo Tribunal Federal (STF), a exemplo dos conflitos federativos já eclodidos sobre a classificação de gasodutos. A expectativa é que a decisão no TJSP abra precedente para que outros agentes entrem na Justiça pelo mesmo direito. A Eneva ficou dispensada de pagar cerca de R$ 80 mil em 2026, além de cumprir obrigações acessórias redundantes com a regulação federal: como o envio de contratos de ocmpra e venda de gás à agência estadual, uma vez que os documentos já são compartilhados com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). (Eixos)

Gás natural: CNPE fixa meta de descarbonização em 0,5%

O CNPE (Conselho Nacional de Política Energética) estabeleceu em 0,5% a meta para a redução das emissões de gases do efeito estufa do setor de gás natural. O percentual ficou abaixo do estipulado pela lei 14.993 de 2024 (Lei do Combustível do Futuro), que havia fixado o índice inicial em 1%. A medida passou a valer na 4ª feira (6.mai.2026), depois da publicação da resolução no DOU (Diário Oficial da União). A mudança foi justificada pela necessidade de ajustes no mercado de biometano, substituto sustentável ao derivado do petróleo. Segundo o diretor-executivo da ABiogás (Associação Brasileira do Biogás), Tiago Santovito, o setor produtivo considera positiva a meta inicial. Segundo Santovito, já existem volumes vendidos no mercado. “O que a gente, de fato, pode entregar com base em confiança, credibilidade e transparência, é o volume que cumpre os 0,5%”, completou. De acordo com André Galvão, superintendente da Abrema (Associação Brasileira de Resíduos e Meio Ambiente), a avaliação inicial do governo previa uma redução de 0,25%, mas a revisão de parâmetros apresentados pelo setor viabilizou o ajuste para 0,5%. Galvão disse que existem parâmetros mais realistas que poderiam ser apresentados com dados reais das empresas. Ele declarou que “era uma questão de plantas de biometano que estavam para ser inauguradas”. Além da revisão da meta anual, o CNPE determinou a constituição de uma Mesa de Monitoramento do Mercado de Biometano, coordenada pelo Ministério de Minas e Energia, para tentar restabelecer a meta em 1%. (Poder 360)

CCEE vai reter créditos da Tradener e pode ajustar contratos da Electra sem garantia

A Tradener e a Electra sofreram reveses no Tribunal de Justiça do Paraná (TJPR) em ações que envolvem registros de contratos na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Em decisões proferidas nesta sexta-feira, 8 de maio, o desembargador Francisco Cardozo Oliveira, da 17ª Câmara Cível, determinou a retenção cautelar da totalidade dos créditos devidos à Tradener nas liquidações e suspendeu a parte da decisão que obrigava a CCEE a manter o registro e a contabilização dos contratos existentes da Electra sem o aporte de garantias financeiras. No caso da Tradener, a comercializadora não receberá valores nas liquidações enquanto não for apurado se cumpriu corretamente a ordem judicial anterior, que havia suspendido os efeitos da liminar obtida em primeira instância sobre a forma de registro de contratos na CCEE. Isso significa que a empresa precisa comprovar que apresentou uma planilha corrigida “nos estritos termos” da decisão anterior, apenas em contratos em que figura como vendedora, sem alterar contratos em que aparece como compradora. Já a Electra perde a proteção que mantinha seus contratos registrados na CCEE sem o aporte de garantias financeiras, mas continua impedida de ser desligada ou inabilitada do mercado até que o tribunal reavalie a questão. As partes têm cinco dias para apresentar informações complementares sobre os efeitos do desligamento. No caso da Tradener, a decisão também suspendeu efeitos de inadimplência no Mercado de Curto Prazo (MCP) para as contrapartes afetadas. O despacho foi proferido depois que a própria CCEE informou ao tribunal que não tinha condições de apurar, de forma autônoma, a diferença entre os valores dos contratos de compra e venda de energia e os dados informados pela Tradener na planilha questionada.  (Megawhat)

Sexta-Feira 08 de Maio

Destaques: (i) Compass sai no ‘low’ da faixa e levanta R$ 3,2 bi em mercado ardiloso (Brazil Journal); (ii) Em meio a impasse no TCE, Copasa e AMM propõem incluir esgoto em 273 contratos municipais (O Fator); e (iii) CMSE vai decidir se flexibiliza modelo de risco para reduzir preço da energia (Eixos)

Compass sai no ‘low’ da faixa e levanta R$ 3,2 bi em mercado ardiloso

No primeiro IPO na B3 em quase cinco anos, a Compass precificou agora à noite sua oferta inicial de ações no low da faixa indicativa, levantando R$ 3,2 bilhões num mercado tensionado pela guerra no Irã. A oferta, 100% secundária, permitirá à Cosan continuar reduzindo sua dívida líquida, que já caiu de mais de R$ 30 bilhões antes da venda de sua participação na Vale para cerca de R$ 10 bilhões hoje, antes dos recursos da oferta entrarem no caixa. A Cosan, que detinha 88% do capital da Compass, agora ficará com 75,4%. Os investidores que entraram na companhia como private equity são Bradesco Seguros, Atmos Capital, Brasil Capital, Prisma e Núcleo. No agregado, eles venderam cerca de metade de sua posição, ficando com cerca de 6% do capital. Prisma e Núcleo não venderam nada, enquanto a Atmos só vendeu a posição de seus veículos de co-investimento, estruturados para maturar no IPO. O Atmos Ações FIA não vendeu nenhuma ação, e a Compass agora passa a ser uma posição líquida de longo prazo do fundo. No piso da faixa – que ia de R$ 28 a R$ 35 – a Compass foi avaliada em cerca de R$ 20 bilhões, 21% acima da rodada privada que a companhia fez em 2021, quando o negócio foi avaliado em R$ 16,5 bi. De lá para cá, no entanto, a empresa já pagou cerca de R$ 8 bilhões em dividendos e redução de capital. Num mercado impiedosamente volátil em termos de notícias, a estratégia do sindicato foi lançar a oferta já 100% coberta e ancorada por 10 ou 12 investidores.  “A gente ‘de-risked’ o deal pra ele sair bem colocado,” disse um banker do sindicato. “Quando o mercado está voando, você consegue lançar com apenas 30% ou 40% de ancoragem, mas nesse mercado achamos prudente ancorar 100% porque, se desse uma dor de barriga, a gente apertava aqui e ali e ainda conseguia fazer o deal.” (Brazil Journal)

Em meio a impasse no TCE, Copasa e AMM propõem incluir esgoto em 273 contratos municipais

A proposta de renovação de contratos municipais de concessão apresentada pela Companhia de Saneamento de Minas Gerais (Copasa) e pela Associação Mineira de Municípios (AMM) ao Tribunal de Contas do Estado (TCE-MG) prevê a inclusão dos serviços de tratamento de esgoto nos vínculos de 273 municípios que, hoje, são atendidos pela empresa apenas com o abastecimento de água. A extensão para o esgotamento está atrelada à antecipação de receitas tarifárias até 2028 e à assinatura de novas concessões válidas até 2073. O termo de autocomposição, construído em Mesa de Conciliação coordenada pelo conselheiro Agostinho Patrus, ainda será submetido à análise da Unidade Técnica e à manifestação do Ministério Público de Contas antes de ir a julgamento no Plenário, em um momento em que o tribunal mantém sob escrutínio a modelagem e o valuation da estatal no processo de privatização. A Mesa foi instalada no TCE-MG a pedido da Copasa e da Advocacia-Geral do Estado (AGE), após auditoria operacional que identificou gargalos na coleta e, sobretudo, no tratamento de esgoto em Minas. O foco da negociação passou a ser o grupo de 273 municípios em que a Copasa já opera o fornecimento de água, mas não presta o serviço de esgotamento. Segundo dados apresentados ao tribunal, a maioria dessas cidades é de pequeno porte: 224 têm menos de 11 mil habitantes. Hoje, cerca de 47% desse conjunto conta com coleta de esgoto sem tratamento adequado, e apenas 9,8% realiza o tratamento efetivo dos efluentes. A proposta da Copasa e da AMM busca converter esses contratos em instrumentos alinhados ao novo Marco do Saneamento, com metas de universalização até 2033 para água e esgoto. (O Fator)

CMSE vai decidir se flexibiliza modelo de risco para reduzir preço da energia

O setor elétrico está dividido quanto ao nível de aversão ao risco adotado na formação de preços de energia no país. De um lado, uma flexibilização nesse critério pode aliviar os preços no curto prazo. Mas alguns agentes apontam que a alteração gera uma potencial ameaça que pode levar a maiores custos no futuro. O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) pode decidir este mês sobre o parâmetro a ser adotado no próximo ano. O critério passa por uma revisão anual e, neste momento, está em debate o modelo a ser adotado para 2027. A discussão diz respeito ao nível de remuneração das hidrelétricas, em troca da segurança do sistema. Na prática, é o equilíbrio do sistema elétrico brasileiro para lidar com a abundância de recursos, que incluem a energia armazenada nas hidrelétricas, as termelétricas despacháveis e as renováveis, assim como a gestão desses recursos de maneira integrada, em todo o território nacional. Aumentar a segurança — reduzindo a aversão ao risco — tem, portanto, um custo para remunerar os agentes. Com o encerramento da consulta pública, o assunto pode ser decidido já na próxima reunião do CMSE, prevista para 13 de maio. O prazo final para a decisão é em junho.  Consumidores e comercializadores têm defendido uma flexibilização nos critérios de aversão ao risco, pois consideram que o modelo está muito conservador e que isso leva a um aumento nos preços de energia desnecessário. “A energia está custando 30% mais caro do que ela deveria e isso está impactando a competitividade da indústria brasileira e do comércio”, diz a CEO da comercializadora Comerc Energia, Clarissa Sadock. (Eixos)

IPO da Compass movimenta R$ 3,2 bi e quebra entressafra de ofertas iniciais na B3

A Compass, empresa do setor de gás do grupo Cosan, emplacou sua oferta inicial de ações (IPO, na sigla em inglês) na bolsa brasileira quebrando um jejum de quase cinco anos sem nenhuma estreia, no maior período de seca em mais de quatro décadas. A operação somou R$ 3,2 bilhões, com a venda do lote principal e parte dos extras. A transação foi integralmente secundária, ou seja, com a venda de ações detidas por acionistas. A companhia chega, com isso, avaliada em R$ 20 bilhões na B3. A Compass estreará suas ações na próxima segunda-feira, dia 11. A ação foi batizada com o ticker “PASS” e será listada no Novo Mercado, segmento de listagem da B3. Para se ter uma dimensão temporal, os últimos IPOs na B3 ocorreram ainda em 2021 e em momento de isolamento social na pandemia, sendo que a comemoração para a estreia dessas empresa, com o clássico toque do sino, ocorreu majoritariamente on-line. Dessa vez, a expectativa é de casa cheia na sede da bolsa. A ação foi precificada em R$ 28, no piso da faixa indicativa de preço, que foi estabelecida em até R$ 35. Foram vendidas, no total, 89.285.714 ações, o correspondente à oferta base. Foram ainda alocados R$ 375 milhões do lote suplementar e R$ 325 milhões do adicional (correspondente à 25% do total disponibilidado). Foram coordenadores da oferta BTG Pactual, Bank of America (BofA), Bradesco BBI, Citi, Itaú BBA, Santander, J.P. Morgan, XP, BNP Paribas e UBS BB. (Valor)

Compass levanta R$ 3,2 bilhões com oferta de ações e encerra jejum de IPOs na B3

A Compass, companhia de gás e energia da Cosan, precificou nesta quinta-feira (7) seu IPO (oferta inicial de ações, em inglês) em R$ 28 por ação, piso do valor indicado pela companhia em fato relevante divulgado no mês passado. Foram levantados cerca de R$ 3,2 bilhões, segundo pessoas que acompanharam o processo. Com isso, a empresa vai estrear na B3 com valor de mercado de R$ 20 bilhões. A abertura de capital da Compass encerra um jejum de quase cinco anos na B3 sem a entrada de novas companhias. Além de movimentar o mercado, a iniciativa do conglomerado é tida como uma forma de aliviar a crise da Cosan, que lida com dificuldades operacionais e administra uma saída para o colapso financeiro da Raízen, atualmente em recuperação extrajudicial e com mais de R$ 65 bilhões em dívidas. Nessa rodada, a oferta foi 100% secundária, tendo como principais acionistas vendedores a Cosan, fundos da gestora Atmos, Bradesco, Brasil Capital e o BTG Pactual. Neste tipo de oferta, o dinheiro não é revertido para o caixa da empresa, mas vai direto para o bolso dos vendedores. O apetite dos investidores foi alto, já que foram vendidas pouco mais de 89 milhões das ações em oferta secundária, o correspondente a R$ 2,5 bilhões. A companhia ainda abriu dois lotes complementares: um de R$ 375 milhões e outro de R$ 325 milhões. Ambas as ofertas só seriam acionadas em caso de demanda adicional dos investidores no pacote base. Segundo pessoas que acompanham a abertura, 60% dos investidores são estrangeiros, sinalizando alto interesse pelo Brasil. Desses acionistas que entraram no negócio, cerca de 70% estão classificados como investidores de longo prazo. A oferta foi coordenada pelo BTG Pactual, Bank of America, Bradesco, BBI, Citi, Itaú BBA, Santander, J.P. Morgan, XP, BNP Paribas e UBS BB. Internamente, a aceitação é vista como positiva diante de variáveis do mercado doméstico, como as eleições e juros em alta, além da volatilidade no ambiente externo, com a guerra no Oriente Médio. (Folha)

Compass fixa preço de R$ 28 por ação em IPO que pode alcançar R$ 3,2 bi

A ⁠Compass Gás e Energia ⁠informou na madrugada desta sexta-feira ‌que o preço em sua oferta pública inicial de ações (IPO na ‌sigla em inglês) será de R$ 28 por ação, valor mínimo da faixa indicativa anunciada pelo grupo, segundo fato relevante. De acordo com o ⁠documento, ‌a oferta perfaz um total ⁠de R$2,82 bilhões mediante a venda de 100,9 milhões de ações ordinárias, acrescentou a empresa que pertence ao conglomerado Cosan. No ​final de abril, o grupo indicou que o preço por ação ​seria entre R$28 e R$35. Em fato relevante separado, a Cosan informou que vendeu 76,8 milhões de ações e que outorgou opção ‌de lote suplementar ​de até 13,4 milhões de ações, equivalente a até 15% do total das ações da ⁠oferta ​base ao ​mesmo preço por ação. Neste caso, acrescentou a Cosan, ⁠o montante total ​da oferta poderá alcançar até R$3,20 bilhões, com a Cosan recebendo R$2,53 ​bilhões. Em decorrência da oferta, a participação da Cosan na Compass ​passará a ⁠ser de 77,25%, em comparação com o atual ⁠controle de 88%, podendo ser reduzida para 75,37% em caso de colocação integral das ações suplementares. (Info Money)

Copasa e AMM entram em acordo sobre privatização e saneamento

A Companhia de Saneamento de Minas Gerais (Copasa) e a Associação Mineira de Municípios (AMM) chegaram a um consenso na mesa de conciliação na manhã desta quinta-feira (7/6), e o Tribunal de Contas de Minas Gerais (TCE-MG) concluiu, então, a mediação conduzida desde dezembro do ano passado, após a terceira reunião entre as partes. Coordenada pelo conselheiro Agostinho Patrus, a conciliação tratou da inclusão dos serviços de esgotamento sanitário em 273 municípios mineiros que já possuem contratos de abastecimento de água com a companhia, além de questões relacionadas ao processo de desestatização da empresa, ainda em andamento. A conclusão representa uma “virada de chave” em relação à última reunião, em 12 de março, encerrada sem perspectiva de acordo entre as partes. Desta vez, a presidente da Copasa, Marília Melo, participou do encontro. Ela vinha sendo alvo de críticas reservadas de integrantes da mesa por não ter comparecido às reuniões anteriores e ter enviado representantes de escalões inferiores para conduzir as discussões com a AMM e o TCE-MG. A AMM criticava o que classificava como uma tentativa da Copasa de firmar novos contratos com os municípios de forma impositiva, acelerada e superficial. A companhia buscava unificar o prazo de vencimento das concessões até 2073, como estratégia para ampliar a segurança jurídica de investidores interessados e elevar o valor da empresa. À época presidida por Luís Eduardo Falcão (Republicanos), a associação afirmou que uma das principais demandas apresentadas era a inclusão, nas condições de uma eventual privatização da Copasa, da obrigação de que cerca de 300 municípios hoje atendidos apenas com abastecimento de água passem também a contar com serviço de esgotamento sanitário da companhia. A entidade representa 842 municípios mineiros, grande parte deles atendidos pela estatal. (O Tempo)

Adesão de hidrelétricas ao UBP soma R$ 5,24 bi e fica abaixo da previsão

A adesão das hidrelétricas à repactuação do saldo do UBP (Uso de Bem Público) somou R$ 5,24 bilhões, valor inferior à estimativa inicial da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), que projetava arrecadação de R$ 7,87 bilhões. A diferença frustrou a expectativa de consumidores, já que os recursos serão destinados à modicidade tarifária e poderiam proporcionar um alívio maior nas contas de energia elétrica. Ao todo, 29 hidrelétricas manifestaram interesse na repactuação dos valores de UBP, encargo pago pelas usinas à União pelo direito de exploração do potencial hidráulico. Os recursos arrecadados serão direcionados à CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), fundo bancado pelos consumidores para subsidiar políticas públicas, e utilizados exclusivamente para reduzir tarifas no Ambiente de Contratação Regulada (ACR), especialmente para consumidores das regiões Norte e Nordeste. A expectativa da Aneel era arrecadar R$ 7,87 bilhões com a medida. Desse total, R$ 1,227 bilhão correspondia a usinas operadas por consórcios. Na prática, nem todos os empreendimentos aderiram integralmente ao mecanismo, enquanto alguns consórcios optaram por adesões parciais, reduzindo o montante final que entrará na CDE. O resultado menor reduz o potencial de impacto tarifário esperado pelo governo e pela agência reguladora. O saldo da repactuação deverá ser repassado às distribuidoras em julho, com reflexos nas tarifas cobradas dos consumidores regulados. Entre os maiores valores repactuados estão as usinas Cana Brava, da Engie Brasil, com R$ 1,7 bilhão, Ponte de Pedra, também da Engie, com R$ 653,2 milhões, e o complexo Fundão/Santa Clara, da Elejor, com R$ 420,6 milhões. A UHE Porto Estrela, controlada pela Aliança Geração e pela Coteminas, somou cerca de R$ 450 milhões em adesões totais. Já a UHE Serra do Facão aderiu com R$ 1,1 bilhão. (CNN Brasil)

LRCAP 2026: segurança energética e os sinais de um sistema em transição

O Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP), realizado em março de 2026, marcou um movimento relevante do setor elétrico brasileiro ao contratar cerca de 19 gigawatts (GW) de potência. O leilão reforça a prioridade dada à segurança energética em um sistema cada vez mais dependente de fontes renováveis, e indica alguns caminhos que vêm sendo adotados para lidar com esse desafio. A expansão acelerada da geração eólica e solar tem transformado a matriz elétrica brasileira, com ganhos importantes em custo e sustentabilidade. Ao mesmo tempo, a variabilidade dessas fontes exige mecanismos capazes de assegurar o atendimento à demanda em momentos críticos. É nesse contexto que o LRCAP se insere. Diferentemente dos leilões tradicionais, voltados à contratação de energia, o foco aqui é a disponibilidade de capacidade, de modo a garantir potência quando necessário. A magnitude da contratação mostra que a confiabilidade deixou de ser um tema periférico e passou a ocupar um espaço importante no planejamento do setor. O resultado do leilão foi marcado pela forte participação de usinas termelétricas, especialmente a gás natural, refletindo o papel dessas fontes como geração despachável. Não chega a ser surpresa, já que o próprio conjunto de projetos cadastrados já apontava nessa direção. Ainda assim, o resultado evidencia uma tendência: mesmo com o avanço das renováveis, a expansão do sistema segue apoiada, em parte, em tecnologias convencionais para garantir estabilidade. Parte da capacidade contratada está associada a usinas existentes sem contratos ou com contratos próximos do vencimento. A contratação realizada no LRCAP representa um compromisso financeiro relevante e dá a dimensão do peso econômico associado à garantia de capacidade. Como se trata de um pagamento pela disponibilidade, e não necessariamente pela geração de energia, o leilão explicita um trade-off recorrente no setor: o custo de manter o sistema seguro frente à crescente participação de fontes intermitentes. (Exame)

Leilão de capacidade é uma evolução que precisa ser comemorada

O mais recente Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP), realizado em março passado e considerado o maior já realizado na área de energia do país, representou a contratação de 19,47 gigwats de potência para o sistema, com cerca de 100 empreendimentos vencedores e investimentos avaliados em R$ 64,5 bilhões, movimentando uma receita total de R$ 515, 7 bilhões. Toda essa energia térmica contratada representa, antes de mais nada, uma base firme e segura para a manutenção e ampliação das nossas fontes nesses tempos de alta demanda elétrica e conflitos geopolíticos que ameaçam o abastecimento de energia em todo o planeta. O LRCAP é um instrumento estrutural e fundamental para o futuro do sistema elétrico brasileiro. Ele não trata apenas de expandir geração, mas de garantir potência disponível nos momentos críticos, algo cada vez mais relevante numa matriz com alta participação de fontes renováveis intermitentes. Com tantos benefícios em jogo, não faz nenhum sentido as tentativas de anular o leilão e interromper um processo urgente e inadiável, inclusive para novos investimentos no nosso parque renovável. Entre as principais vantagens que o LRCAP traz para o nosso sistema estão a redução do risco de apagões e déficit de potência; a viabilização e expansão das renováveis com segurança; a maior flexibilidade operacional do sistema; a redução de custos no médio e longo prazo; o estímulo a investimentos e desenvolvimento econômico; a diversificação e modernização da matriz elétrica; e a maior previsibilidade para possibilitar planejamento de longo prazo. Isso sem falar no preço. Se houvesse um novo leilão hoje, o nível de deságio seria zero e possivelmente daria “deserto”, devido à situação geopolítica internacional e ao aumento de todos os custos de operação e construção de novas usinas. Então, ao invés de questionar, o Brasil hoje precisa comemorar o sucesso desse leilão. (CNN Brasil)

Leilão de reserva de capacidade causa novo “choque” no setor elétrico

Menos de dois meses após ser realizado, o Leilão de Reserva de Capacidade na Forma de Potência (LRCAP), marcado por ágio baixo (5,5%) e impacto elevado na conta de luz, continua rendendo polêmica. Desta vez, um relatório da Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, assinado pelo deputado Danilo Forte (PP-CE), propõe a suspensão do LRCAP pelo Tribunal de Contas da União (TCU) por conta de inúmeras irregularidades do certame, abrindo uma nova crise no já conturbado setor elétrico. Organizado pela Aneel – agência reguladora do setor elétrico -, o objetivo era contratar usinas termelétricas a gás natural, carvão mineral, óleo combustível e biodiesel, além de hidrelétricas, para serem acionadas nos horários de pico, entre 18 horas e 19 horas, quando a geração solar cai, a iluminação pública é acionada e o uso de eletrodomésticos dispara, exigindo do sistema potência firme e imediata principalmente das térmicas. O leilão gerou mais de 100 contratos em 20 estados, somando R$ 515,7 bilhões, com a contratação de 18.977 MW de potência. Os vencedores terão direito a uma receita fixa anual de R$ 38,9 bilhões, em troca da disponibilidade de potência ao sistema. Pelo valores envolvidos, o leilão do LRCAP era aguardado com ansiedade pelas empresas do setor elétrico – muitas delas amargando prejuízos com o curtailment, os cortes de geração renovável do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), por causa da sobeorfeta de energia durante o dia. Isso porque os contratos terão duração de dez anos para usinas existentes e de 15 anos para novos empreendimentos e ampliações. A definição dos vencedores passou por um critério que combina preço e desempenho operacional. (Neo Feed)

Investimento em medidores inteligentes pode chegar a R$ 35 bilhões no Brasil, diz Envol

O Brasil precisará instalar entre 60 milhões e 70 milhões de medidores inteligentes nos próximos dez anos para viabilizar a digitalização da rede elétrica e a abertura do mercado livre de energia aos consumidores de baixa tensão,movimentando algo em torno de até R$ 35 bilhões em investimentos. Para o CEO da Envol Energy Consulting, Alexandre Viana, o avanço desses equipamentos no Brasil exigirá a criação de políticas públicas de incentivo à fabricação nacional dos aparelhos. Ele também lembra que os medidores inteligentes registram o consumo e a geração de energia em intervalos horários, permitindo medir com precisão quanto cada consumidor utiliza ou injeta na rede elétrica. Desta forma, Viana vê que os equipamentos terão papel central na transição energética, ao permitir uma valoração mais precisa da energia ao longo do dia e evitar distorções na forma como o consumo e a remuneração da eletricidade são realizados. “Não se trata apenas de uma evolução tecnológica, mas de um elemento estruturante para a modernização do setor elétrico. Deveríamos discutir uma política industrial para o medidor eletrônico ou, ao menos, reduzir a dependência da importação desses equipamentos”, afirma. Na avaliação da consultoria, a demanda por medidores inteligentes tende a crescer com a abertura gradual do mercado livre de energia no Brasil. A Lei 15.269/2025 estabelece que consumidores comerciais e industriais de baixa tensão poderão migrar para o mercado livre em até 24 meses após a publicação da norma, enquanto consumidores residenciais terão esse direito em até 36 meses. Com essa mudança, o setor elétrico tende a se tornar cada vez mais orientado pela escolha do consumidor, tornando os medidores inteligentes essenciais para o funcionamento do sistema. (Megawhat)

Conta Bandeiras repassa R$ 102 milhões às distribuidoras

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) estabeleceu em R$ 102 milhões o montante da Conta Bandeiras para fins da liquidação junto à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), nas contas vinculadas às operações do mercado de curto prazo, referente à contabilização do mês de competência de março de 2026. Os valores a serem repassados pela conta às concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica credoras, até 11 de maio de 2026. A Enel São Paulo receberá o maior repasse, de R$ 9,4 milhões, seguida pela Cemig (R$ 7 milhões) e CPFL Paulista (R$ 5,7 milhões). Já os valores a serem repassados à Conta Bandeiras pelas empresas devedoras, até 7 de maio de 2026, ficou em R$ 792,69, envolvendo a Cerpalo e a Coopera. As concessionárias e permissionárias inadimplentes e credoras nesta liquidação terão seus créditos retidos para abatimento dos débitos de competências anteriores. A Secretaria de Transição Energética e Planejamento deferiu o pedido de prorrogação do prazo da outorga da hidrelétrica Suíça, que teve sua titularidade transferida para a Statkraft Energias Renováveis S.A. (Megawhat)

Energia renovável e data centers: a vantagem competitiva do Brasil

O Brasil enfrenta um paradoxo energético cada vez mais evidente: ao mesmo tempo em que amplia sua capacidade de geração renovável, especialmente eólica e solar, também desperdiça parte relevante dessa energia por limitações entre a oferta e a demanda de energia. Esse desperdício não é marginal. Ele tem nome — curtailment — e vem crescendo de forma consistente, sobretudo em regiões como o Nordeste, onde a expansão da geração superou a capacidade de escoamento e a demanda local. Enquanto isso, no cenário global, cresce de forma acelerada a demanda por eletricidade para sustentar a economia digital. Data centers, inteligência artificial, computação em nuvem e processamento intensivo de dados para mineração de criptomoedas passaram a disputar energia como insumo estratégico. A convergência dessas duas forças revela uma oportunidade clara: transformar excedentes de energia renovável em base para uma nova fronteira de crescimento econômico. Data centers deixaram de ser apenas suporte tecnológico. Hoje, são ativos estratégicos, comparáveis a portos, ferrovias ou redes de transmissão. Seu consumo é intensivo, contínuo e previsível — características que, no contexto brasileiro, os posicionam como candidatos naturais para absorver excedentes de geração renovável. Mais do que isso, determinadas cargas digitais, como a mineração de dados em larga escala, oferecem um atributo ainda mais valioso: flexibilidade operacional. Essas operações podem modular seu consumo em tempo real, reduzindo a carga em momentos de maior estresse do sistema e aumentando a demanda quando há sobra de energia. Na prática, funcionam como um mecanismo adicional de equilíbrio, algo historicamente escasso no setor elétrico. (CNN Brasil)

Polo energético nacional: o Nordeste como protagonista do século 21

Data centers de escala global, mineração de baixo carbono, hidrogênio verde (H2V), eletrificação veicular e a revolução dos fertilizantes. O que antes parecia uma lista de desejos para o futuro distante, hoje compõe importante pauta econômica brasileira, tendo o Nordeste como epicentro. A região, historicamente vista sob o prisma da escassez, consolidou-se como a maior fronteira de abundância energética do país, e agora enfrenta o desafio de transformar essa energia em desenvolvimento industrial tangível e riqueza retida no território. Recentemente, projetos de magnitude bilionária começaram a redesenhar o mapa de investimentos da região. No Rio Grande do Norte, projetos de hidrogênio verde na ordem de R$ 12 bilhões prometem não apenas a exportação de combustível limpo para o mercado europeu, mas também o processamento e a produção de insumos para fertilizantes. Em um país que importa cerca de 85% dos fertilizantes que utiliza, a produção potiguar e regional surge como uma questão de soberania nacional e segurança alimentar. Simultaneamente, o governo do Ceará anunciou um marco para a economia digital: um projeto de R$ 200 bilhões para a instalação do maior data center da América Latina, com uma demanda de 200 MW de processamento. A escolha não é por acaso. Data centers são, em essência, grandes consumidores de energia. Ao posicionar esses equipamentos no Nordeste, o estado aproveita a conectividade dos cabos submarinos e a oferta de energia renovável para atrair a infraestrutura que sustentará a inteligência artificial e o big data nas próximas décadas. (Eixos)

GCL analisa desafios estruturais e oportunidades para o mercado solar no Brasil

O mercado de energia solar na América Latina vive um momento de transição, marcado por desafios estruturais, como o curtailment e limitações na rede elétrica, ao mesmo tempo em que novas tecnologias e demandas energéticas abrem oportunidades relevantes para o setor. Em entrevista, Claudio Loureiro, Country Manager da GCL no Brasil, detalha a atuação da companhia na região, analisa o cenário atual do mercado e aponta caminhos para o desenvolvimento sustentável da indústria fotovoltaica nos próximos anos. A GCL Systems Integration atua no mercado latino-americano há quase 10 anos e já acumula mais de 1 GWp instalado desde 2017, com forte presença no Brasil, tanto em geração distribuída quanto em geração centralizada. Nossos módulos estão presentes em projetos de grande porte com desempenho consistente, frequentemente reconhecidos em rankings do setor e negociados entre grandes players do mercado. É importante destacar que fazemos parte de um grupo que também atua na produção de silício grau solar, sendo o segundo maior fabricante global. Utilizamos a tecnologia proprietária FBR, que consome cerca de 75% menos energia em comparação ao processo tradicional Siemens, o que resulta em uma pegada de carbono significativamente menor. Além do Brasil, temos atuação relevante em países como Colômbia e México, além de presença em mercados como Argentina, Chile, Peru e Caribe. Como fabricante registrado entre os dez maiores do mundo em 2025, nosso foco está na sustentabilidade do negócio nos pilares financeiro, ambiental e social. (Canal Solar)

Fox ESS lidera mercado global de armazenamento residencial em 2025

A Fox ESS foi apontada como a principal fornecedora global de armazenamento de energia residencial em 2025, segundo o relatório Residential Energy Storage Market Tracker, da S&P Global. O levantamento considera o volume de remessas em MWh no segmento residencial. Além da liderança global, a companhia também alcançou a primeira posição nos mercados da Alemanha e do Reino Unido, consolidando sua atuação em regiões consideradas estratégicas para o setor de energia renovável. De acordo com a empresa, sua participação no mercado global cresceu 50% em comparação com 2024. A expansão internacional também foi acompanhada pelo aumento da estrutura operacional. Desde o fim de 2024, o número de funcionários dobrou, ultrapassando 5 mil colaboradores em abril de 2026. Como parte da estratégia de expansão, a Fox ESS inaugurou novos escritórios regionais, incluindo uma unidade em Sydney, fortalecendo o suporte local a clientes e parceiros. O CEO da companhia, Michael Zhu, afirmou que o desempenho reflete os investimentos em inovação, qualidade de produto e soluções voltadas à independência energética residencial e comercial. A empresa também ampliou ações de branding global por meio da campanha “Champion’s Choice”, que associa a marca a atletas de destaque internacional. Na Austrália, a iniciativa contou com a participação do ex-nadador olímpico Ian Thorpe. Segundo a Fox ESS, os investimentos contínuos em pesquisa e desenvolvimento incluem melhorias em transporte, instalação e experiência do usuário. A companhia mantém uma equipe com mais de 400 especialistas em P&D e aposta em soluções digitais integradas, como o aplicativo FoxCloud, voltado ao monitoramento e gerenciamento inteligente de energia residencial. (Canal Solar)

Sabesp ‘não vê prejuízo’ em se cadastrar para oferta da Copasa

A Sabesp “não vê prejuízo” em se cadastrar para a oferta de privatização da Copasa (Companhia de Saneamento de Minas Gerais), afirmou o diretor financeiro da empresa, Daniel Szlak. O executivo não confirmou o credenciamento da empresa paulista no processo, mas disse ao Valor que não há “downside” (lado negativo), dado que não se trata ainda de uma proposta efetiva. Termina nesta sexta-feira (8) o prazo para que interessados em se tornar sócio de referência da Copasa façam um cadastro prévio. Apenas os credenciados poderão apresentar ofertas, mas isso não cria uma obrigação de participar da privatização em si. Nesta etapa anterior, os investidores terão que comprovar o atendimento a critérios para se tornar acionista de referência. No mercado, a expectativa é que Sabesp e Aegea se candidatem à disputa. Szlak afirmou que, ao longo do último trimestre, o processo amadureceu, por exemplo com a assinatura do contrato de Belo Horizonte. “Ainda não temos claro como será o processo de leilão, como vai funcionar o bid [a oferta] em si, tem muitas perguntas a serem respondidas. Teve o pronunciamento do TCE [Tribunal de Contas do Estado de Minas Gerais] autorizando o processo, porém não a venda. Temos que ver como isso vai se desenrolar. Mas naturalmente o processo caminhou”, disse. O executivo afirmou ainda que a oferta inicial de ações (IPO, na sigla em inglês) da Compass, vista no mercado como bem-sucedida, é um sinal positivo ao processo. “É encorajador para situações como a da Copasa, que tem tanto uma venda a um sócio referência quanto um componente de mercado.” (Valor)

Sabesp (SBSP3) tem lucro 32% maior no 1º trimestre, que vai a R$ 1,55 bilhão

A ⁠Sabesp (SBSP3) teve lucro líquido ajustado ‌de R$ 1,55 bilhão no primeiro trimestre, crescimento de ‌32,2% sobre igual período do ano passado, segundo balanço publicado nesta quinta-feira pela maior empresa de água ⁠e ‌saneamento da América Latina. A ⁠companhia apurou um crescimento de 26% no resultado operacional medido pelo Ebitda, para R$3,8 bilhões, no ​trimestre, apoiado em redução de quadro de funcionários, ​otimização de custos com energia por conta de migração para o mercado livre e menor ‌provisão para inadimplência. Analistas, ​em média, esperavam Ebitda de R$3,99 bilhões para a Sabesp no ⁠primeiro ​trimestre, segundo ​dados da LSEG. A empresa teve receita ⁠líquida ajustada de ​R$ 6 bilhões, crescimento anual de quase 11% impulsionado por ​maiores tarifas e eliminação de descontos para grandes ​clientes. A ⁠Sabesp encerrou março com uma dívida ⁠líquida de R$ 32,5 bilhões e caixa disponível de R$ 19,2 bilhões. (Info Money)

Sabesp (SBSP3) tem lucro líquido de R$ 1,55 bilhão no 1º trimestre, alta de 32%

A Sabesp (SBSP3) teve lucro líquido ajustado de R$ 1,55 bilhão no primeiro trimestre de 2026, crescimento de 32,2% sobre igual período do ano passado, segundo balanço publicado nesta quinta-feira (7) pela maior empresa de água e saneamento da América Latina. A companhia apurou um crescimento de 26% no resultado operacional medido pelo Ebitda, para R$ 3,8 bilhões, no trimestre, apoiado em redução de quadro de funcionários, otimização de custos com energia por conta de migração para o mercado livre e menor provisão para inadimplência. Analistas, em média, esperavam Ebitda de R$ 3,99 bilhões para a Sabesp no primeiro trimestre, segundo dados da LSEG. A empresa teve receita líquida ajustada de R$ 6 bilhões, crescimento anual de quase 11% impulsionado por maiores tarifas e eliminação de descontos para grandes clientes. A Sabesp encerrou março com uma dívida líquida de R$ 32,5 bilhões e caixa disponível de R$19,2 bilhões. (Money Times)

Engie tem receita maior no 1º tri, mas lucro cai 4,1%, para R$ 792 milhões

A Engie registrou lucro líquido de R$ 792 milhões no primeiro trimestre deste ano, o que correspondeu a uma queda de 4,1% em relação aos R$ 826 milhões apurados em igual período em 2025. Segundo a empresa, o resultado foi impactado principalmente pelo resultado financeiro, que absorveu parcialmente o crescimento registrado. A receita líquida da Engie avançou 13,1% no trimestre encerrado em março, ante o período janeiro-março do ano passado, para R$ 3,4 bilhões. O lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda, na sigla em inglês) da Engie cresceu 10% no primeiro trimestre, na comparação anual, para R$ 2,24 bilhões. Em comunicado, o presidente da Engie Brasil, Eduardo Sattamini, afirmou que os resultados comprovam a consistência da estratégia da companhia e demonstram que a elevada disponibilidade dos ativos de geração contribuíram para impulsionar a receita. “Também avançamos na implantação de novos projetos e mantivemos atuação estratégica nos leilões, reforçando nosso compromisso com a expansão e a geração de valor sustentável no longo prazo”, disse Sattamini. Ainda de acordo com a Engie, os investimentos totais no primeiro trimestre somaram R$ 219 milhões, sendo destinados a projetos de infraestrutura de transmissão e de geração renovável. A dívida líquida da companhia cresceu 20,9% no período, para R$ 24,98 bilhões. (Valor)

Lucro da Engie Brasil Energia (EGIE3) recua 4,1% no 1º tri

A Engie Brasil Energia (EGIE3) teve lucro líquido ajustado de R$789 milhões no primeiro trimestre, 4,1% abaixo do apurado em igual período do ano anterior, segundo balanço divulgado nesta quinta-feira. Já o lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda) da Engie Brasil Energia alcançou R$2,2 bilhões no trimestre, aumento de 10% na comparação anual. Analistas, em média, esperavam Ebitda de R$1,8 bilhão para a Engie no período, segundo dados da LSEG. (Info Money)

R$ 5 milhões em IA e tecnologia: programa da ENGIE quer turbinar a energia solar no Brasil

A ENGIE Brasil acaba de dar um passo na direção de um parques solares mais inteligentes e eficientes. A empresa assinou os três primeiros contratos do InovaSolar, programa de inovação aberto que recebeu 141 propostas de startups, universidades e institutos de pesquisa de todo o Brasil. No total, R$ 5 milhões serão investidos nas iniciativas selecionadas, todas desenvolvidas no âmbito do Programa de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I) da ANEEL. Um deles é o projeto StringVision, desenvolvido pelo NEPEN e pelo Instituto Atlântico, ambos do Ceará, que propõe o uso de visão computacional para detectar falhas em tempo real nas caixas elétricas que centralizam a conexão dos painéis fotovoltaicos. A solução promete ser mais assertiva do que os métodos de inspeção atuais e será testada no Conjunto Fotovoltaico Floresta, em Areia Branca (RN), ao longo de 12 meses. Já o Centro de Pesquisa Lactec, do Paraná, vai desenvolver o Smart Tracker, uma ferramenta para prever danos e monitorar o comportamento estrutural dos trackers, estruturas que movimentam os painéis para acompanhar o sol ao longo do dia. O projeto tem duração de 18 meses e será aplicado em uma usina da companhia ainda a ser definida. O terceiro contrato foi fechado com a startup catarinense The Insight, responsável pelo SolarCleanAI. Em seis meses, a empresa vai desenvolver uma plataforma que usa inteligência artificial e dados climáticos para otimizar o planejamento da limpeza de módulos fotovoltaicos. O piloto será no Complexo Solar Lar do Sol, em Pirapora (MG). (Exame)

Lucro da Alupar recua 34% no 1º trimestre

A Alupar, que atua com transmissão e geração de energia elétrica, encerrou o primeiro trimestre de 2026 com um lucro líquido de R$ 198,1 milhões, redução anual de 33,7%, na análise pelos critérios societários (IFRS). Considerando o resultado regulatório, o lucro líquido da companhia de janeiro a março foi de R$ 148,9 milhões, ampliação anual de 6,3%. Na análise de transmissoras, que é a maior área de atuação da Alupar, o critério regulatório costuma ser usado para análise do fluxo de caixa, já que o resultado em IFRS traz a valor presente todas as receitas futuras garantidas pelos contratos de concessão. Com isso, a companhia atribui o crescimento, neste recorte, principalmente à entrada em operação de ativos, com destaque para a Transmissora Colombiana de Energia (TCE), operacional desde outubro de 2025, da Empresa Litorânea de Transmissão de Energia (Elte), concluída em julho de 2025, além da contribuição da Transmissora Barreiras Oeste (TBO), incorporada ao portfólio também em julho do ano passado. O lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda, na sigla em inglês) do primeiro trimestre foi de R$ 812,1 milhões, montante que representa queda anual de 12,9%. Pelo critério regulatório, a linha somou R$ 794,7 milhões, que equivale a uma alta de 15,9% em comparação com igual etapa de 2025. Ainda pelo IFRS, a receita líquida foi de R$ 1,26 bilhão de janeiro a março deste ano, crescimento de 2,6% ante a registrada no mesmo período do ano passado. Pelo critério regulatório, a receita líquida foi de R$ 996,8 milhões, ampliação de 16,3% também na comparação anual. (Valor)

Alupar (ALUP11) tem alta de 6,3% no lucro líquido regulatório do 1º tri, de R$ 149 mi

A Alupar (ALUP11) registrou lucro líquido regulatório consolidado de R$ 148,9 milhões no primeiro trimestre de 2026. Em relação ao mesmo período do ano anterior, o dado representa uma alta de 6,3%. O balanço do 1T26 foi divulgado nesta quinta-feira (07), após o fechamento dos mercados. A companhia também reportou um aumento no lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebtida) regulatório do trimestre, com alta de 15,9% na comparação com o ano. Ao final de março, o Ebitda alcançou R$ 794,7 milhões. A margem Ebitda, por sua vez, sofreu um leve recuo, perdendo 0,3 ponto percentual de um ano para o outro. A margem ficou em 79,7%. A receita líquida regulatória da companhia subiu 16,3% na comparação com o primeiro trimestre de 2025. O valor ultrapassou os R$ 996 milhões. Junto com o balanço, a Alupar sinalizou a aprovação dos dividendos relativos ao 4T25, no montante de R$ 9,88 milhões, com pagamentos em até 60 dias a partir da aprovação, no dia 16 de abril. Além disso, os dividendos intercalares relativos ao 1T26 também foram aprovados, nesta quinta-feira (7). O montante é superior a R$ 69,2 milhões, com o mesmo esquema de pagamento.

Alupar mantém apetite por transmissão, mas vê ambiente difícil em geração

A Alupar segue avaliando novos projetos de transmissão no Brasil e na América Latina, mesmo diante de um mercado de dívida mais complexo e da perspectiva de aumento temporário da alavancagem. A companhia mantém apetite por novos leilões e projetos greenfield, desde que encontre retornos compatíveis com sua estratégia, segundo Luiz Coimbra, diretor de Relações com Investidores da empresa. Já em geração, a Alupar vê um ambiente mais delicado, em meio aos impactos de curtailment, modulação, risco de submercado e indefinições sobre o ressarcimento aos geradores renováveis por cortes determinados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). “Aonde a gente vê hoje uma preocupação maior de fazer qualquer movimento de investimento é na geração, mas acho que é para toda essa conjuntura que a gente vem vivendo no setor”, disse Coimbra, em entrevista à MegaWhat. A companhia tem um ciclo de R$ 9 bilhões de investimentos até 2029, o maior programa de crescimento de sua história. A carteira inclui 11 novos empreendimentos, com RAP estimada em R$ 1,2 bilhão. No primeiro trimestre, a Alupar concluiu uma captação de R$ 2,45 bilhões para financiar os projetos TECP e TAP, no Brasil. Foi a maior captação já feita pela empresa. “Essa dívida foi importante que a gente fez, e diminuiu bastante o risco dos projetos, porque já traz o funding para dois deles”, afirmou. A empresa ainda deve captar cerca de R$ 1,3 bilhão no Brasil e entre R$ 3,5 bilhões e R$ 4 bilhões no exterior para financiar o ciclo de investimentos. A alavancagem regulatória da companhia está em torno de 3,2 vezes Ebitda e pode se aproximar de quatro vezes no pico de implantação dos projetos. Se a empresa não vencer novos projetos além dos já contratados, o indicador deve voltar para abaixo de 3,5 vezes até 2030. (Megawhat)

Cemig: Lucro líquido recua 5,8% no 1º trimestre, para R$ 979 milhões

A Companhia Energética de Minas Gerais (Cemig) teve lucro líquido de R$ 979 milhões no 1º trimestre deste ano, queda de 5,8% frente ao ganho de R$ 1,038 bilhão em igual período de 2025, segundo demonstrações financeiras enviadas à Comissão de Valores Mobiliários (CVM) nesta quinta-feira. A receita operacional líquida aumentou 6,3% entre os dois períodos, de R$ 9,844 bilhões para R$ 10,462 bilhões. O lucro antes de juros impostos, depreciação e amortização (Ebitda) ficou em R$ 1,788 bilhão no primeiro trimestre de 2026, queda de 2,1% ante o R$ 1,827 bilhão em igual período do ano anterior. A margem Ebitda recuou 1,5 ponto, para 17,1%. (Valor)

Lucro líquido da Cemig cai para R$979 mi no 1º tri

A ⁠Cemig (CMIG4) registrou um ‌lucro líquido de R$979 milhões no ‌primeiro trimestre de 2026, refletindo queda de 5,8% sobre ⁠o ‌desempenho ⁠de um ano antes, segundo balanço divulgado na noite de ​quinta-feira. A companhia apurou um resultado ​operacional medido pelo Ebitda consolidado de R$1,79 bilhões, ‌recuo de ​2,1% sobre o primeiro trimestre de ⁠2025 e ​abaixo ​das estimativas dos analistas ⁠de ​R$1,9 bilhão, segundo dados da ​LSEG. A receita do grupo, porém, ​cresceu ⁠6,3% para R$10,46 bilhões. (Info Money)

Conselho da Cemig elege Alexandre Ramos, da CCEE, para presidência da companhia

O conselho de administração da Companhia Energética do Estado de Minas Gerais (Cemig) elegeu nesta quinta-feira (7) Alexandre Ramos como seu novo diretor-presidente. Ramos estava atuando como diretor-presidente da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), instituição que administra as transações comerciais do mercado brasileiro de energia, até então. Engenheiro mecânico, o executivo já passou pela Cemig, onde foi diretor de relações regulatórias e institucionais, e também atuou na Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), no Ministério de Minas e Energia (MME) e na Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Ele substitui a Reynaldo Passanezi Filho, que assumiu a posição em janeiro de 2020, com a missão de voltar as atividades da Cemig para o Estado de Minas Gerais. Passanezi é economista e bacharel em Direito, e foi presidente da então Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP) entre 2012 e 2019. Em fato relevante, a Cemig afirmou que a gestão de Passanezi foi “marcada por um ciclo relevante de crescimento da companhia, avanços consistentes em eficiência operacional e a realização de investimentos em níveis recordes, fortalecendo a posição estratégica […] e contribuindo para a geração de valor aos acionistas e à sociedade”. Passanezi também foi destituído da presidência do conselho de administração da Companhia de Gás de Minas Gerais (Gasmig), controlada da Cemig, onde foi substituído pelo ex-ministro de Minas e Energia Bento Albuquerque. (Valor)

Governo troca comando da Cemig e coloca engenheiro da casa na presidência da estatal

O Governo de Minas bateu o martelo e definiu nesta quinta-feira (7/5) o novo comandante da Cemig. O engenheiro Alexandre Ramos Peixoto foi indicado para assumir a presidência da companhia e teve o nome referendado pelo novo Conselho de Administração da estatal. A escolha, antecipada por O TEMPO, marca o retorno de um funcionário de carreira da própria Cemig ao principal posto da diretoria executiva da empresa. Ramos foi indicado pelo governador Mateus Simões (PSD), mas conta com as bênçãos do ministro de Minas e Energia do governo Lula, Alexandre Silveira. Alexandre Ramos entra no lugar de Reynaldo Passanezi, que deixa o cargo após uma gestão marcada pela recuperação financeira da companhia e pela valorização da estatal no mercado. Em nota, o governo agradeceu o trabalho do executivo e destacou que, durante sua administração, a Cemig retomou investimentos, ampliou infraestrutura e estruturou um plano estratégico estimado em R$ 70 bilhões até 2030. Segundo o Executivo estadual, a empresa saiu de um valor de mercado de cerca de R$ 8 bilhões para R$ 45 bilhões no período, além de expandir subestações, modernizar a rede elétrica e reduzir gargalos históricos no sistema. Alexandre Ramos conhece a Cemig por dentro. Engenheiro de carreira da estatal, ele tem pós-graduação em Engenharia de Qualidade e Gestão pela PUC Minas e em Gestão e Planejamento Estratégico pela UFMG, além de MBA voltado para o setor energético. Ao longo da trajetória, acumulou passagens por órgãos centrais do setor elétrico brasileiro, como a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), o Ministério de Minas e Energia (MME) e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE). (O Tempo)

Gasmig anuncia Gustavo de Marchi na presidência e Bento Albuquerque no conselho

A Companhia de Gás de Minas Gerais (Gasmig) anunciou nesta quarta-feira, 6 de maio, mudanças na presidência e no conselho de administração da empresa. O advogado Gustavo de Marchi foi eleito diretor-presidente da empresa, substituindo Carlos Ivan Camargo de Colón, que ocupava o cargo desde agosto de 2024. O executivo é sócio da DFA Advogados, vice-presidente da Comissão Especial de Energia Elétrica da Ordem dos Advogados do Brasil e consultor jurídico da FGV Energia. A companhia também anunciou a nomeação do ex-ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, para a presidência do conselho de administração, com mandato a partir de agosto de 2026. Também foram reconduzidos ao colegiado Roger Daniel Versieux, Cláudia Silvia Zanchi Piunti e Elza Kallas. A prefeitura de Belo Horizonte manteve Hélio Cesar Brasileiro como seu representante no conselho. O lucro líquido da Gasmig atingiu R$ 100,6 milhões no primeiro trimestre de 2026, uma redução de 12% em relação ao mesmo período de 2025. Segundo a companhia, o resultado foi impactado principalmente pela queda na receita operacional bruta, em função da migração de consumidores para o mercado livre de gás natural. A receita líquida somou R$ 488,6 milhões entre janeiro e março de 2026, com retração de 41,3% na comparação anual. A variação decorre, principalmente, da mudança do mix de clientes para o mercado livre, segmento com menor margem regulatória. Nesse modelo, os consumidores são responsáveis pela aquisição direta da molécula de gás. (Megawhat)

AXIA nega crise de liquidez no mercado elétrico e defende modelo de preço

Enquanto diversas tradings de comercialização de energia estão quebrando e criticando a volatilidade de preços no mercado elétrico, a líder do setor, a AXIA Energia, está nadando de braçada – e diz não ver problemas estruturais no segmento. A antiga Eletrobras acaba de reportar um lucro líquido ajustado de R$ 3,7 bilhões no primeiro tri, revertendo o prejuízo do mesmo período de 2025 e mostrando um aumento expressivo da margem em suas vendas de energia. A margem da AXIA na comercialização de eletricidade no mercado livre e no mercado de curto prazo atingiu R$ 177 por megawatt-hora, avançando 320% em um ano. O resultado deve-se em parte a uma estratégia da AXIA de manter capacidade descontratada, livre para vendas no mercado de curto prazo, onde os preços têm sido maiores e mais voláteis. Este posicionamento, no entanto, tem gerado críticas de outros players, com alguns acusando a empresa de segurar a liquidez do mercado de contratos de longo prazo para forçar um aumento de preços que beneficia seus próprios resultados. Nos bastidores, algumas tradings ameaçam questionar a atuação da AXIA e de outras grandes geradoras no órgão de defesa da concorrência, o CADE, enquanto outros pedem medidas regulatórias para ampliar a liquidez. “Não observamos elementos que confirmem essa percepção de menor liquidez de uma forma estrutural no mercado,” Rodrigo Limp, o vice-presidente de regulação, institucional e mercado da AXIA disse na call de resultados da empresa. “E não vemos hoje sustentação técnica ou jurídica para promover alguma mudança regulatória nesse sentido”. Segundo ele, o que pode estar ocorrendo é uma crise de liquidez “talvez conjuntural” devido às quebras de comercializadoras no setor, que explicariam a decisão de geradores como AXIA e Copel de segurar vendas. “Tem a questão prática de risco de contraparte. De fato, os agentes estão hoje mais avessos a risco, dado o que tem acontecido com diversas comercializadoras, que não têm conseguido honrar compromissos, e estão inclusive indo para recuperação judicial.” O vp da AXIA também negou que a atuação da companhia e sua estratégia de vendas estejam ajudando a puxar para cima os preços no mercado elétrico, como acusam alguns rivais. (Brazil Journal)

Axia não vê base técnica ou jurídica para rever formação de preços

A Axia Energia não vê sustentação técnica ou jurídica para questionamentos ao modelo de formação de preços do setor elétrico e defende a manutenção dos atuais parâmetros de aversão a risco, por considerar que eles são os mais aderentes ao custo real da operação do sistema. A avaliação foi feita por Rodrigo Limp, vice-presidente de Regulação, Institucional e Mercado da companhia, em teleconferência com analistas sobre os resultados do primeiro trimestre de 2026. “A gente não vê hoje sustentação técnica ou jurídica para promover alguma mudança regulatória nesse sentido”, afirmou Limp, ao comentar discussões sobre liquidez, volatilidade de preços e eventuais questionamentos aos modelos. Segundo ele, o processo de formação de preço é “completamente descolado da posição comercial dos agentes”, porque a situação de compra ou venda das empresas não é uma variável considerada pelos modelos computacionais, que se baseiam em informações ligadas à hidrologia, nível dos reservatórios, e perspectiva de carga. Limp afirmou que a Axia acompanha de perto a discussão sobre os parâmetros da curva de aversão ao risco (CVar), em consulta pública para definição dos critérios a serem usados no ano seguinte. Segundo ele, a formação de preços evoluiu nos últimos anos, com a introdução do PLD horário, a aprovação do modelo híbrido e a mudança dos parâmetros de aversão a risco. “Hoje, na nossa percepção, ela se aproximou muito do custo real da operação. Na prática, o modelo não tem que definir preço maior ou menor, ele tem que refletir o custo da operação”, afirmou. O executivo citou a redução da geração termelétrica fora da ordem de mérito como um dos sinais de maior aderência dos modelos à operação. “A gente tem defendido a manutenção dos parâmetros de aversão a risco, 15,40. Na nossa percepção, é o que traz maior equilíbrio em termos de custo e segurança energética”, disse. (Megawhat)

Modelo de preços é ‘muito averso ao risco’, diz CEO da Vibra

A Vibra Energia defendeu mudanças no modelo de formação de preços do setor elétrico para reduzir a aversão ao risco, ao mesmo tempo em que descartou riscos de desabastecimento de combustíveis em meio à volatilidade provocada pelo conflito no Oriente Médio. Durante teleconferência de resultados do primeiro trimestre do ano, o CEO da companhia, Ernesto Pousada, afirmou que o setor elétrico enfrenta um problema no modelo de formação de preços, que, segundo ele, é muito averso ao risco e acaba elevando os custos da energia para consumidores e indústrias. De acordo com o executivo, a Comerc, subsidiária da Vibra, entende que há espaço para um modelo que reduza essa aversão ao risco nos modelos computacionais e contribua para diminuir os preços da energia, além de reduzir a disparidade observada entre os preços praticados ao longo do dia e nos horários de pico. Pousada não deixou claro qual modelo é considerado o “ideal” pela Comerc e afirmou ainda que a empresa tem trabalhado junto ao governo para buscar alternativas que possam “gerar impactos positivos” para o setor. Nesse contexto, ele destacou que o foco da Vibra é fortalecer a Comerc Energia e maximizar seus resultados diante do cenário desafiador enfrentado pelas empresas de energia renovável. A Comerc Energia enfrentou mais um trimestre pressionado pelos elevados níveis de curtailment, atingindo 19% da geração, além de menor recurso solar e um ambiente desfavorável para o mercado de trading de energia, fatores que resultaram em desempenho inferior ao registrado no mesmo período do ano anterior. (Megawhat)

Sucessão não trará qualquer alteração para estratégia da Axia, diz presidente

O presidente da Axia Energia, Ivan Monteiro, disse que sua sucessão, anunciada na quarta-feira (6), não trará qualquer alteração para a estratégia da companhia. Em teleconferência com analistas sobre os resultados do primeiro trimestre, ele destacou que a Axia está satisfeita com o posicionamento adotado pelo conselho de administração em prol de um processo “tranquilo e maduro”, com foco no longo prazo. Monteiro deixará o cargo no fim do mandato, em abril de 2027, porque o estatuto social da Axia estabelece que não podem ser eleitos para cargos executivos profissionais com mais de 65 anos de idade. Monteiro completa essa idade em novembro e não poderia, assim, ser reconduzido. Com isso, a companhia iniciou um processo de sucessão, com a criação de uma vice-presidência executiva, temporária, para fazer a transição do comando. O atual vice-presidente de estratégia e desenvolvimento de negócios da Axia, Élio Wolff, ocupará esse cargo temporário. Com isso, ele é o nome mais provável para a presidência, mas a confirmação depende da indicação formal pelo conselho de administração. Wolff, de 49 anos, e há quatro na companhia, vai se reportar diretamente a Monteiro, e sua atual pasta de estratégia e desenvolvimento de negócios será extinta no dia 1º de junho. Com isso, suas atribuições atuais serão divididas entre as vice-presidências de finanças e relações com investidores e de aprendizado, gente e serviços. Durante o período de transição, cinco vice-presidências vão se reportar ao novo vice-presidente executivo e outras três continuam se reportando ao atual presidente. (Valor)

Auren retoma discussão sobre indenização de R$ 500 milhões referente à Cesp

O presidente da Auren Energia, Fabio Zanfelice, afirmou, nesta quinta-feira (7), que a companhia continua a trabalhar pela publicação do encerramento da consulta pública que trata de indenização de cerca de R$ 500 milhões a que tem direito, relacionada à Companhia Energética de São Paulo (Cesp). A Auren, controlada por grupo Votorantim e CPP Investments, incorporou a Cesp em 2022. A empresa obteve decisão favorável da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), no ano passado, em processo indenizatório de R$ 498,8 milhões referentes à base de remuneração regulatória de investimentos não amortizados ou depreciados da geradora CESP nas usinas hidrelétricas Jupiá, Ilha Solteira, Paraibuna e Jaguari. Durante teleconferência sobre os resultados da empresa no primeiro trimestre, Zanfelice lembrou que o valor precisará ser corrigido, considerando um intervalo iniciado em 2015. Ainda sobre a atuação regulatória, ele citou a expectativa quanto à regulamentação das indenizações relativas aos cortes de geração por razões sistêmicas, o curtailment. “No que concerne os temas regulatórios, continuamos trabalhando para que seja publicado o resultado da consulta pública, que está hoje no Ministério das Minas e Energia, em relação à correção dos valores investimentos prudentes da Cesp. Lembrando que a Aneel aprovou uma indenização da ordem de 500 milhões de reais, e que esse valor tem que ser corrigido no tempo, desde 2015, então o time regulatório da companhia tem trabalhado nesse tema”, disse. (Valor)

Auren vê mercado livre travado e compensa curtailment com modulação

A Auren Energia conseguiu, pela primeira vez, compensar integralmente os impactos do curtailment com ganhos de modulação do portfólio, em um primeiro trimestre que contextualizou como marcado por forte volatilidade de preços, piora hidrológica e deterioração das condições de liquidez no mercado livre de energia. A companhia registrou R$ 97 milhões em ganhos de modulação entre janeiro e março, superando as perdas de R$ 86 milhões associadas aos cortes de geração renovável. Segundo o CEO da empresa, Fábio Zanfelice, o efeito líquido positivo de R$ 11 milhões reforça a resiliência do portfólio diversificado da companhia. “Pela primeira vez neste trimestre, os ganhos de modulação superaram o impacto do curtailment no portfólio da companhia”, afirmou o executivo durante teleconferência com investidores sobre os resultados do primeiro trimestre de 2026. A compensação ocorreu em um contexto de mudanças no perfil horário de preços do setor elétrico. O PLD médio do trimestre ficou em R$ 308/MWh, praticamente o dobro dos R$ 162/MWh registrados no primeiro trimestre de 2025, enquanto a volatilidade do preço saltou para 45%. Segundo a companhia, a expansão da micro e minigeração distribuída (MMGD) vem pressionando os preços no meio do dia e elevando os valores nos horários de ponta, o que favorece ativos com maior flexibilidade operacional, especialmente hidrelétricas. “A gente realmente vê uma mudança do perfil do PLD ao longo do tempo e isso beneficia quem tem portfólio diversificado”, disse Zanfelice. O executivo destacou que a fonte hidrelétrica vem apresentando ganhos crescentes de modulação, enquanto parte do portfólio eólico também passou a capturar benefícios com o avanço dos cortes concentrados no período diurno. (Megawhat)

Discussões sobre indenizações de concessões vencendo devem se alongar, prevê Taesa

As discussões sobre indenizações e relicitações de concessões de transmissão devem se acelerar com o fim de contratos vigentes, mas ainda devem se alongar pelos “próximos trimestres”, avalia Rinaldo Pecchio, presidente da Taesa. “Do ponto de vista de formalização, ainda não existe nada definido, em que pese a gente já ter várias discussões sobre alternativas”, disse o executivo durante teleconferência de resultados da Taesa, nesta quinta-feira, 7 de maio. Enquanto as transmissoras questionam a decisão do governo de relicitar, e não prorrogar alguns contratos, há ainda controvérsia relacionada às indenizações da infraestrutura que as transmissoras instalaram e que retornam ao poder concedente ao fim da concessão. Pecchio defende a manutenção dos valores acordados no início das concessões, e diz que a Taesa, junto com outras empresas e entidades do setor, tem trabalhado junto ao regulador para a preservação da perspectiva de quando foi feito o investimento. “Havia a expectativa de que fosse ocorrer”, argumenta. A Taesa tem quatro concessões a vencer entre maio e dezembro de 2030, sendo três delas com 100% de operação, e outra com participação de 20%, que somam R$ 1,2 bi em receita anual permitida (RAP) para a companhia. Em 2031, mais duas concessões vencem, ambas com participação de 49,98% da Taesa, e RAP proporcional de R$ 271,6 milhões. Na teleconferência, a diretoria da Taesa também comentou a discussão regulatória sobre a inserção de baterias no sistema elétrico brasileiro. Para Jell Andrade, diretor de Operações da companhia, a tecnologia “vai se impor em função das limitações e das imposições sistêmicas do Brasil”. (Megawhat)

Enel eleva lucro no 1º trimestre com impulso de operações na Espanha e América Latina

A Enel registrou aumento de lucro no primeiro trimestre, uma vez que suas operações na Espanha e na América Latina compensaram as margens menores na Itália. A empresa de energia, com sede em Roma, afirmou que o lucro líquido ordinário, uma medida de rentabilidade acompanhada de perto pelo mercado, cresceu 3,9% na comparação anual, atingindo 1,94 bilhão de euros nos três meses encerrados no final de março. Enquanto isso, o lucro ordinário antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda), outra medida importante para o mercado, aumentou 3,6%, para 6 bilhões de euros. A receita recuou 6,7%, para 20,59 bilhões de euros, devido às menores vendas de eletricidade na Itália, aos preços médios mais baixos para os clientes e aos menores volumes negociados no mercado atacadista. Para 2026, a Enel afirmou que continua projetando um lucro líquido ordinário entre 7,1 bilhões e 7,3 bilhões de euros, além de um Ebitda ordinário entre 23,1 bilhões e 23,6 bilhões de euros. (Valor)

Sudene destina R$ 120 mi do FDNE para complexo fotovoltaico em Pernambuco

Com capacidade instalada de 170 MW, o complexo solar Sol do Agreste, em Pernambuco, está entre os projetos contemplados com novos recursos do FDNE (Fundo de Desenvolvimento do Nordeste). A liberação foi aprovada nesta quinta-feira (7) pela Sudene (Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste), que autorizou um aporte total de R$ 161,2 milhões para projetos de infraestrutura e energia renovável no Nordeste. Do montante, R$ 120 milhões serão destinados ao complexo fotovoltaico localizado nos municípios de São Caetano e Tacaimbó (PE). O empreendimento é composto por seis usinas que já estão em operação. Segundo a Sudene, o complexo recebeu investimentos totais de R$ 327,3 milhões, reunindo recursos do FDNE, capital próprio e financiamento do FNE (Fundo Constitucional de Financiamento do Nordeste). Com a entrada em operação do projeto, a expectativa é ampliar a participação da energia solar na matriz elétrica brasileira, reforçando a expansão da geração renovável no Nordeste. O superintendente da Sudene, Francisco Alexandre, destacou que o FDNE continua sendo um dos principais instrumentos de financiamento de longo prazo voltados a projetos estruturantes na região. “O FDNE é um instrumento essencial para viabilizar projetos estruturantes que ampliam a competitividade do Nordeste, geram empregos e reduzem desigualdades regionais de forma sustentável”, afirmou. Além do complexo solar, os recursos aprovados também contemplam a Ferrovia Transnordestina, que receberá R$ 41,2 milhões adicionais para continuidade das obras. Os dois empreendimentos integram a carteira prioritária do Novo PAC (Programa de Aceleração do Crescimento) do Governo Federal. (Canal Solar)

Bolívia propõe reformas no setor de eletricidade para atrair investimentos

O governo da Bolívia anunciou nesta quinta-feira uma proposta de lei sobre eletricidade e energias renováveis destinada a atrair investimento internacional e reduzir a dependência do país em relação ao gás natural, uma medida que pode encerrar anos de controle estatal sobre o setor. A lei permitiria que empresas privadas participassem da geração, exportação e importação de produtos energéticos, encerrando o monopólio mantido pela estatal de eletricidade ENDE, afirmou o ministro de Hidrocarbonetos e Energia, Marcelo Blanco, a jornalistas. “Com esta nova lei, passamos de um mercado amplamente controlado pelo Estado para um mercado competitivo e, acima de tudo, um mercado que dá ao setor privado o papel que lhe corresponde”, disse ele. A nova legislação, que ainda precisa ser aprovada pelo Congresso, substituiria a lei em vigor desde 1994. A medida representa uma mudança histórica na política energética do país. Sob o governo do ex-presidente Evo Morales, o setor foi nacionalizado entre 2010 e 2012, afetando contratos de empresas estrangeiras, incluindo companhias espanholas, francesas e britânicas. “Estamos buscando diversificação energética por meio da incorporação de energias renováveis não-convencionais, acesso universal à eletricidade e garantia de que esse acesso seja equitativo e participativo”, afirmou Blanco. Ele acrescentou que a Bolívia pretende se transformar em um “hub energético” regional por meio da construção de linhas de transmissão. (Valor)

Quinta-Feira 07 de Maio

Destaques: (i) Congresso pode acelerar tramitação de PDL que invalida LRCap (Megawhat); (ii) TCU arquiva processo sobre indenizações de R$ 60 bi a transmissoras de energia (Valor); e (iii) Programa para data centers sofre impasse no Brasil, enquanto projetos seguem avançando no mundo (Eixos)

Congresso pode acelerar tramitação de PDL que invalida LRCap

Os leilões de reserva de capacidade (LRCap) de 2026 seguem sob questionamento político e técnico, em meio a críticas sobre a modelagem adotada, a definição de preços-teto e a determinação do montante contratado. No Congresso, avança a articulação para sustar as diretrizes do certame, enquanto a Federação das Indústrias do Estado de Minas Gerais (Fiemg) aumentou a pressão no Tribunal de Contas da União (TCU), ao pedir pra participar do processo, apontando fragilidades estruturais. Após realizar duas audiências públicas em abril para discutir o certame, o deputado Danilo Forte (PP-CE) apresentou um requerimento de urgência para acelerar a tramitação do Projeto de Decreto Legislativo nº 264/2026, permitindo sua análise direta em plenário, sem passar pelas comissões. A proposta, de autoria de parlamentares do partido Novo, busca sustar as Portarias nº 118/2025 e nº 125/2026, que estabeleceram as diretrizes dos certames. Eles também quesitionam o inciso VII do artigo 16 da Portaria nº 30/2021, apontando que essas normas direcionam o certame para fontes fósseis, em desacordo com a política energética e climática do país, e foram editadas sem a devida Análise de Impacto Regulatório (AIR), exigida por lei. Além disso, afirmam que os atos extrapolam o poder regulamentar ao criar um regime jurídico-econômico sem base legal suficiente. Os deputados também sustentam que a modelagem compromete a concorrência e a modicidade tarifária, além de carecer de motivação adequada quanto à necessidade e ao desenho da contratação. “Na ótica da restrição à concorrência e favorecimento de agentes incumbentes, o desenho do leilão, conforme definido pelas Portarias, impõe requisitos técnicos e contratuais altamente específicos, especialmente relacionados à logística de gás natural, flexibilidade operativa e estrutura de transporte. Na prática, tais exigências tendem a favorecer agentes já estabelecidos, com infraestrutura instalada e capacidade financeira compatível, restringindo a participação de novos entrantes e reduzindo a contestabilidade do certame”, justificam os parlamentares. (Megawhat)

TCU arquiva processo sobre indenizações de R$ 60 bi a transmissoras de energia

O plenário do Tribunal de Contas da União (TCU) arquivou o processo de auditoria que avaliava a metodologia de definição das indenizações bilionárias pagas às transmissoras de energia nos últimos anos, que somam cerca de R$ 60 bilhões. A discussão sobre o tema no TCU ocorreu quase uma década após o início do processo de auditoria, aberto em 2017. As indenizações são pagas às transmissoras que tiveram contratos renovados em 2012, com base na Medida Provisória 579/2012, por ativos que não haviam sido amortizados. Essa legislação estabeleceu o pagamento de indenizações pelos ativos ainda não amortizados, cujo valor foi estimado em R$ 62 bilhões. Inicialmente, a previsão era que esses pagamentos fossem realizados ao longo de oito anos, conforme definido por portaria do Ministério de Minas e Energia (MME) publicada em 2016. O processo de indenização, contudo, gerou controvérsias e judicializações sobre a metodologia dos cálculos. Em 2017, uma liminar suspendeu parte dos pagamentos, e só em 2020 eles foram retomados. No ano passado, ao analisar pedidos de reconsideração interpostos por associações do setor elétrico, a diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) reduziu em aproximadamente R$ 5,6 bilhões, a preços de junho de 2025, o valor devido. O arquivamento do processo, portanto, mantém o ônus para os consumidores de energia elétrica, que deverão seguir com os pagamentos, via conta de luz, até 2028. No âmbito do TCU, o debate se centralizou na análise da regularidade da regulamentação estabelecida pelo governo, especialmente em relação à adequação do fator utilizado para atualizar os valores, buscando compensar a indisponibilidade dos recursos das transmissoras no tempo. Inicialmente, a área técnica do TCU defendeu a ilegalidade da regra adotada para cálculo e propôs determinar ao MME que sustasse o dispositivo que estabelecia o fator de remuneração, ainda no ano de 2019. Em 2020, o ex-ministro Aroldo Cedraz, então relator, demandou que a análise fosse complementada. Em 2022, a área técnica, por sua vez, reiterou sua análise anterior. Cedraz deixou o TCU em fevereiro deste ano. (Valor)

Programa para data centers sofre impasse no Brasil, enquanto projetos seguem avançando no mundo

O Brasil segue com dificuldades para aprovar uma política de incentivos para atração de data centers, o que vem travando o avanço desses projetos no país. Depois de aprovado na Câmara dos Deputados, o projeto de lei que cria o Redata (PL 278/26) está parado no Senado Federal desde fevereiro, sem acordo. Segue, inclusive, recebendo emendas, como a proposta do senador Veneziano Vital do Rêgo (MDB/PB) que prevê o uso de certificados de uso de energia renovável nos empreendimentos, apresentada na segunda-feira (5/5). O projeto de lei foi a alternativa que o governo encontrou para tentar avançar com o regime especial, depois que a medida provisória que criava o programa caducou. Relembre: Governo tenta nova manobra para viabilizar Redata. No setor de data centers, não há clareza dos motivos pelos quais o tema ainda não entrou na pauta para votação no Senado. Uma das questões ainda em aberto são as fontes que poderão ser usadas pelos data centers que quiserem acessar os benefícios fiscais.  Inicialmente, o programa previa apenas renováveis, mas parte do setor defende também a inclusão do gás natural. Nossos colunistas debatem o assunto: Redata, energia e soberania: escolhas difíceis em um mundo imperfeito. O mercado de energia no Brasil olha com grande interesse para esse enorme potencial de demanda. É uma das principais alternativas hoje para dar um destino ao excesso de geração renovável no Nordeste que sofre com os cortes (curtailment) devido ao baixo consumo e aos gargalos na infraestrutura de transmissão. E o potencial é, de fato, muito grande: o Goldman Sachs estima que em 2027 a demanda por energia elétrica em data centers vai chegar a 66 gigawatts (GW) nos Estados Unidos, respondendo por 8,5% do consumo de energia no país. (Eixos)

Requerimento tenta acelerar votação do PDL 2608 contra o LRCAP

O deputado Danilo Forte (PP-CE) protocolou na terça-feira (6) um requerimento que objetiva acelerar a tramitação do PDL nº 2.608/2026, que propõe sustar o LRCAP (Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência). O objetivo do deputado é garantir que o texto seja analisado diretamente pelo plenário da Câmara dos Deputados, sem passar pelas comissões. O movimento amplia a pressão política no Congresso ao tentar encurtar o rito legislativo e aumentar as chances de votação em curto prazo de uma proposta que vem gerando forte debate no setor elétrico. De autoria do deputado Marcel van Hattem e demais parlamentares, o PDL nº 2.608/2026 reúne os principais argumentos para a suspensão do LRCAP. O projeto propõe sustar as portarias do MME (Ministério de Minas e Energia) que estabeleceram as diretrizes e a sistemática do certame. Entre os pontos centrais, o texto afirma que o desenho do leilão favorece a contratação de fontes termelétricas fósseis, como gás natural e carvão mineral, além de ampliações hidrelétricas, o que levaria à concentração em fontes mais poluentes. Segundo o projeto, isso contraria princípios da política energética nacional, como proteção ambiental, incentivo a fontes alternativas e modicidade tarifária. O PDL também aponta ausência de AIR (Análise de Impacto Regulatório), exigida pela legislação vigente, e argumenta que o MME teria extrapolado seu poder regulamentar ao instituir um modelo sem base legal clara. (Canal Solar)

Com projetos de LRCap e baterias, governo busca destravar verba para Fundo Clima

O Ministério do Meio Ambiente e Mudança do Clima solicitou ao Tesouro Nacional a substituição de fontes orçamentárias do Fundo Clima para garantir a liberação imediata de recursos, após o BNDES, operador do fundo, apontar a urgência de financiamento para projetos previstos em 2026.  A carteira de projetos do Fundo Clima prevista para 2026 alcança R$ 39 bilhões, com destaque para iniciativas de transição energética, incluindo leilões de reserva de capacidade e projetos de armazenamento de energia em baterias. Considerando os recursos já repassados, o banco aponta a necessidade imediata de R$ 14 bilhões para dar continuidade às operações, conforme ofício ao qual a MegaWhat teve acesso. Dos R$ 39 bilhões, cerca de R$ 27 bilhões na modalidade reembolsável estão vinculados a recursos orçamentários da União vinculados à alienação do direito à apropriação do excedente em óleo (recursos de petróleo). Segundo BNDES, essa fonte ainda não possui previsão de entrada, uma vez que depende de leilões sem cronograma definido.  Diante disso, o ministério apontou que precisa substituir essa fonte por alternativas com execução imediata, em atendimento ao pedido do BNDES. Em abril, já houve uma troca parcial da fonte de recursos do orçamento do Fundo Clima, no valor de R$ 7 bilhões. O ministério também providenciou a troca parcial entre fontes, no valor de R$ 1,9 bilhão, e empenhou o valor disponível de R$ 9,3 bilhão em favor do BNDES, operador do Fundo Clima. O saldo atual da dotação é de R$ 18 bilhões. Diante desse cenário, o ministério solicitou ao Tesouro apoio para viabilizar a substituição por outra imediata no valor de R$ 14 bilhões, além da destinação dos R$ 4,09 bilhões restantes ao fundo com a maior brevidade possível. (Megawhat)

Como gerenciar clientes com GD e baterias num mercado em abertura total?

Com a MP 1.300/2025, a partir de agosto de 2026 todos os consumidores do Grupo A terão acesso ao Ambiente de ACL (Contratação Livre) — independentemente do nível de tensão. Em dezembro de 2027, chegará a vez do Grupo B. Dezenas de milhões de unidades consumidoras entrarão num mercado que, até recentemente, era território exclusivo de grandes indústrias. Para as comercializadoras varejistas, esse movimento é ao mesmo tempo uma oportunidade histórica e um teste de maturidade tecnológica. O modelo que funcionou para consumidores homogêneos e sem ativos de geração própria será radicalmente insuficiente para o novo consumidor que chega ao mercado livre carregando painéis fotovoltaicos, baterias e créditos de energia acumulados no SCEE. O debate público está focado na velocidade da abertura — e com razão. A Abradee alerta que o cronograma de agosto de 2026 é inviável para absorver 6,5 milhões de novos consumidores; a Abraceel defende o prazo original. Mas há uma dimensão técnica igualmente crítica sendo subestimada: a natureza do perfil de carga desse novo consumidor. O varejista do passado comprava energia em bloco e administrava exposição ao PLD. O novo cliente pode ter: • GD fotovoltaica injetando e retirando energia em horários imprevisíveis; Créditos no SCEE com validade de 60 meses que precisam ser ativamente gerenciados; Uma bateria que transforma completamente o consumo líquido da unidade ao longo do dia. (Canal Solar)

Aneel quer rever cobrança mínima e flexibilizar tarifas de distribuidoras

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) avaliará uma proposta de mudança na estrutura tarifária das distribuidoras de energia, que prevê a substituição do atual modelo de franquia mínima por um encargo fixo destinado à cobertura de custos comerciais, a fim de reduzir distorções na forma como a tarifa distribui custos entre consumidores. Além disso, será estudado um modelo em que as distribuidoras possam propor estruturas tarifárias flexíveis, desde que consultem os usuários e tenham aval deles e do regulador. As mudanças foram recomendadas em uma nota técnica assinada pelos superintendentes de Gestão Tarifária e Regulação Econômica, Leandro Caixeta, e de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica, Carlos Mattar.O documento foi elaborado a partir da Análise de Impacto Regulatório nº 01/2026, e apontou ineficiências no modelo tarifário vigente, indicando a tarifa fixa como solução mais aderente à nova realidade do setor elétrico. A proposta das áreas técnicas é que a agência instaure uma consulta pública para discutir com a sociedade o método de definição da tarifa fixa e sua forma de implementação. A previsão é que a cobrança fixa comercial passe a ser aplicada a partir de 2028, dentro dos processos tarifários das distribuidoras, com aplicação nos faturamentos após 1º de janeiro de 2029 para as modalidades tarifárias branca e o Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE). Já a flexibilização, se aprovada, será uma possibilidade regulatória, e dependerá do pedido de autorização de cada distribuidora, que deverá apresentar propostas estruturadas. A proposta, que ainda deve ser submetida à consulta pública pela Aneel, envolve a possibilidade de as distribuidoras proporem modalidades tarifárias específicas para suas áreas de concessão ou permissão, incluindo, nesse processo de flexibilização, a realização de consultas aos usuários e a diferenciação do modelo de adesão conforme a adoção de sandboxes tarifários. (Megawhat)

Cortes de geração renovável em abril correspondem a 18,76% da energia produzida, calcula consultor

Os cortes de geração de energia elétrica por usinas eólicas e solares, conhecidos pelo jargão em inglês “curtailment”, corresponderam a 18,76% da produção em abril, segundo cálculos do consultor Felipe Figueiró, com base em dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). O montante corresponde a cerca de 2,4 milhões de megawatt-hora (MWh), ou cerca de 3,3 mil MW médios. Essa energia não gerada equivale ao consumo de energia pelos consumidores residenciais da Enel São Paulo em fevereiro deste ano. O corte de geração é a proporção entre a geração não realizada por eólicas e solares e a verificada. Durante o mês passado, a data em que se apurou maior restrição de geração foi no dia 3 de abril, uma sexta-feira, com 40,11%. O dia com menor nível de corte foi 10 de abril, também uma sexta-feira, com 1,29%. Com esse dado, o “curtailment” acumulado em 2026 é de 17,22%, considerando a proporção da energia não gerada frente à produzida. Esse percentual corresponde a uma geração frustrada de 8,17 milhões de MWh, ou cerca de 2,8 mil MW médios. Em janeiro, o nível de restrição à rede foi de 21,7%, o maior percentual em um mês neste ano, de acordo com os dados. Figueiró explicou que um fator mais importante do que o volume físico de energia cortada das usinas, em megawatt-hora (MWh) é o valor econômico das restrições. A energia não gerada em 2026 correspondeu a um custo estimado de R$ 1,34 bilhão, considerando como base o preço de liquidação das diferenças (PLD), valor de referência do mercado de energia elétrica. (Valor)

ONS pode acionar pela primeira vez plano de corte de geração no Dia das Mães

A redução nas expectativas de consumo de energia elétrica para o próximo domingo, 10 de maio, Dia das Mães, indica que o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) poderá aplicar pela primeira vez o Plano Emergencial de Gestão de Excedentes de Energia na Rede de Distribuição, com corte de geração de usinas Tipo III conectadas às redes das distribuidoras. A medida foi desenhada para ser acionada em momentos de baixa carga líquida, quando a geração disponível pode superar o consumo e reduzir a capacidade de controle do sistema, elevando o risco de desequilíbrios operacionais e, no limite, de blecautes. A possibilidade foi apontada em alerta enviado pela Newcom a clientes de gestão de geradores. A empresa, formada por uma joint venture entre Comerc Energia e Copersucar, informou que monitora risco de cortes de geração no próximo domingo, principalmente próximo ao meio-dia. O alerta ressalta que se trata de um sinal de atenção, e não de uma confirmação de corte. O plano foi elaborado pelo ONS e aprovado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em novembro de 2026, devido à combinação de redução de carga e alta produção de geração solar em alguns dias e horários específicos, especialmente domingos e feriados. O tema ganhou urgência depois do dia 10 de agosto, Dia dos Pais, quando o operador precisou cortar quase 100% da geração eólica e solar e minimizar a geração hídrica ao máximo possível para manter a segurança do atendimento. “O ONS vem acompanhando com atenção as condições previstas para a demanda do sistema elétrico no próximo domingo, em razão da possibilidade de ocorrência de carga mínima diurna em patamar significativamente reduzido no SIN”, explicou à MegaWhat o diretor de Operação do ONS, Christiano Vieira. Segundo ele, o alerta semanal será divulgado na sexta-feira, 8 de maio, mas a confirmação da necessidade de acionamento será informada apenas sábado, como previsto no plano emergencial. (Megawhat)

BBCE amplia gestão de exposição e limites de crédito para contratos

A BBCE ampliou suas funcionalidades para gerir a exposição do portfólio de contratos de energia elétrica, sejam eles fechados em tela ou formalizados no EHUB, plataforma de negócios da companhia. A partir de agora, será possível aos participantes que operam na BBCE conceder e acompanhar limites de crédito com base na marcação a mercado (MtM) e na diferença entre compras e vendas (NET). Essas novas funcionalidades complementam a visão do portfólio por montante financeiro total (R$) ou por volume de energia (MWh), segregados entre compra e venda – que já estão disponíveis nos sistemas da companhia. Segundo Eduardo Rossetti, diretor de Produtos, Comunicação Externa e Marketing da BBCE, como pré-requisito para operar, os clientes configuram limites para cada trader de sua companhia e para cada contraparte com a qual desejam negociar, distribuídos por períodos. “Esses parâmetros são refletidos na tela de negociação por meio de cores (amarelo, vermelho ou verde) e sinalizam as ordens que podem ser aceitas, de acordo com as políticas de risco de crédito da empresa cliente. Com as novas funcionalidades de gestão de limites, levamos ainda mais detalhamento e segurança a esse processo”, explica. O limite NET possibilita a gestão com base na diferença entre compras e vendas, tanto em valores financeiros quanto em volumes de energia. Já o Limite MtM (Marcação a Mercado) permite o controle da exposição ao mercado com base na atualização de preços da BBCE Curva Forward. “Essa expansão facilita o dia a dia das áreas de risco dos clientes, permitindo o acompanhamento da exposição ao mercado com cada contraparte, com base nos contratos de compra e venda celebrados na BBCE, o que proporciona mais segurança na gestão de riscos do portfólio”, completa Rossetti. (Megawhat)

Entrada de consumidores no mercado livre recua 36,5% no início de 2026

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) concluiu a migração de 4.827 consumidores para o mercado livre de energia no primeiro trimestre de 2026, queda de 36,5% em relação ao mesmo período do ano passado. Do total, mais de 70% entraram no segmento por meio do novo modelo simplificado de gestão do varejo, que utiliza tecnologias de Interface de Programação de Aplicações (APIs) e foi implementado oficialmente em julho de 2025. Segundo dados da CCEE, que acompanha 15 ramos de atividade econômica, os setores de serviços e comércio lideraram as adesões ao mercado livre neste primeiro trimestre. Na sequência, destaque para saneamento e alimentos. Os números mostram a expansão do ambiente dos pequenos e médios lojistas aos estabelecimentos maiores, como supermercados, hospitais, farmácias e hotéis. O estado de São Paulo registrou 1.311 novas migrações para o mercado livre entre janeiro e março, seguido por: Minas Gerais (387), Rio Grande do Sul (386), Santa Catarina (370) e Paraná (351). Destaque também para a Bahia, principal estado do Nordeste, com a marca de 340 novos consumidores que entraram para o segmento. Em 2025, segundo o Boletim Anual da Energia Livre, da Associação Brasileira de Comercializadores de Energia Elétrica (Abraceel), 18.928 unidades consumidoras migraram para o mercado livre de energia, crescimento de 29%, chegando a 83.425. Ainda que o crescimento tenha sido expressivo, já mostrou desaceleração em relação a 2024, quando a CCEE concluiu 26.834 novas migrações ao mercado livre de energia, um volume recorde que superou em mais de três vezes os resultados de 2023, quando 7.397 mil consumidores mudaram de ambiente de contratação de energia elétrica. Desde 1º de janeiro de 2024, todos os consumidores do Grupo A, atendidos em média e alta tensão, podem optar pela compra de energia no mercado livre, conforme a Portaria Normativa nº 50/2022, do Ministério de Minas e Energia (MME). Os consumidores com carga individual inferior a 500 kW, porém, devem ser representados perante a CCEE por um agente varejista. (Megawhat)

Novo PAC inclui usinas da Auren, Casa dos Ventos, Kroma e SPIC

A Casa Civil da Presidência da República publicou, nesta quarta-feira, 6 de maio, resolução com projetos incluídos e excluídos no Novo Programa de Aceleração do Crescimento (Novo PAC). A Casa dos Ventos teve a inclusão das usinas solares fotovoltaicas Seriemas 5 e Seriemas 6, instaladas em Paranaíba, e da UFV Fótons de São Paulino 1, em Rio Brilhante, ambas no Mato Grosso do Sul. Ainda da fonte solar, a Kroma Energia teve o projeto da UFV Colinas 3, em Pernambuco, e a Statkraft para a UFV Sol de Brotas 7, na Bahia. Auren e SPIC também tiveram projetos eólicos incluídos no programa federal, localizados no Rio Grande do Norte. Da Auren Energia, foram selecionadas as eólicas Cajuína E6, Cajuína C15 e Cajuína C16, no Rio Grande do Norte, enquanto as eólicas Paraíso Farol II, Paraíso Farol III e Pedra Amolada II e Pedra Amolada III, são da SPIC. Entre as termelétricas no eixo geração de energia, a termelétrica São Gonçalo, um projeto de 1977, no estado do Rio de Janeiro, entra no programa. Além disso, as UTEs Cogeração (SP), Sérgio Paranhos (BA), Alvorada Bioenergia (MT) e Jacarezinho 2 (RS). As eólicas Kairós Wind 3, 4 e 8 a 10, além das eólicas Mutamba I a Mutamba III, que eram detidas pela 2W Energia, em recuperação judicial, saem do Novo PAC. Também em recuperação judicial, a Brasil Bio Fuels teve retirada do programa a termelétrica Híbrido São José. (Megawhat)

Renováveis com baterias contra térmicas fósseis

Publicado nesta quarta (6/5), novo relatório da Agência Internacional de Energias Renováveis (Irena, em inglês) mostra que, em regiões com alta produtividade solar e eólica, as soluções híbridas combinadas com armazenamento fornecem energia ininterrupta a custos mais baixos do que os combustíveis fósseis — e o Brasil é uma delas. Segundo o documento (.pdf), globalmente, desde o estado da Bahia, no Brasil, e o Deserto de Thar, na Índia, até o sul de Queensland, na Austrália, e a Província Noroeste, na África do Sul, os custos nivelados de energia (LCOE) firmes variaram de cerca de US$ 65 a US$ 82/MWh em 2025. Até 2030, projeta-se que os preços firmes caiam para entre US$ 44 e US$ 58/MWh na maioria desses locais, refletindo a contínua queda nos custos de instalação tanto de sistemas fotovoltaicos quanto de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS). “Desde 2010, os custos totais de instalação diminuíram 87% para a energia solar fotovoltaica e 55% para a energia eólica onshore. Os custos de armazenamento em baterias caíram ainda mais acentuadamente, 93%”, diz a agência. A análise observa ainda que os prazos de construção também estão diminuindo, com os projetos sendo normalmente construídos dentro de um a dois anos após a obtenção das licenças e conexão à rede, bem antes das novas alternativas a gás na maioria dos mercados. (Eixos)

Crise global do petróleo impulsiona o setor de energia renovável

Com a rota de abastecimento de combustíveis fósseis mais importante do mundo quase paralisada, muitos defensores da energia eólica e solar afirmam que a transição para energias renováveis está prestes a acelerar significativamente. O chefe de clima das Nações Unidas, Simon Stiell, descreveu recentemente uma “imensa ironia” na qual líderes que “lutaram para manter o mundo viciado em combustíveis fósseis estão inadvertidamente turbinando o boom global das renováveis”. Ele não citou o presidente Donald Trump, mas os Estados Unidos estão promovendo agressivamente o petróleo e o gás natural, e seu ataque ao Irã levou ao fechamento efetivo do estreito de Hormuz, rota de cerca de um quinto do comércio global de petróleo. Levará tempo para ver até que ponto a previsão de Stiell se concretizará. Mas um relatório divulgado nesta quarta-feira (6) destaca uma razão para esse sentimento: em um momento em que o fornecimento de petróleo e gás está vacilando, o custo da energia eólica e solar continua caindo. E, quando combinadas com sistemas de baterias para armazenamento, as renováveis frequentemente podem fornecer eletricidade estável de forma mais barata que os combustíveis fósseis, mesmo quando o sol não brilha ou o vento não sopra. Isso acontece enquanto as exportações chinesas de painéis solares bateram recorde em março, dobrando em relação ao mês anterior, com países como Nigéria, Índia e Austrália importando mais do que nunca. Analistas alertam que parte do aumento pode ter vindo de compras antecipadas antes de uma mudança na política chinesa que efetivamente elevaria os preços a partir de abril. (Folha)

A crise global do petróleo está beneficiando um setor: o de energias renováveis

Com a principal rota de abastecimento de combustíveis fósseis do mundo praticamente paralisada, muitos defensores da energia eólica e solar afirmam que a transição para energias renováveis ​​está prestes a ganhar um ritmo muito mais acelerado. O chefe do clima das Nações Unidas, Simon Stiell, descreveu recentemente uma “imensa ironia” na qual líderes que “lutaram para manter o mundo dependente de combustíveis fósseis estão, inadvertidamente, impulsionando o crescimento global das energias renováveis”. Ele não mencionou o presidente Donald Trump, mas os Estados Unidos estão promovendo agressivamente o petróleo e o gás natural, e seu ataque ao Irã levou ao fechamento efetivo do Estreito de Ormuz, rota que movimenta cerca de um quinto do comércio global de petróleo. Levará tempo para ver como a previsão de Stiell se concretizará plenamente. Mas um relatório divulgado na quarta-feira destaca um dos motivos para esse otimismo: em um momento em que o fornecimento de petróleo e gás está diminuindo, o custo da energia eólica e solar continua caindo. E, quando combinadas com sistemas de baterias para armazenamento, as energias renováveis ​​podem, muitas vezes, fornecer eletricidade de forma estável a um custo menor do que os combustíveis fósseis, mesmo quando não há sol ou vento. (Estadão)

AXIA escolhe Élio Wolff como próximo CEO

A AXIA Energia escolheu Élio Wolff como seu próximo CEO, iniciando oficialmente o processo de sucessão do atual presidente, Ivan Monteiro. Ex-chefe de M&A da gigante francesa Engie na matriz do grupo em Paris, Wolff vinha liderando as fusões, aquisições e desinvestimentos da AXIA. Ele estava à frente da Vice-Presidência de Estratégia e Desenvolvimento de Negócios desde quando a companhia ainda se chamava Eletrobras. Após mais de duas décadas na Engie, Wolff foi contratado pela ex-estatal em 2022, meses após sua privatização. Monteiro – que deixará o cargo no final de abril de 2027, quando encerra seu mandato – também chegou à empresa na sequência da desestatização, inicialmente como chairman, em agosto de 2022. Ele assumiu a presidência-executiva um ano depois, substituindo Wilson Ferreira Jr. em uma mudança que surpreendeu o mercado à época. Antes, Monteiro foi CFO do Banco do Brasil, além de CEO e CFO da Petrobras e banker no Credit Suisse. Agora, sua saída está associada ao limite estatutário que impede a eleição de maiores de 65 anos para cargos na diretoria executiva, exceto em “casos excepcionais devidamente justificados e aprovados pelo conselho”, de acordo com a companhia. Monteiro tem 66 anos. Citando a regra estatutária, a AXIA disse que o conselho aprovou a criação de uma vice-presidência transitória, vinculada ao atual CEO, que será ocupada por Wolff até a saída de Monteiro. As áreas de Engenharia, Comercialização, Tecnologia, Operações, Gente, Regulação, Institucional e de Mercado já  passarão a se reportar de imediato ao futuro CEO. Já as vice-presidências de Governança, de Finanças e Relações com Investidores, e Jurídica continuarão se reportando a Monteiro durante a transição Em seu período à frente da AXIA, Monteiro liderou a transformação da gigante de energia em uma empresa privada – o que incluiu uma mudança de nome e marca. (Brazil Journal)

Axia Energia investe R$ 1,4 bi e inicia sucessão de Monteiro

A Axia Energia investiu R$ 1,4 bilhão no 1º trimestre de 2026. O valor representa uma alta de 36% em relação ao mesmo período de 2025. Os resultados financeiros foram divulgados pela companhia nesta 4ª feira (6.mai.2026). Segundo a empresa, o foco dos aportes foi a modernização da infraestrutura de transmissão e a gestão do portfólio de geração 100% renovável. Dos investimentos totais, R$ 977 milhões foram destinados à transmissão, alta de 49% em comparação a 2025. A companhia registrou lucro líquido IFRS (International Financial Reporting Standards) ajustado de R$ 3,7 bilhões no período. No mesmo trimestre de 2025, a Axia havia registrado prejuízo de R$ 80 milhões. O Ebitda (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização) regulatório ajustado somou R$ 8,6 bilhões, crescimento de 60% na comparação anual. A empresa anunciou ainda que deu início ao processo de sucessão em seu comando, que será concluído ao fim do mandato do atual presidente, Ivan Monteiro, em abril de 2027. Para isso, aprovou mudanças provisórias. “Estamos na agenda de eficiência operacional e reforçamos a disciplina na execução da nossa estratégia”, declarou Monteiro. Segundo o presidente da Axia Energia, os indicadores refletem o foco em expandir a transmissão e elevar a confiabilidade dos ativos. Em abril de 2026, a Axia aprovou a migração para o Novo Mercado da B3. O movimento objetiva simplificar a estrutura societária e elevar a liquidez das ações no mercado. A empresa também reduziu em R$ 2,2 bilhões o estoque de empréstimos compulsórios em relação ao 1º trimestre de 2025. Desde o 3º trimestre de 2022, a redução acumulada nas provisões é de R$ 14,8 bilhões. Na gestão de portfólio, a companhia concluiu a venda da participação na Emae (Empresa Metropolitana de Águas e Energia) em janeiro. Em março, adquiriu 100% da IE Garanhuns e alienou a totalidade da participação na IE Madeira. (Poder 360)

Axia Energia reverte prejuízo e tem lucro líquido de R$ 2,63 bilhões no 1º trimestre

A Axia Energia (ex-Eletrobras) registrou lucro líquido de R$ 2,63 bilhões no primeiro trimestre de 2026, revertendo o prejuízo de R$ 354 milhões apurado em igual período de 2025. A companhia atribuiu o resultado ao menor volume de provisões, a um efeito não recorrente no ano passado, que não se repetiu neste ano, e a menores custos de aquisição de energia, entre outros pontos. A receita operacional líquida da Axia Energia avançou 22,1% no trimestre encerrado em março, na comparação anual, para R$ 12,71 bilhões. O lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda, na sigla em inglês) da empresa subiu 72,5% no primeiro trimestre, para R$ 7,44 bilhões. A dívida líquida ajustada da empresa subiu 17,2%, para R$ 46,04 bilhões; com isso, a relação entre a dívida líquida e o Ebitda, que mede a alavancagem da companhia, encerrou o primeiro trimestre deste ano em 1,9 vez. Ainda de acordo com a Axia, o estoque de provisões relativo ao empréstimo compulsório foi reduzido em R$ 2,2 bilhões na comparação anual, totalizando R$ 11 bilhões. Esse empréstimo compulsório foi uma operação realizada pela antiga Eletrobras a partir da década de 1960 para financiar a expansão do setor elétrico. A cobrança incidia na conta de luz dos clientes com consumo superior a 2 mil quilowatts/hora (kWh) por mês e seria extinta em 1977, mas foi prorrogada até 1993. Por lei, os consumidores poderiam depois converter os valores pagos em ações da Eletrobras. Em 2009, o Superior Tribunal de Justiça (STJ) decidiu que a empresa deveria corrigir os créditos. Boa parte do compulsório, naquela data, já havia sido paga pela Eletrobras por meio da conversão dos valores em ações. (Valor)

Axia Energia (AXIA3) lucra R$ 3,7 bilhões no 1º tri com melhora de margem na geração

A Axia Energia registrou um lucro líquido ajustado de R$3,7 bilhões no primeiro trimestre, revertendo a perda de R$80 milhões registrada um ano antes, segundo balanço divulgado nesta quarta-feira. Em relatório, a companhia atribuiu o salto no resultado trimestral a um aumento da receita da unidade de geração, com uma margem de contribuição maior em meio à alta de preços de energia de curto prazo. Esse fator, além de outros como menor despesa financeira e redução de provisões, mais do que compensaram uma queda da receita com transmissão de energia, disse a Axia. O lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda) regulatório ajustado atingiu R$8,6 bilhões, avanço de 60% na comparação anual. Já a receita operacional líquida regulatória totalizou R$11,6 bilhões, aumento de 19,7% ano a ano. (Info Money)

Axia (ex-Eletrobras) reverte prejuízo e lucra R$ 2,6 bi no trimestre

A Axia Energia (antiga Eletrobras) registrou lucro líquido ajustado de R$ 2,6 bilhões no primeiro trimestre de 2026, revertendo o prejuízo de R$ 354 milhões apurado no mesmo período do ano passado. As informações estão no  balanço divulgado pela companhia na noite desta quarta-feira (6). O desempenho foi impulsionado principalmente pelo crescimento das receitas de geração de energia, pela melhora do resultado da comercialização no mercado livre e pela redução de despesas operacionais e provisões. Considerando os ajustes de itens não recorrentes, o lucro líquido ajustado atingiu R$ 3,7 bilhões entre janeiro e março. O Ebitda  (Lucros Antes de Juros, Impostos, Depreciação e Amortização, na sigla em inglês) da companhia somou R$ 7,4 bilhões no trimestre, avanço de 72,5% na comparação anual. A receita operacional líquida atingiu R$ 12,7 bilhões no trimestre, alta de 22,1% em relação aos R$ 10,41 bilhões registrados um ano antes. No segmento de geração, a receita avançou 34,2% na comparação anual, passando de R$ 7bilhões para R$ 9,42 bilhões. O principal destaque veio da comercialização no mercado livre e no Mercado de Curto Prazo (MCP), cuja margem de contribuição saltou de R$ 899 milhões no primeiro trimestre de 2025 para R$ 4,6 bilhões neste ano. (CNN Brasil)

Auren reverte lucro e reporta prejuízo de R$ 601,6 milhões no 1º trimestre

A Auren Energia registrou um prejuízo líquido de R$ 601,6 milhões no primeiro trimestre de 2026, revertendo o lucro líquido de R$ 54 milhões de igual período de 2025. Segundo a companhia, o desempenho foi prejudicado por geração de energia aquém do esperado, e também pela frente de comercialização. O lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda, na sigla em inglês) de janeiro a março ficou em R$ 300,1 milhões, redução de 78,2% ante o verificado um ano antes. Já o Ebitda ajustado para o primeiro quartil do ano ficou em R$ 925,9 milhões, redução anual de 23,2%. A companhia tem um portfólio formado por 54% da geração de fonte hídrica, 36% de eólica e 10% de solar centralizada (como são chamadas tecnicamente as usinas de grande porte). De acordo com Fabio Zanfelice, presidente da Auren, a geração de energia, principalmente nas duas primeiras fontes, foi abaixo do esperado. Já em comercialização, o executivo descartou impacto da alta no preço na energia no mercado de curto prazo, já que houve proteção por meio da geração de energia da própria empresa. “Houve mudanças de portfólio e contratos que expiram. Também algumas cessões de contrato feitas para a geradora no processo da aquisição da AES, que fizeram com que o resultado da comercializadora no trimestre fosse menor do que o primeiro trimestre de 2025”, explicou. Por outro lado, ele destacou os ganhos com modulação de energia, que somaram R$ 97,2 milhões, cinco vezes mais que o registrado no primeiro trimestre de 2025. O montante superou, pela primeira vez, o impacto financeiro dos cortes de geração renovável (curtailment), que foram de R$ 86,2 milhões de janeiro a março. (Valor)

Auren reverte lucro e tem prejuízo de R$ 601 milhões no 1º trimestre

A Auren Energia encerrou o primeiro trimestre de 2026 com prejuízo líquido de R$ 601,6 milhões, revertendo o lucro de R$ 54 milhões registrado no mesmo período do ano passado. O resultado foi  impactado principalmente pela marcação a mercado dos contratos futuros de energia e pela redução da geração hidrelétrica, eólica e solar. O Ebitda ajustado da companhia somou R$ 925,9 milhões entre janeiro e março, queda de 23,2% na comparação anual. A receita líquida, por outro lado, avançou 4,1%, para R$ 3,07 bilhões. Segundo a empresa, o desempenho operacional foi afetado por menor recurso eólico e solar, além de um cenário hidrológico menos favorável no Mecanismo de Realocação de Energia (MRE). O GSF, indicador que mede a geração hidrelétrica em relação à garantia física, caiu para 91% no trimestre, ante 107% um ano antes. A geração própria total da companhia recuou 18,3% no período, para 3.084,4 MW médios. A produção hidrelétrica caiu 20%, enquanto a eólica teve retração de 16% e a solar, de 8,9%. A empresa continuou sofrendo com os cortes de geração impostos pelo ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico). O efeito negativo bruto do curtailment foi de R$ 86,2 milhões no trimestre. A empresa continuou sofrendo com os cortes de geração impostos pelo ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico). O efeito negativo bruto do curtailment foi de R$ 86,2 milhões no trimestre. (CNN Brasil)

Auren tem prejuízo de R$ 601,6 mi no 1º tri, mas segue ativa na comercialização

A Auren Energia (AURE3) registrou prejuízo no início de 2026 em meio a um cenário mais desafiador para o setor brasileiro de geração de energia, mas segue ativa na área de comercialização e tem conseguido obter ganhos a partir de seu portfólio diversificado de usinas, disseram executivos da companhia à Reuters. A elétrica controlada por Votorantim e CPP Investments divulgou nesta quarta-feira prejuízo líquido de R$ 601,6 milhões no primeiro trimestre, revertendo o resultado positivo de R$ 54 milhões registrado um ano antes. O lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda) ajustado da geradora somou R$ 925,9 milhões, queda de 23,2% na base anual. O Ebitda trimestral foi pressionado pela menor geração hidrelétrica, solar e eólica em relação ao mesmo período do ano passado, além de um ganho menor com o descolamento de preços de energia entre os diferentes submercados do país. Já a última linha do balanço sofreu impacto da marcação a mercado dos contratos futuros de energia após uma atualização de premissas e estimativas feita pela companhia no trimestre, com efeito contábil, e não caixa. Segundo o CEO da Auren, Fabio Zanfelice, o principal destaque do período foram os ganhos obtidos com modulação — ou seja, capturados a partir de ajustes em contratos de energia conforme necessidades horárias e diárias, usando os diferentes perfis de produção das usinas hídricas, eólicas e solares da companhia. (Info Money)

Taesa tem lucro líquido regulatório de R$ 192,6 mi no 1º tri

7 ⁠Mai (Reuters) – A ⁠Taesa (TAEE11) registrou lucro ‌líquido regulatório de R$192,6 milhões ‌no primeiro trimestre de 2026, alta de 2,3% ⁠na ‌comparação ⁠anual, segundo balanço divulgado na noite de quarta-feira. O lucro ​antes de juros, impostos, ​depreciação e amortização (Ebitda) regulatório ficou em R$562,1 ‌milhões, crescimento ​de 10,3% na comparação com o ⁠mesmo ​período ​de 2025. Já a receita ⁠operacional ​líquida ficou em R$655,5 ​milhões, 9,6% acima do registrado ​nos ⁠primeiros três meses ⁠de 2025. (Info Money)

Copel mantém estratégia de descontratação e avalia efeito de El Niño sobre preços

A Copel (CPLE3) manterá sua estratégia de operar com um balanço de energia descontratado para aproveitar momentos de alta dos preços de curto prazo, enquanto monitora eventuais impactos baixistas no mercado em decorrência de um forte El Niño previsto para o segundo semestre, disseram executivos da companhia elétrica nesta quarta-feira. Em teleconferência para comentar o balanço trimestral, o CEO da Copel, Daniel Slaviero, ressaltou que a estratégia atual de comercialização de energia tem trazido bons resultados, diante de um ambiente mais desafiador e volátil para a operação do sistema elétrico brasileiro, com cortes de geração renovável e risco hidrológico (GSF, na sigla em inglês) mais elevados. A empresa continuará operando mais descontratada em 2026 e nos dois anos à frente, evitando vender energia em contratos com prazos mais longos, que tendem a render preços menores dos que os do mercado de curto prazo, no qual a volatilidade intradiária é acentuada. “A gente continua com o ‘pace’ muito em linha com o que foi feito no último trimestre, capturando os ‘spikes’ de preço, sem acelerar, mas também sem reduzir as vendas”, disse Rodolfo Lima, diretor da área de comercialização. Lima observou que há grandes chances de ocorrência de um forte fenômeno climático El Niño no segundo semestre, o que poderia trazer mais chuvas para o Sul do Brasil, com consequente pressão baixista sobre os preços de curto prazo. Caso esse cenário se concretize, a empresa pode até mesmo aproveitar oportunidades de compra de energia, disse o CEO. “Se eventualmente a intensidade do El Niño for acima do esperado e tiver um impacto de variação de preço muito grande para o segundo semestre ou em diante… eu diria que até abre oportunidade para nós comprarmos mais energia, aumentando eventuais posições ou fechando alguns ‘gaps’ trimestrais que possam haver pela curva do GSF”, afirmou Slaviero. (Info Money)

Copel lucra com exposição ao PLD no Sul e reforça defesa do CVaR

A energia mais cara no submercado Sul, como reflexo dos níveis mais baixos de reservatórios, rendeu R$ 70 milhões à Copel no primeiro trimestre do ano. No total, a empresa aumentou em R$ 99,2 milhões sua receita com contratos bilaterais no mercado livre, com alta de 11,7% no volume de energia, vendida a preços 4,7% maiores. Em teleconferência com acionistas, a diretoria da Copel explicou ter capturado a alta do preço de liquidação das diferenças (PLD) no período, se beneficiando da estratégia de disponibilidade descontratada com modulação na geração hídrica. Para o presidente da empresa, Daniel Slaviero, a geração hídrica tende a se valorizar cada vez mais, em um cenário de grande participação de geração intermitente. “A gente vê o custo da modulação subindo tri a tri. A expectativa é que isso se potencialize, quanto mais a gente observar essa inserção de renováveis e toda a função de ponta que a hídrica tem trazido para o sistema”, disse o executivo. Ele ponderou, entretanto, que o desempenho da modulação depende também do preço do PLD a cada trimestre, que também pode sofrer influência de condições climáticas. “A modulação hídrica e o papel de confiabilidade que ela tem no sistema de segurança, isso vai ser cada vez mais valorizado. E, na nossa visão, essa dimensão de valores é apenas o início de uma próxima jornada, um próximo patamar, sempre dependendo dessas circunstâncias aqui de afluência, PLD”, disse. Slaviero defendeu os modelos de aversão ao risco atualmente praticados no país. O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) estão avaliando mudanças nos parâmetros de risco para o sistema. (Megawhat)

Lucro da EDP cai 12% no 1º trimestre, para 378 milhões de euros

A EDP-Energias de Portugal elevou sua projeção de lucros para o ano todo, afirmando ter tido um forte início em 2026, em parte graças ao bom desempenho de seu negócio de redes elétricas e ao crescimento de energias renováveis ​​nos EUA. A empresa portuguesa de energia elétrica disse que agora espera que o lucro recorrente antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda) para 2026 seja de 5,2 bilhões de euros (US$ 6,11 bilhões), acima da previsão anterior de 4,9 bilhões a 5 bilhões de euros. O lucro líquido recorrente é previsto em cerca de 1,3 bilhão de euros, no limite superior da faixa de projeção anterior de 1,2 bilhão a 1,3 bilhão de euros. A EDP afirmou que seus resultados do primeiro trimestre foram beneficiados pelo início de novos períodos regulatórios nas redes elétricas espanholas e portuguesas, enquanto os lucros em seu negócio de energias renováveis ​​foram impulsionados principalmente pelos EUA. No entanto, a queda nos preços impactou negativamente seu negócio de geração de energia. O grupo reportou um lucro líquido de 378 milhões de euros no primeiro trimestre, uma queda de 12% em relação ao mesmo período do ano anterior. Em termos recorrentes, o lucro líquido diminuiu 9%, para 399 milhões de euros. A receita foi de 4,05 bilhões de euros, comparada a 4,08 bilhões de euros no ano anterior, enquanto o Ebitda recorrente caiu 3%, para 1,38 bilhão de euros. (Valor)

EDP freia renováveis para focar em distribuição e transmissão

Conhecida por sua atuação global em geração renovável, no Brasil, a empresa de energia EDP está voltando a atenção a sua outra frente de atuação em meio à transição energética: as redes, sejam elas de transmissão, segmento que passou por uma reciclagem de ativos no passado, mas voltou a chamar atenção da companhia portuguesa, seja em distribuição, na qual está prestes a renovar sua segunda concessão. O plano de investimentos da empresa prevê R$ 9 bilhões de aportes no país até 2028. Deste total, cerca de R$ 5 bilhões serão destinados às distribuidoras: a EDP Espírito Santo, cujo contrato foi renovado em julho do ano passado por mais 30 anos; e a EDP São Paulo, que atua em 28 municípios paulistas nas regiões do Alto do Tietê, Vale do Paraíba e Litoral Norte, cuja renovação já foi aprovada pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e aguarda assinatura do aditivo contratual. Os outros recursos devem ir para transmissão, segmento em que a companhia atua há 10 dos 30 anos em que está no país, e que chegou a perder espaço. “A transmissão é relativamente nova para nós. Ganhamos o primeiro lote, no Espírito Santo, em dezembro de 2016. Já construímos cerca de 4,3 mil quilômetros (km) de linha, sendo que, em alguns fizemos rotação de ativo”, lembrou João Brito Martins, que assumiu como CEO da EDP na América do Sul em junho do ano passado. No momento, a companhia tem 1.485 km de linhas em operação e outros 1.570 km em construção, mas há apetite para mais. Depois de arrematar um lote no certame de outubro de 2025, em Goiás, chegou a participar do leilão de março deste ano, mas não levou novos projetos. “Olhando para o planejamento do setor no Brasil, teremos uma janela de leilões de transmissão de grande dimensão. Este último foi bastante competitivo, faz parte do jogo, obriga-nos a nos reinventar, repensar a nossa estratégia e o que temos que fazer diferente, mas estamos nos preparando para o próximo, de outubro, que é um leilão bastante grande, de R$ 22 bilhões. Estamos fazendo nossa lição de casa, porque é uma área que nós queremos continuar a apostar e a crescer”, disse, em sua primeira entrevista após assumir a posição. (Valor)

Alexandre Ramos deixa a CCEE para assumir o comando da Cemig

O atual presidente do Conselho de Administração da CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), Alexandre Ramos, deverá assumir a presidência da Cemig (Companhia Energética de Minas Gerais) a partir do dia 11 de maio, substituindo Reynaldo Passanezi, que estava à frente da companhia desde 2020. A indicação foi aprovada pelo conselho da estatal em reunião realizada no dia 7. A mudança marca uma transição relevante no comando de uma das maiores empresas do setor elétrico brasileiro, com a chegada de um executivo com perfil técnico e larga experiência regulatória. Alexandre Ramos está na CCEE desde 2023, quando foi eleito para presidir o Conselho de Administração da entidade, tomando posse em maio do mesmo ano. Desde então, vivenciou um período de transformações no setor, em especial na CCEE, com foco em governança, modernização e debates sobre a expansão do mercado livre de energia, incluindo o processo de reestruturação da governança da Câmara, concluído recentemente. Antes disso, construiu carreira em outras instituições do setor elétrico, com passagens pelo MME (Ministério de Minas e Energia), ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétirca), EPE (Empresa de Pesquisa Energética) e pelo ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico). Nessas funções, atuou em temas como planejamento energético, regulação e expansão da infraestrutura elétrica. Ramos também mantém proximidade com o atual ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, com quem compartilha interlocução frequente no âmbito das discussões sobre políticas energéticas. Reynaldo Passanezi deixa a presidência da Cemig após uma gestão iniciada em 2020, marcada por iniciativas de reestruturação financeira, redução de endividamento e fortalecimento da governança corporativa. (Canal Solar)

Casa dos Ventos inicia operação de sua primeira solar no MS

A Casa dos Ventos recebeu autorização para iniciar a operação em teste da usina solar fotovoltaica Seriemas 1, com 50 MW de capacidade, na cidade de Paranaíba, no Mato Grosso do Sul. O estado está no foco de investimentos da geradora, com R$ 5,12 bilhões anunciados para a construção de três complexos de energia solar: Rio Brilhante (491 MW), Seriemas (400 MW) e Paraíso (640 MW). A geradora tem acordo de longo prazo no modelo de autoprodução com a Dow no Complexo Fotovoltaico Seriemas. A Casa dos Ventos ainda recebeu o aval da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para a eólica Ventos de São Rafael 11, nos municípios de Coronel Ezequiel e Picuí no estado do Rio Grande do Norte e Paraíba. Foram liberadas para operação em teste as unidades geradoras UG12 a UG14, num total de 13,5 MW. A Secretaria de Transição Energética e Planejamento definiu os montantes de garantia física de energia das eólicas Pedra Amolar I e Pedra Amolar II, respectivamente em 14,8 MW médios e 14,4 MW médios, e da Paraíso Farol II e Paraíso Farol III, em 6,8 e 15,9 MW médios. (Megawhat)

Insegurança jurídica leva Ultragaz deixar a GD solar

A Ultragaz, do Grupo Ultra, firmou acordo para vender seu braço de GD (geração distribuída) solar à Veo Energia, do Grupo JEM (José Eduardo Muffato). A transação, com valores não divulgados, abrange duas usinas fotovoltaicas em Ibirapuã (BA) e depende de aprovação do Cade (Conselho Administrativo de Defesa Econômica). A decisão ocorre quatro anos após a empresa entrar no setor elétrico via aquisição da startup Stella GD, por R$ 63 milhões em 2022. “A geração distribuída é algo em que, se você tem uma dificuldade de escalar, está sempre dependendo de um ativo vinculado a uma distribuidora”, afirmou Lucas Witzler, diretor de energia elétrica da empresa, ao jornalista da NeoFeed Ivan Ringelblom. “A GD passa por um momento de reequilíbrio, tem uma série de discussões sobre o modelo e é lógico que essas incertezas quanto ao futuro do modelo fizeram parte da nossa decisão de focar em um vetor de crescimento que é mais certo”, disse Witzler ao NeoFeed. Desde 2024, a Utragaz atua no Mercado Livre de Energia no modelo varejista. Dados da CCEE mostram 2,7 mil unidades consumidoras atendidas pela empresa, que opera no modelo varejista desde 2024. A estratégia integra energia elétrica ao portfólio de gás para 53 mil clientes empresariais. “Resolvemos focar nesse segmento, porque ele vai ter uma expansão muito grande no curto prazo. Em 2027, todos os consumidores empresariais poderão comprar energia no mercado livre e, a partir de novembro de 2028, todos os consumidores serão elegíveis no mercado livre”, comentou Witzler. (Canal Solar)

A decisão de Fux sobre ação do PT e do Psol contra a privatização da Copasa

O ministro Luiz Fux, do Supremo Tribunal Federal, determinou a adoção do rito abreviado na ação que questiona a emenda aprovada pela Assembleia Legislativa de Minas Gerais (ALMG) que dispensou a obrigatoriedade de referendo popular para a privatização da Companhia de Saneamento (Copasa). A ação foi apresentada, em novembro, pelo PT e pelo Psol. Com a decisão do relator, tornada pública nesta quarta-feira (6), o caso será levado diretamente ao plenário do STF para julgamento do mérito, sem passar pela fase de análise da medida cautelar. Os partidos haviam pedido liminar para a suspensão e a invalidação da mudança na Constituição mineira. “Percebe-se, assim, que a matéria se reveste de grande relevância e apresenta especial significado para a ordem social e a segurança jurídica. Nesse particular, enfatizo a conveniência de que a decisão venha a ser tomada em caráter definitivo, mediante a adoção do rito abreviado previsto no artigo 12 da Lei federal 9.868/1999“, escreveu Fux. O despacho do ministro determina ainda que a Assembleia de Minas e o governo do estado se manifestem em até dez dias para prestar informações ao tribunal. Em seguida, a Advocacia-Geral da União (AGU) e a Procuradoria-Geral da República (PGR) terão cinco dias cada, de forma sucessiva, para apresentação de parecer. Depois, o processo segue para julgamento no STF. Duas entidades solicitaram ingresso no processo, mas Fux ainda não decidiu sobre os pedidos. São elas a Associação Nacional de Defesa do Consumidor (Andicom) e o Sindicato dos Trabalhadores nas Indústrias de Purificação e Distribuição de Água e em Serviços de Esgotos (Sindagua). (O Fator)

Privatização da Copasa travada: silêncio do TCE deixa investidores em espera e ações despencam

Enquanto o Tribunal de Contas do Estado (TCE-MG) não emite sua decisão final sobre a privatização da Copasa, diretores da companhia e investidores permanecem em espera. A expectativa era de que, até o fim da semana, houvesse um posicionamento do tribunal liberando a continuidade da oferta de ações da empresa. Porém, agora, poucos dos envolvidos no processo se arriscam a bater o martelo sobre a questão. A ansiedade em relação à situação se reflete no valor das ações da companhia na Bolsa de Valores. Após um pico registrado em 9 de abril, quando os papéis atingiram R$ 60,35, houve uma queda de 8,5% em menos de um mês, alcançando R$ 55,25 nesta quarta-feira (6/5). Na última semana, observou-se um ensaio de recuperação dos preços impulsionado pela expectativa de que o TCE pudesse autorizar a venda, mas ainda distante de compensar as perdas do último mês. De acordo com o TCE, não houve movimentações recentes no processo. A presidente da Copasa, Marília Carvalho de Melo, afirma que todas as explicações têm sido entregues ao tribunal e que há expectativa de uma solução, mas sem previsão de prazo. “Estamos em diálogo constante com o tribunal de contas desde o início do processo, eles nos ajudaram muito inclusive no aprimoramento do modelo que nós estamos concluindo para a desestatização da companhia. Houve, de fato, uma decisão do pleno (do TCE) de que poderíamos proceder, mas que o processo de lançamento deveria aguardar uma avaliação mais detalhada do tribunal. Estamos nesse processo de esclarecimentos, aguardando o TCE para que possamos cumprir o cronograma que temos”, disse. (O Tempo)

Caso da égua na adutora: Arsae diz que vai fiscalizar qualidade da água distribuída pela Copasa

A Agência Reguladora de Saneamento e Energia de Minas Gerais (Arsae-MG) informou, nesta quarta-feira (6/5), que vai fiscalizar todos os procedimentos adotados pela Copasa após o incidente envolvendo a presença de uma égua em uma adutora do Sistema Rio das Velhas, responsável pelo abastecimento de municípios da Região Metropolitana de Belo Horizonte (RMBH). O caso, que teve início na segunda-feira (4/5), resultou no desabastecimento de água em mais de 700 bairros de Belo Horizonte e RMBH. Segundo a agência, o foco da fiscalização será acompanhar os processos de sanitização e desinfecção da estrutura, além do monitoramento da qualidade da água distribuída à população. A Arsae afirmou que vai verificar se todos os protocolos técnicos, operacionais e sanitários estão sendo cumpridos pela Companhia de Saneamento de Minas Gerais antes da retomada integral do abastecimento. De acordo com a agência reguladora, a prioridade neste momento é garantir a segurança sanitária e a potabilidade da água distribuída à população. “A retomada do abastecimento deve ocorrer somente após a validação laboratorial dos parâmetros de potabilidade da água”, informou a Arsae-MG. O órgão ressaltou que existem protocolos técnicos específicos para situações que envolvem risco de contaminação microbiológica e macroscópica em sistemas de abastecimento. (O Tempo)

‘A população pode consumir água com tranquilidade’, afirma especialista

Apesar de a égua Amora ter passado 36 horas na adutora da Copasa até ser encontrada nesta quarta-feira (6/5), a companhia afirmou que o abastecimento de água em Belo Horizonte e na Região Metropolitana não correu risco de contaminação. Mesmo com as garantias, a reportagem ouviu o especialista Leonardo Augusto dos Santos, membro da Associação Brasileira de Engenharia Sanitária e Ambiental (ABES/MG) para trazer embasamento técnico ao tema. Segundo o especialista, as informações divulgadas pela companhia são relevantes, mas precisam necessariamente estar respaldadas por dados concretos de monitoramento da qualidade da água. O especialista avalia que os procedimentos adotados pela Copasa seguem o protocolo adequado para esse tipo de ocorrência: esvaziamento completo da linha, retirada do corpo estranho e aplicação de cloro em dosagem elevada para garantir a inativação de possíveis agentes contaminantes. A vistoria foi feita com o uso de drones, equipamentos subaquáticos e robôs, já que o acesso humano direto é inviável devido ao risco em ambientes confinados. Na manhã de hoje, o superintendente da Unidade de Negócio Metropolitana da Copasa, Ronaldo Serpa, afirmou em uma entrevista coletiva que a companhia agiu imediatamente após ser informada sobre a possível queda de um animal de grande porte na adutora. (Estado de Minas)

São Paulo amplia acesso ao saneamento com menores tarifas do país

A redução no custo de serviços essenciais tem impacto direto na qualidade de vida da população, especialmente entre as famílias de baixa renda. No setor de saneamento básico, em que o acesso ainda é desigual em diversas regiões do país, políticas tarifárias mais acessíveis e inclusivas têm ganhado destaque como instrumento de justiça social e desenvolvimento. Nesse contexto, a Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo (Sabesp) passou a destacar-se nacionalmente ao manter a menor tarifa de saneamento entre as maiores operadoras do Brasil. A desestatização da companhia, concluída em julho de 2024, resultou na redução das tarifas e na ampliação do acesso à tarifa social, aumentando o número de famílias atendidas com serviços de água e esgoto a custos mais baixos. Logo após a mudança, houve diminuição imediata nos valores cobrados. As tarifas social e vulnerável tiveram redução de 10%, já as residenciais comuns caíram 1% e as comerciais e industriais, 0,5%. De acordo com a Global Water Intelligence (GWI), empresa de inteligência de mercado, análise de dados e eventos do setor internacional de água e saneamento, São Paulo foi a única cidade brasileira a registrar queda na tarifa residencial de água em 2024 enquanto a média nacional apresentou alta de 6,8%. Atualmente, segundo levantamentos do setor, a Sabesp mantém a menor tarifa entre as 20 maiores operadoras de saneamento do país. O valor residencial é de R$ 16,42 para consumo mensal de 10 mil litros, abaixo de cidades como Belo Horizonte (R$ 59,24) e Brasília (R$ 50,03), além dos valores mais elevados registrados em estados como o Rio Grande do Sul, onde a tarifa pode chegar a R$ 121,80. (Metrópoles)

A década do saneamento: como empresas apostam bilhões para universalizar água e esgoto até 2033

Durante décadas, moradores da comunidade de palafitas Beco Nonato, na zona Sul de Manaus, conviviam com esgoto a céu aberto e sem um pingo de água na torneira. É o caso de Patriolina Maria de Albuquerque Tavares, de 67 anos, que vivenciou a transformação no território quando a água encanada e a rede de esgoto chegaram pela primeira vez à região onde vive há cerca de 50 anos. O Beco Nonato é um belo exemplo da revolução que vive o saneamento brasileiro. Na comunidade, a Aegea implantou uma estrutura adaptada à realidade das palafitas, moradias construídas sobre estruturas elevadas de madeira, suspensas sobre igarapés e áreas alagadas da capital amazonense. A intervenção reduziu a exposição ao esgoto e melhorou as condições sanitárias da população, que por muito tempo ficou sem acesso a um serviço e direito básico ligado diretamente à saúde e à qualidade de vida. O caso é um retrato do tamanho do desafio no Brasil, que convive com um déficit histórico de saneamento. Em pleno 2026, cerca de 35 milhões de brasileiros ainda não têm acesso à água tratada e aproximadamente metade da população segue sem coleta e tratamento de esgoto. Foi justamente para enfrentar esse atraso que o marco regulatório do saneamento, aprovado em 2020, estabeleceu a meta de universalização dos serviços até 2033: 99% da população com acesso à água potável e 90% com coleta e tratamento de esgoto. Desde então, o setor entrou em uma nova fase marcada por privatizações, concessões bilionárias e uma corrida por investimentos em infraestrutura, tecnologia e expansão das redes. “É o telecom da água há 30 anos atrás”, exemplifica, Teresa Vernaglia, ex-CEO da BRK Ambiental e atual conselheira de empresas de infraestrutura. “Sem privatização e sem leilões, não chegaremos na meta”, diz em entrevista à EXAME.  (Exame)

Governo publica meta de descarbonização do gás natural com biometano

O governo federal publicou, nesta quarta (6/5), a resolução 4/2026 do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) que fixa a meta anual de 0,5% nas emissões de gases de efeito estufa (GEE) no mercado de gás natural. Aprovada em 1º de abril, a resolução foi publicada no Diário Oficial da União de hoje, e indica que a meta de 0,5% tem caráter excepcional, já que a lei do Combustível do Futuro, de 2024, determinou o início do mandato em 2026 com 1% de descarbonização. A medida será cumprida por produtores e importadores que comercializam gás natural por meio da participação do biometano no consumo. Para acompanhar essa evolução, será estruturada uma Mesa de Monitoramento do Mercado de Biometano, no Comitê Técnico Permanente do Combustível do Futuro, coordenada pelo Ministério de Minas e Energia. O objetivo é avaliar a dinâmica do setor e subsidiar a retomada de metas mais ambiciosas. De acordo com o governo, a intenção é viabilizar o restabelecimento do patamar de 1% de redução de emissões, conforme previsto na política energética nacional. (Eixos)

Gás natural: conselho fixa meta de descarbonização do setor para 0,5%

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) estabeleceu em 0,5% a meta inicial para a redução das emissões de gases do efeito estufa do setor de gás natural. A mudança foi justificada pela necessidade de ajustes no mercado de biometano, substituto sustentável ao derivado do petróleo. De acordo com o diretor-executivo da Associação Brasileira do Biogás (ABiogás), Tiago Santovito, o setor produtivo considera positiva essa meta inicial. “A gente está muito feliz com essa meta de 0,5%, porque já temos volumes vendidos no mercado e o que a gente, de fato, pode entregar com base em confiança, credibilidade e transparência, é o volume que cumpre os 0,5%.” A medida passou a valer nesta quarta-feira (6), após a publicação da resolução no Diário Oficial da União. Segundo André Galvão, superintendente da Associação Brasileira de Resíduos e Meio Ambiente (Abrema), a avaliação inicial do governo previa uma redução ainda maior para 0,25%, mas a revisão de parâmetros apresentados pelo setor viabilizou o ajuste para 0,5%. “Existiam parâmetros mais realistas, que a gente poderia apresentar com dados reais das nossas empresas. Era uma questão de plantas de biometano que estavam para ser inauguradas”, destacou. Além da revisão da meta anual, o CNPE determinou ainda a constituição de uma Mesa de Monitoramento do Mercado de Biometano, coordenada pelo Ministério de Minas e Energia, com o objetivo de restabelecer a meta em 1%. Prevista na Lei do Combustível do Futuro, a meta de emissões de gases do efeito estufa integra o Programa Nacional de Descarbonização do Produtor e Importador de Gás Natural e de Incentivo ao Biometano. Uma das políticas que dão base a compromissos internacionais como o Acordo de Paris. (Agência Brasil)

LOTS e Cocal fecham contrato para logística de vinhaça com biometano

A LOTS Group, empresa do Grupo Scania, anunciou nesta quarta (6/5) uma parceria com a produtora de açúcar, etanol e biometano Cocal para substituir o diesel na logística agrícola. O acordo acordo prevê a operação logística da vinhaça através de 44 novos caminhões 100% movidos a biometano nas sedes de Paraguaçu Paulista e Narandiba, no oeste de São Paulo. A operação será feita integralmente com o combustível renovável já na safra atual (26/27) da Cocal. Segundo as empresas, na comparação entre 44 caminhões a biometano versus a diesel operando nas mesmas condições por um ano, a mudança representa uma redução de 91% das emissões de gases de efeito estufa. Ao longo dos cinco anos iniciais de contrato, a expectativa é substituir mais de 19 milhões de litros de diesel, evitando a emissão de, aproximadamente, 41 mil toneladas de CO2 — o equivalente a 125 campos de futebol cobertos por floresta. Além da vinhaça, um subproduto da cana de açúcar que serva de matéria-prima para o biometano, a parceria prevê a ampliação do uso do biocombustível em outras frentes da operação da Cocal, como o transporte de cana do campo à usina. Considerando todas as operações em conjunto, somando combustível renovável, renovação de frota e ganhos de eficiência, a estimativa é de uma redução de até 50% das emissões totais em 2026, em comparação com 2025. (Eixos)

Quarta-Feira 06 de Maio

Destaques: (i) Âmbar fecha opção de compra de projetos da EPP no LRCap (CNN Brasil); (ii) Termelétricas dizem ter suprimento garantido, apesar de exposição a preços e logística (Megawhat); e (iii) TCU admite negociação de solução consensual para flexibilizar térmicas da Eneva (Megawhat)

Âmbar fecha opção de compra de projetos da EPP no LRCap

A Âmbar Energia, braço do grupo J&F, dos irmãos Batista, assinou uma opção de compra sobre projetos da Evolution Power Partners (EPP) no Leilão de Reserva de Capacidade (LRCap) de 2026, em movimento que pode redesenhar o mapa dos vencedores do certame, apurou a CNN com fontes a par do assunto. No total, a operação envolve cerca de 1,65 gigawatt (GW) em projetos que haviam sido arrematados pela EPP, empresa que está no centro das investigações do Tribunal de Contas da União (TCU) sobre risco de não entrega e possíveis irregularidades concorrenciais no leilão. Segundo uma fonte ouvida pela reportagem, a negociação reflete a atratividade econômica dos contratos firmados no certame. “Os PPAs foram tão bons que as empresas ‘bidaram’ e agora estão reciclando”, afirmou, sob condição de anonimato. Até o momento, Âmbar e EPP não comentaram oficialmente a operação. A movimentação reforça uma das principais críticas levantadas por agentes do setor e órgãos de controle: a possibilidade de o leilão ter atraído empresas interessadas não necessariamente em construir e operar usinas, mas em estruturar projetos para posterior venda. Esse comportamento já havia sido observado no Procedimento Competitivo Simplificado (PCS) de 2021, quando projetos originalmente contratados foram transferidos a outros agentes após dificuldades de execução. O assunto foi motivo de debate pelo ministro Bruno Dantas sobre a atuação de “geradoras de papel”, agentes que apresentam lances e vencem leilões, mas não possuem capital próprio compatível com os investimentos ou estrutura técnica para a execução. O Leilão de Reserva de Capacidade (LRCap) contratou 18,97 GW (gigawatts) de potência, com investimento total estimado em R$ 64,5 bilhões, mas deixou mais de meio trilhão de reais em encargos para os consumidores. (CNN Brasil)

Termelétricas dizem ter suprimento garantido, apesar de exposição a preços e logística

Geradoras termelétricas consultadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) sinalizaram segurança no abastecimento para atender a eventuais despachos no segundo semestre de 2026. Todas as usinas afirmam ter contratos, estoques ou alternativas de suprimento. As respostas enviadas à fiscalização da agência, no entanto, mostram que parte do parque térmico brasileiro segue exposta à pressão de preços e à logística internacional de combustíveis, especialmente no caso do gás natural liquefeito (GNL). O levantamento foi feito pela Aneel diante dos impactos da guerra envolvendo o Irã sobre a oferta global de gás, petróleo e derivados. Confira os detalhes fornecidos pelas termelétricas à agência: A Petrobras informou não ter identificado falta generalizada de GNL no mercado spot no curto prazo, mas descreveu um cenário “apertado” em termos de oferta e demanda. Segundo a companhia, o principal impacto é a “forte pressão altista sobre preços”, decorrente da interrupção parcial da produção no Catar, do bloqueio logístico em Ormuz e da competição por cargas entre Ásia e Europa. A estatal informou que atua majoritariamente no mercado spot de GNL e mantém apenas um contrato de longo prazo, para duas cargas por ano com origem nos Estados Unidos. O prazo estimado entre a identificação da necessidade e a chegada de uma nova carga ao Brasil é de 20 a 30 dias. Na data da resposta, a Petrobras possuía estoque total de 420 mil metros cúbicos de GNL: cerca de 260 mil metros cúbicos em dois navios regaseificadores e outros 160 mil metros cúbicos em um navio transportador na costa brasileira, usado como estoque. Uma nova carga estava prevista para carregamento nos Estados Unidos entre 25 e 30 de junho, com chegada estimada ao Brasil em 12 de julho. (Megawhat)

TCU admite negociação de solução consensual para flexibilizar térmicas da Eneva

O ministro Vital do Rêgo, presidente do Tribunal de Contas da União (TCU), autorizou a admissão da solução consensual que discutirá a flexibilização de contratos de termelétricas da Eneva. O despacho foi assinado em 29 de abril, e se referiu à manifestação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) sobre interesse em participar da comissão, envolvendo também o Ministério de Minas e Energia (MME). A proposta em discussão envolve quatro termelétricas da Eneva: Parnaíba II, Parnaíba VI, Azulão II e Azulão IV. Juntas, elas somam mais de 1,2 GW de capacidade instalada passível de flexibilização. A empresa manifestou em outubro de 2025 o interesse em flexibilizar os contratos, e o tema foi remetido pelo MME ao TCU, para negociação no âmbito da Secretaria de Controle Externo de Solução Consensual e Prevenção de Conflitos (SecexConsenso). Atualmente, os contratos dessas termelétricas são parcialmente inflexíveis e determinam níveis mínimos de geração, independentemente das condições do sistema. Esse tipo de contrato foi estruturado para garantir previsibilidade no consumo de combustível e estabilidade de receita para as térmicas. Segundo a proposta apresentada ao TCU, a flexibilização seria acompanhada de uma reestruturação da receita das usinas. A ideia é reduzir a parcela da receita fixa associada ao combustível e, em contrapartida, aumentar outros componentes da receita fixa, preservando o equilíbrio econômico-financeiro dos contratos. Assim, a receita fixa ficará mais elevada, e caberá ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) calcular se o custo adicional vale a pena em troca do aumento da flexibilidade da operação. (Megawhat)

Comercializadoras divergem do ONS e acionam Aneel para alterar PMO

A Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel) acionou a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para pedir uma medida cautelar para retirar a UHE Foz do Prata (49,36 MW) do Programa Mensal da Operação (PMO) de maio, alegando falhas no processo de governança que, segundo a entidade, comprometem a formação de preços e a segurança jurídica no setor elétrico. A entidade também solicita que a inclusão de novos empreendimentos nos próximos programas ocorra apenas após a homologação pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), em meio a divergências com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) sobre o cumprimento das regras regulatórias. Na última semana, a associação obteve aval do seu conselho de administração para submeter à autarquia um pedido de medida cautelar com efeito suspensivo que retira a hidrelétrica do PMO de maio. Antes da autorização, uma carta foi enviada pela entidade à Aneel e reforçou a insatisfação de comercializadores de energia com os modelos de operação, em meio à pressão crescente por alterações que ajudem a dar mais previsibilidade e transparência na formação de preço. A expectativa é que a usina inicie a operação comercial em 2030. De titularidade da Cooperativa de Geração de Energia e Desenvolvimento (Creral), o empreendimento está localizado entre os municípios de Veranópolis e Nova Roma do Sul, na região nordeste do Rio Grande do Sul. Segundo a Abraceel, o ONS informou, por meio de carta, que o processo de homologação das datas de entrada em operação dos empreendimentos pelo CMSE ocorre após a elaboração do PMO, já que a reunião ordinária do comitê acontecer no início de cada mês, depois da realização do programa. A lista de empreendimentos considerada no PMO é previamente encaminhada ao CMSE por ofício. Com base nesse procedimento, o operador entende que está cumprindo o rito de governança vigente e decidiu manter, no deck oficial, a modelagem da UHE Foz do Prata e das demais usinas do 39º leilão de energia nova. (Megawhat)

Corte de geração renovável salta para 19% em abril, aponta Itaú BBA

Os cortes de geração renovável voltaram a crescer em abril, atingindo 18,9% da geração total, e acima dos 15,2% de março e dos 9,3% registrados no mesmo período do ano passado, segundo análise do Itaú BBA. O avanço de abril foi puxado principalmente por restrições energéticas (15,4%), associadas à falta de demanda no sistema, que responderam pela maior parte dos cortes no mês. Já os eventos ligados à confiabilidade elétrica (1,9%) e indisponibilidades externas (1,5%) permaneceram quase que estáveis na comparação mensal. O relatório. assinado pelos analistas Filipe Andrade, Luiza Cândida e Victor Cunha, aponta que o avanço foi disseminado entre regiões e empresas, com aumento relevante tanto em volume quanto em intensidade dos cortes. No recorte por fonte, o curtailment eólico chegou a 15,8% da geração, enquanto o solar atingiu 25,4%, ambos em trajetória de alta na comparação mensal. Em relatório divulgado em março, os analisadas do Itaú apontaram que o corte de solar atingiu 20,8% da geração no mês, mais que o dobro do registrado em fevereiro (9,9%), enquanto a geração eólica teve cortes de 11,9%, ante 8,8% de fevereiro. Ceará e Maranhão lideraram os cortes eólicos em abril, com níveis superiores a 33% da geração, repetindo o padrão observado nos meses anteriores. No caso da geração solar, os maiores impactos ficaram em Bahia, São Paulo e Piauí, todos com cortes acima de 20% da produção. A análise por subestações reforça essa concentração. No caso da energia eólica, as três mais afetadas estão no Ceará, enquanto, para solar, três das cinco mais impactadas ficam na Bahia, indicando gargalo de escoamento nessas regiões. Em termos absolutos, a Auren foi a mais impactada tanto em eólica quanto em solar, com volumes superiores a 200 MW no mês. Já em termos relativos, proporcional à geração, Alupar e Eneva aparecem entre as mais afetadas, com níveis acima de 20%. (Megawhat)

Ajustes em contratos da Tradener só terão efeito no ciclo de abril, diz CCEE

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) informou ao Tribunal de Justiça do Paraná (TJPR) que eventuais ajustes nos contratos da Tradener só poderão produzir efeitos no ciclo de contabilização de abril de 2026, com liquidação financeira em junho. A manifestação foi apresentada na segunda-feira, 4 de maio, depois que a Justiça deu prazo de 24 horas para a comercializadora comprovar o envio das informações corretas à câmara, sob pena de multa de R$ 500 mil por dia, limitada a R$ 30 milhões. Segundo a CCEE, o ciclo de contabilização de março de 2026 já está encerrado. O prazo para registro e validação de contratos terminou em 14 de abril, o fechamento da contabilização ocorreu em 28 de abril e o resultado foi enviado aos agentes na segunda-feira, 4 de maio. Com isso, a câmara afirmou que “não é mais tecnicamente possível realizar alterações nos registros contratuais que impactaram a contabilização já publicada”. A CCEE explicou ao desembargador Francisco Cardozo Oliveira, relator dos recursos apresentados por credores da Tradener, que seu sistema opera em ciclos sequenciais e predefinidos, conforme calendário anual conhecido pelos agentes. Cada mês de referência passa por etapas como contabilização preliminar, registro e validação de contratos, aporte de garantias financeiras, ajuste de contratos, fechamento da contabilização final, auditoria e liquidação financeira. No caso de março, a etapa de ajuste de contratos ocorreu em 27 de abril, o fechamento da contabilização final em 28 de abril e a publicação em 4 de maio. A liquidação financeira ainda não ocorreu, já que o débito no Mercado de Curto Prazo (MCP) está previsto para 11 de maio e o crédito para 12 de maio. (Megawhat)

Custos, riscos e crises de um sistema sem preços

“Não há crise no mercado de energia.” A afirmação recente do presidente da Câmara de Comercialização de Energia (CCEE), Alexandre Ramos, ao classificar os problemas na comercialização de energia no Brasil como conjunturais, parece, à primeira vista, desconectada do cenário global. Para Fatih Birol, à frente da Agência Internacional de Energia, o atual contexto geopolítico configura “a maior crise energética da história”. As duas leituras tratam, no entanto, de crises diferentes. A crise global reflete choques de oferta e tensões geopolíticas. No Brasil, os sinais de estresse emergem de dentro do próprio sistema elétrico —na forma de inadimplência, judicialização e fragilidade contratual na comercialização de energia. E isso aponta para um problema mais profundo. Em mercados de eletricidade, crises não começam na falta de energia. Começam na falha de coordenação. E coordenação, nesse contexto, é feita por preços. Quando o preço não coordena, o contrato deixa de disciplinar —e o mercado recorre à renegociação e à judicialização. Desde 2019, com o episódio da Vega Energia, ao menos 13 comercializadoras enfrentaram dificuldades que resultaram em descumprimento de contratos ou pedidos de recuperação judicial. Os casos mais recentes envolvem valores bilionários. Crescem a inadimplência e a judicialização. Não por acaso, representantes do mercado livre têm sinalizado preocupação. A Associação Brasileira de Comercializadores de Energia reforçou recentemente que a segurança do mercado depende do “respeito pleno aos contratos celebrados” —um sinal de que o problema já não é pontual, mas sistêmico, sendo descrito como a maior crise do setor em duas décadas. (Folha)

Setor elétrico: É fundamental otimizar a operação para que se obtenha segurança pelo menor custo

A expressão “pagou o pato” está no vocabulário popular e significa que alguém inocente ou que não deu causa a uma situação vai pagar por ela. No setor elétrico não é diferente. Mas quem, afinal, é o pato do setor elétrico e que conta é essa? Instituído no Brasil em 1995, o mercado livre de energia já alcança 42% da demanda de energia no Brasil e 95% do consumo industrial. A partir de novembro de 2027, o mercado passará a ser acessível a todos os consumidores gradativamente. Estudo realizado pela Abraceel (Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia) mostra que, desde janeiro de 2024, o preço da energia elétrica para os quatro anos subsequentes acumulou elevação de 59%, passando de R$ 147 por MWh para R$ 233. Para preços trimestrais, a escalada foi ainda mais acentuada, com elevação de 121%, passando de R$ 143 por MWh para R$ 317. Para efeito de comparação, a variação do IPCA subiu 5% desde então. A escalada de preços no mercado livre de energia segue o avanço do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD), utilizado para valorar as operações no mercado de curto prazo, onde compradores e vendedores ajustam posições mensalmente. O PLD médio sofreu uma elevação de 84% no mesmo período, passando de R$ 129 por MWh em 2024 para R$ 236 em 2026. O PLD deve representar o custo da operação do sistema e é calculado hora a hora por modelos matemáticos. Historicamente, o preço variava com alguma racionalidade, como oferta e demanda, em função de fundamentos conhecidos e com razoável previsibilidade para especialistas, como hidrologia e capacidade de armazenamento de água em usinas hidrelétricas. Essa racionalidade se perdeu. (Estadão)

Empresa japonesa projeta primeira eólica offshore flutuante do Brasil

Uma empresa japonesa prepara a implantação do primeiro projeto de energia eólica offshore flutuante no Brasil, com investimento de US$ 100 milhões no Rio Grande do Sul. Denominado Aura Sul Wind, o empreendimento é liderado pela JB Energy, e já está em fase inicial e prevê instalação próxima ao Porto de Rio Grande, com início de operação estimado para 2029. As estruturas serão instaladas em águas com profundidade superior a 50 metros, onde fundações convencionais não são viáveis. Com isso, as plataformas flutuantes serão compostas por módulos de concreto armado, construídos em área portuária e transportados por rebocadores até o local de instalação e ancoragem. Esse modelo pode reduzir em até 50% o custo e o tempo de construção. A instalação em áreas mais afastadas da costa também contribuirão para a redução do impacto ambiental e visual. As estruturas possuem vida útil estimada em 25 anos e menor necessidade de manutenção em ambiente marinho. Segundo a empresa, a escolha pelo estado considera fatores como a disponibilidade de ventos, a infraestrutura portuária e a presença de indústria naval no município de Rio Grande-RS, com experiência em projetos offshore e na construção de estruturas flutuantes utilizadas no setor de óleo e gás. A capacidade instalada no estado também deve dar suporte às futuras atividades de operação e manutenção dos parques eólicos offshore. De acordo com Rodolfo Gonçalves, CEO da JB Energy, o projeto será apresentado a empresas locais, em parceria com o Sinduscon-RS, para participação nas etapas de construção. A iniciativa também foi levada à UFGRS (Universidade Federal do Rio Grande do Sul) com o objetivo de envolver grupos de pesquisa nas áreas de engenharia e meio ambiente. A previsão é de geração de 5 mil a 10 mil empregos diretos e indiretos ao longo das fases do projeto. (Canal Solar)

Lucro da Copel soma R$ 694 milhões no primeiro trimestre

A Companhia Paranaense de Energia (Copel) encerrou o primeiro trimestre do ano com um lucro líquido de R$ 694 milhões, montante que representa uma ampliação anual de 4,4%. Considerando o lucro líquido recorrente, que exclui itens não recorrentes e ficou em R$ 638,9 milhões no mesmo período, o crescimento anual foi de 10,7%. Os números foram ajudados principalmente por dois segmentos: distribuição, que cresceu por conta do aumento de consumo, especialmente, nos segmentos residencial e comercial; e geração, que rendeu ganhos da ordem de R$ 140 milhões em modulação e diferença de preço de submercados. A empresa reportou um lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda, na sigla em inglês) de R$ 1,9 bilhão, alta anual de 9,9%. Já o Ebitda recorrente ficou em R$ 1,75 bilhão, que representa uma ampliação de 16,7% frente aos três primeiros meses do ano passado. De acordo com o presidente da companhia, Daniel Slaviero, o desempenho positivo se deu mesmo em meio a um trimestre difícil por conta do risco hidrológico, conhecido pela sigla GSF, e dos cortes de geração por razões sistêmicas, chamados pelo jargão de “curtailment”, que ficaram em 20,7% no trimestre. Para ele, este ambiente faz com que a companhia seja mais conservadora na venda de energia e deixe um volume maior de energia não contratada para ser liquidada no mercado de curto prazo, que usa o Preço de Liquidação de Diferenças (PLD). No primeiro trimestre, o PLD médio foi de R$ 359,40 por megawatt-hora (MWh), nas contas da companhia, contra R$ 161,87 por MWh em igual etapa do ano passado. Assim, mesmo com uma venda menor de energia em termos de volume, a Copel faturou mais nessas frentes. (Valor)

Copel apresenta lucro R$ 694 milhões no 1º tri, alta de 4,4%

A Copel registrou lucro líquido de R$ 694 milhões no primeiro trimestre de 2026, um crescimento de 4,4% em relação aos R$ 664,7 milhões apurados no mesmo período do ano passado, segundo balanço divulgado pela companhia. O avanço foi sustentado principalmente pela melhora operacional, embora parcialmente compensado por um resultado financeiro mais fraco e pelo aumento no pagamento de tributos. Apesar da melhora operacional, o lucro foi pressionado por uma queda de R$ 43 milhões no resultado financeiro e por um aumento de R$ 50,9 milhões nas despesas com tributos, reflexo do próprio crescimento da operação. Já o lucro líquido recorrente, que elimina impactos contábeis e extraordinários, alcançou R$ 638,9 milhões, crescimento de 10,7% na mesma base de comparação. O resultado foi impulsionado pela expansão do Ebitda, mas sofreu impacto negativo da piora no resultado financeiro e da maior carga tributária. O Ebitda reportado somou R$ 1,9 bilhão entre janeiro e março, alta de 9,9% na comparação anual, refletindo ganhos em geração, distribuição e comercialização de energia . Na métrica recorrente, que desconsidera efeitos não recorrentes, o Ebitda atingiu R$ 1,75 bilhão, avanço de 16,7% frente ao mesmo período de 2025. À CNN, o CEO da Copel, Daniel Slaviero destaca, entre as principais conquistas do trimestre, que a companhia passou a integrar índice Dow Jones Best in Class e que a empresa foi uma das vencedoras do leilão de Reserva de Capacidade. “Tivemos todas essas conquistas em um trimestre bastante desafiador: o curtailment [cortes de geração impostos pelo Operados Nacional do Sistema Elétrico] a 20%, enquanto que o ano passado foi 8%. Além disso, o GSF [sigla para risco hidrológico] 92% da garantia física. E o PLD [Preço de Liquidação das Diferenças] a R$ 360/MWh”. (CNN Brasil)

Enel informa investimentos de R$ 1,5 bi no primeiro trimestre deste ano

A Enel Brasil afirma ter investido R$ 1,5 bilhão em distribuição de energia no primeiro trimestre deste ano. O número representa um crescimento de 31% em relação ao mesmo período do ano passado. O aumento acontece em meio a questionamento quanto às concessões da empresa em São Paulo e no Rio de Janeiro. Na capital paulista e região metropolitana, a principal operação da multinacional italiana no país, o aporte foi de R$ 690,3 milhões. No Rio, os investimentos foram de R$ 439,5 milhões. O crescimento chegou a, respectivamente, 42,5% e 40%. Segundo a subsidiária brasileira, o ritmo de aportes tem crescido. Em São Paulo, o capex (investimentos em bens ou ativos que aumentam a capacidade produtiva ou operacional da empresa) de 2025 foi de R$ 2,8 bilhões. Se comparado a 2023, o crescimento foi de 73%. No Rio, no ano passado o número chegou a R$ 1,8 bilhão (mais 55% em relação a 2023). No mês passado, a Aneel recomendou a caducidade do contrato da Enel em São Paulo. O processo agora será analisado e a acusação é de sucessivas falhas no fornecimento, incluindo um apagão em dezembro de 2025 que deixou cerca de 4,2 milhões de clientes sem energia. No Rio, o TCU (Tribunal de Contas da União) disse não haver motivo para a concessão não ser renovada por mais 30 anos, mas criticou a Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) por ter feito a recomendação antes de concluir investigação sobre supostas fraudes nos números do fornecimento de energia. (Folha)

ISA Energia negocia flexibilização da dívida com BNDES e mira leilões

A ISA Energia Brasil vê nos leilões de transmissão e de baterias como principais vetores de crescimento, enquanto lida com a elevação da alavancagem e avança na negociação de waiver com o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). A companhia ainda projeta 2028 como um “ano de virada” para sua dinâmica financeira, com maior captura de receitas e consolidação dos efeitos do ciclo de investimentos. Em teleconferência com investidores para apresentação dos resultados do primeiro trimestre de 2026, o presidente da transmissora, Rui Chammas, destacou a ligação entre o avanço da transição energética e à continuidade dos leilões no setor elétrico. Segundo ele, a expansão do sistema exigirá não apenas reforços e melhorias na rede existente, mas também a incorporação de novas tecnologias capazes de equilibrar geração intermitente e o consumidor, que também passou a atuar como gerador.  Esse cenário, segundo ele, demandará soluções como baterias, eletrônica de potência e compensadores síncronos. “Isso abre uma expectativa de potencial mercado nos próximos anos, que a companhia poderá aproveitar”, afirmou. O executivo também reforçou que o crescimento da empresa seguirá ancorado em três pilares: projetos rentáveis, disciplina financeira e manutenção da política de distribuição de proventos. De acordo com ele, a companhia pretende manter o pagamento de 75% do lucro regulatório aos acionistas, ao mesmo tempo em que avalia novas oportunidades. “Frente às oportunidades, podemos participar de leilões de baterias, de linhas de transmissão ou avançar em reforços e melhorias, sempre dentro da nossa estratégia”, completou. (Megawhat)

ISA Energia discutirá com BNDES possibilidade da dispensa de cláusula de financiamento, diz diretora

A diretora de finanças e relações com investidores da ISA Energia Brasil, Silvia Wada, disse que discutirá com o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) a possibilidade da dispensa de uma cláusula (waiver) que consta no financiamento que a transmissora tem com o banco de fomento da ordem de R$ 670 milhões. Durante teleconferência sobre os resultados da companhia no primeiro trimestre de 2026, ela afirmou que o negócio com o BNDES é o único da empresa que tem como condicionante (covenant) a limitação da alavancagem, medida pela relação entre a dívida líquida e o lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda, em inglês) limitada a 3 vezes, quando medida em 12 meses. Em março, o indicador da companhia ficou em 3,7 vezes. No ano passado, a ISA Energia já obteve anuência do banco que optou por não declarar o vencimento antecipado de três contratos de financiamento, mesmo diante do risco de descumprimento de indicadores financeiros no exercício de 2025. (Valor)

Projeto Jacarandá reforça segurança energética na Grande São Paulo

A expansão da infraestrutura de transmissão de energia elétrica no país ganhou novo impulso com a conclusão do Projeto Jacarandá, que ampliou a capacidade da Subestação Água Azul, em Guarulhos (SP). Com a entrada em operação comercial dos transformadores TR3 e TR4, em abril, o empreendimento reforça a confiabilidade do fornecimento de energia na região metropolitana de São Paulo e assegura maior robustez para o sistema elétrico da área do Aeroporto Internacional de Guarulhos, um dos principais polos logísticos e econômicos do país. Integrante da carteira do Novo Programa de Aceleração do Crescimento (Novo PAC), no eixo Transição e Segurança Energética, o projeto, que conta com investimento total estimado em R$ 232 milhões, acrescentou 600 MVA de capacidade de transformação ao Sistema Interligado Nacional (SIN). A ampliação consolida mais uma entrega estratégica voltada à modernização da rede de transmissão brasileira, em linha com a necessidade de sustentar o crescimento da demanda e ampliar a segurança operacional em regiões de elevado consumo. As obras contemplaram a implantação de um novo pátio em 88 kV na Subestação Água Azul e a instalação de dois bancos de autotransformadores monofásicos de 440/88 kV, com potência de 300 MVA cada. Com a nova estrutura, o sistema ganha melhores condições para absorver e distribuir a energia, reduzindo riscos operacionais e elevando a estabilidade do suprimento para uma área marcada por intensa atividade urbana, industrial e de serviços. (Valor)

Auren desiste de projetos solares por restrições de escoamento

A Auren Energia decidiu não seguir com a implantação de um conjunto de usinas fotovoltaicas no Nordeste, citando a ausência de margem no sistema de transmissão para o escoamento da energia gerada. De acordo com o Despacho nº 1.300/2026, publicado no Diário Oficial da União, a companhia solicitou a revogação das outorgas de três complexos solares, que totalizam 1.332 MW de capacidade instalada. O Complexo Sol do Araripe (1 a 3), com 378 MW, está localizado nos municípios de Simões e Curral Novo, no Piauí. Já o Complexo Flor do Sertão (1 a 3 e 10) soma 122,5 MW e seria implantado em Caetité, na Bahia. Por sua vez, o complexo Helios concentra a maior parte da capacidade (831,7 MW) distribuída entre as usinas 1, 2, 5, 6 e 7, previstas para os municípios de Curral Novo do Piauí (PI) e Araripina (PE). Segundo a ANEEL, os projetos se enquadram no artigo 5º da Resolução Normativa nº 1.038/2022, que estabelece critérios para revogação de outorgas. Entre eles, a exigência de publicação anterior a 15 de agosto de 2022, a ausência de comercialização de energia no ambiente regulado, a não celebração do CUST (Contrato de Uso do Sistema de Transmissão) e o cumprimento do prazo de até 54 meses para entrada em operação comercial. Nesse caso, as usinas não apresentavam atrasos nos cronogramas e atendiam às condições regulatórias para a revogação. (Canal Solar)

ENGIE Brasil assina três contratos para inovação em usinas solares

A ENGIE Brasil assinou os três primeiros contratos do desafio InovaSolar, iniciativa voltada ao financiamento de soluções tecnológicas para usinas solares no país. A chamada pública busca estimular o desenvolvimento de ferramentas e aplicações com potencial de melhorar a operação e o desempenho dos ativos de geração. Segundo a companhia, os projetos selecionados receberão, ao todo, R$ 5 milhões em investimentos. O foco está na adoção de tecnologias que contribuam para ganhos de eficiência operacional e aumento da geração de energia nos parques solares. Entre os projetos selecionados está o StringVision, desenvolvido pelo NEPEN (Núcleo de Estudos e Pesquisas do Norte e Nordeste) em parceria com o Instituto Atlântico, do Ceará. A proposta prevê a criação de um sistema de visão computacional para detecção em tempo real de falhas em stringboxes solares. De acordo com a Engie Brasil, o objetivo é aumentar a precisão na identificação de problemas, permitindo atuação mais rápida das equipes em campo e maior confiabilidade operacional. A solução será testada no Conjunto Fotovoltaico Floresta, em Areia Branca (RN). Outro projeto contratado é o Smart Tracker, que será conduzido pelo Lactec Paraná. A iniciativa buscará desenvolver uma ferramenta computacional para predição de danos e comportamento estrutural de trackers fotovoltaicos. O projeto empregará simulações e monitoramento estrutural em uma usina da ENGIE Brasil a ser definida. (Canal Solar)

Neoenergia aprova resgate de ações para concluir fechamento de capital

A Neoenergia anunciou, na noite desta segunda-feira, 4 de abril, a aprovação do resgate compulsório de 24,25 milhões de ações em circulação no mercado, com valor definido para pagamento aos acionistas de R$ 34,02 por ação, com liquidação prevista para 15 de maio de 2026. A aprovação ocorreu durante assembleia geral extraordinária. Com a aprovação da medida, a companhia conclui o processo de fechamento de capital anunciado em novembro do ano passado, quando o grupo Iberdrola realizou pedido de registro de oferta pública de aquisição (OPA) de até a totalidade ações ordinárias da Neoenergia.  A OPA busca simplificar a estrutura corporativa e organizacional da companhia, segundo a própria Iberdrola. A ideia é dar uma maior flexibilidade na gestão financeira e operacional das atividades. À época, o preço ofertado foi de R$ 33,77 por ação, totalizando um desembolso aproximado de R$ 5,8 bilhões. Após o reajuste e aprovação na assembleia, o preço de resgate será pago aos acionistas da Neoenergia com base na posição acionária registrada em 4 de maio de 2026. Os pagamentos serão realizados por meio dos agentes de custódia, no caso de ações mantidas na bolsa, ou diretamente pelo escriturador, para papéis fora do ambiente da B3. Para investidores estrangeiros, haverá incidência de imposto de renda sobre eventual ganho de capital. (Megawhat)

Dez anos de Belo Monte: o papel da usina na matriz elétrica brasileira

Hoje, dia 5 de maio, a Usina Hidrelétrica de Belo Monte completa dez anos desde o início de sua operação, marcando uma década de protagonismo no sistema elétrico nacional. Localizada na bacia do Rio Xingu, no Pará, a usina se consolidou como a maior hidrelétrica 100% brasileira e a quinta maior do mundo. A trajetória do empreendimento começou em 2010, quando o leilão para a construção e operação foi vencido pelo Consórcio Norte Energia, com o contrato de concessão assinado em agosto do mesmo ano. As obras civis tiveram início em fevereiro de 2011 e se estenderam por pouco mais de oito anos, período em que mais de 30 mil empregos diretos foram gerados. Inicialmente prevista para entrar em operação em 2015, Belo Monte teve sua primeira turbina acionada apenas em abril de 2016, marcando o início de sua contribuição efetiva ao SIN (Sistema Interligado Nacional). Ao longo dos anos seguintes, o complexo avançou gradualmente até atingir sua plena capacidade em 2019, com a entrada em operação das 18 unidades geradoras principais e seis complementares, totalizando 11.233 MW de potência instalada. Desde então, a usina acumulou uma geração de aproximadamente 255 milhões de MWh, volume suficiente para abastecer todo o Brasil por cerca de cinco meses. Em média, Belo Monte responde por cerca de 5% da demanda nacional de energia ao longo do ano, podendo chegar a atender até 16% do consumo em horários de pico. Do ponto de vista técnico, trata-se de uma usina do tipo fio d’água, com reservatórios de menor área alagada, cerca de 478 km², sendo parte significativa correspondente ao leito natural do rio durante períodos de cheia. Essa característica reduz os impactos associados a grandes reservatórios, mas também torna a geração mais dependente da sazonalidade hídrica, especialmente em períodos de seca, como observado em crises recentes. (Canal Solar)

Belo Monte: Entidades buscam reparação de impactos socioambientais nos 10 anos da usina

A Usina Hidrelétrica de Belo Monte, no Pará, completa dez anos do início do funcionamento e volta ao centro do debate público ao ser analisada no Sistema Interamericano de Direitos Humanos. Para organizações da sociedade civil, o marco temporal reforça a urgência do caso e a necessidade de que a responsabilização não seja postergada. Segundo a Norte Energia — controladora da usina que tem entre os sócios Axia (ex-Eletrobras), Vale, Light, Cemig, Neoenergia, e os fundos de pensão Petros (Petrobras) e Funcef (Caixa Econômica Federal) —, a empresa segue cumprindo os compromissos socioambientais previstos no licenciamento. “Entre os resultados estão: a construção de três hospitais, 63 unidades básicas de saúde, reforma ou construção de 99 escolas, criação de seis bairros, obras de infraestrutura urbana, reflorestamento de uma área equivalente a 3 mil campos de futebol, além de ações voltadas para comunidades indígenas como apoio à Saúde, Educação e proteção territorial. O total investido passa de R$ 8 bilhões”, disse a companhia ao Estadão/Broadcast. O processo tramita na Comissão Interamericana de Direitos Humanos (CIDH) e reúne um conjunto de exemplos de supostas violações de direitos humanos associadas ao empreendimento. As entidades afirmam que o caso está em estágio avançado e pode ser encaminhado à Corte Interamericana de Direitos Humanos. (Estadão)

Brasil aceita denúncia contra empresa francesa de eólicas por violações ambientais

O governo brasileiro aceitou uma denúncia de três entidades contra a Voltalia, empresa francesa de energia que instalou 40 usinas eólicas em Serra do Mel (RN). O processo foi acolhido pelo Ponto de Contato Nacional (PCN) da Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE) no Brasil, em parceria com o órgão na França. As associações sociais acusam a Voltalia de violações socioambientais no complexo eólico, que também são investigadas pela Justiça, como mostrou a Coluna do Estadão. Procurada, a Voltalia não respondeu. O espaço segue aberto. Anteriormente, em relação ao processo judicial que enfrenta no Rio Grande do Norte, a empresa já disse que “cumpre rigorosamente a legislação brasileira e adota as melhores práticas do setor”. O processo extrajudicial foi aceito em março e continua tramitando. O colegiado, cujos integrantes são de ministérios e outros órgãos federais, tem a missão de promover as diretrizes da organização internacional nos negócios e mediar conflitos empresariais. Esse instrumento funciona ao todo em 52 países. “A aceitação do caso pode resultar na estruturação de medidas efetivas de reparação e monitoramento de riscos de violação de direitos humanos e de saúde, no contexto da expansão das energias renováveis no Brasil”, afirmou o PCN na decisão em que reconheceu a importância da denúncia. Três entidades moveram a ação: a Federação dos Trabalhadores Rurais Agricultores e Agricultoras Familiares do Estado do Rio Grande do Norte (Fetarn), Central Única dos Trabalhadores do Rio Grande do Norte (CUT-RN) e Serviço de Assistência Rural e Urbana (SAR), representadas pela LBS Advogadas e Advogados. (Estadão)

Marília Melo: manutenção de 5% da Copasa com o governo serve para monitorar universalização

A manutenção de 5% das ações da Companhia de Saneamento de Minas Gerais (Copasa) nas mãos do governo do estado, presente no modelo de privatização desenhado pelo Executivo, servirá como forma de garantir o cumprimento das metas relacionadas à universalização dos serviços de tratamento de esgoto e distribuição hídrica. A O Fator, a presidente da empresa, Marília Melo, explicou o que levou o governo do estado a estabelecer, na etapa prévia à privatização, uma série de compromissos a grupos interessados em ocupar o posto de investidor de referência. A lista de requisitos tem a necessidade de atestar a alocação prévia de R$ 6,3 bilhões em ações de infraestrutura. “O investidor de referência, que vai estar disputando 30% das ações da companhia, precisa demonstrar experiência em infraestrutura e saneamento. Por isso, (deve) comprovar que nos últimos anos teve investimentos e atuação na área. A carta de fiança (de R$ 7 bilhões) é uma garantia mesmo. O estado desenhou todo o processo da desestatização para manter 5% das ações até 2033 e com assento no conselho, para garantir que os investimentos necessários à universalização venham”, pontuou. Marília concedeu entrevista a O Fator durante o Congresso Mineiro de Municípios, organizado pela Associação Mineira de Municípios (AMM) no Expominas. No fim de abril, a AMM e a Copasa estabeleceram parceria para acelerar o processo de revisão dos contratos municipais de concessão. Os novos contratos vão conter as regras que norteiam o marco federal do saneamento. (O Fator)

Sabesp (SBSP3): UBS BB eleva preço-alvo, mas corta recomendação após rali das ações

Os analistas do UBS BB elevaram o preço-alvo das ações da Sabesp (SBSP3) para R$ 38 ante R$ 33,80, mas cortaram a recomendação dos papéis de compra para neutra, citando que a tese de investimento na companhia de saneamento segue forte, mas o desempenho robusto das ações limita o potencial de alta dos papéis. “Em nossa visão, a valorização recente das ações fez com que o ‘valuation’ alcançasse o desempenho operacional da companhia”, afirmaram Giuliano Ajeje e equipe em relatório enviado a clientes com data da véspera, ressaltando que esse é o principal motivo para o “downgrade”. No ano, os papéis acumulam uma alta de quase 24%. Eles acrescentaram que o aumento do preço-alvo decorre principalmente de estimativas mais altas de investimentos (capex), impulsionando o crescimento das previsões para a base regulatória de ativos (RAB) e o Ebitda, além de acréscimo na premissa dos analistas para o múltiplo representado pelo valor da empresa/RAB (EV/RAB) para 2027, de 1,17 vez para 1,24 vez, refletindo um crescimento mais rápido. “Embora ainda acreditemos que a Sabesp esteja em posição privilegiada para entregar crescimento sólido de Ebitda por meio dos investimentos em universalização, entendemos que o preço da ação já incorpora grande parte desse potencial”, afirmaram, citando também perspectiva de pagamento limitado de dividendos no curto prazo. (Info Money)

Aegea busca triplicar cobertura para cumprir meta de universalização no RS

Apesar de ser o quinto lugar no ranking de geração de riqueza do país, o Rio Grande do Sul coleta apenas 34,7% do seu esgoto e trata cerca de 25,4% do volume gerado. Diante da baixa cobertura, a Aegea, que assumiu as operações em 317 municípios do estado após a privatização da então empresa de saneamento do Governo do Estado, a Corsan, está buscando triplicar a sua cobertura atual para cumprir as metas de universalização previstas no Marco Legal do Saneamento. Para se ter uma comparação, a média de coleta de esgoto nacional é de 56%. No último Ranking do Saneamento dos 100 maiores municípios do país, realizado pelo Instituto Trata Brasil, a capital gaúcha Porto Alegre, que é operada pelo Departamento Municipal de Água e Esgotos (Dmae), desceu 14 posições, passando da 49º para o 63º lugar. A queda colocou Porto Alegre entre as cidades com pior variação negativa no levantamento e foi motivada principalmente pela piora nos indicadores de esgoto e perdas de água. Sancionado em 2020, o Marco Legal do Saneamento já teve metade do prazo percorrido para a universalização dos serviços de água e esgoto, o que espalha dúvidas sobre a capacidade de alcance das metas fixadas até 2033. No caso do Rio Grande do Sul, o estado precisará triplicar sua cobertura atual, em um processo que exige investimentos estimados em cerca de R$ 21 bilhões. Entretanto, o desafio é gigante para um estado cujo orçamento público prevê cerca de R$ 5 bilhões em investimentos neste ano para todas as áreas, incluindo a reconstrução do estado. (CNN Brasil)

Aterros sanitários são soluções importantes, mas o Brasil precisa ir além

O Brasil ainda enfrenta um desafio estrutural na gestão de resíduos sólidos urbanos. Cerca de 42% do lixo gerado no país tem destinação inadequada, sendo encaminhado para lixões ou aterros sanitários controlados. Esse dado, por si só, evidencia que o principal desafio brasileiro ainda não é tecnológico, mas sim de saneamento básico: eliminar os lixões e garantir uma destinação ambientalmente adequada. Nesse contexto, os aterros sanitários sempre foram, e continuam sendo, uma infraestrutura essencial. É essencial reconhecer que os aterros são indispensáveis para a erradicação dos lixões, para a proteção da saúde pública e para a estruturação de um sistema minimamente eficiente de gestão de resíduos no país. Diferentemente das formas inadequadas de disposição de resíduos, os aterros sanitários são empreendimentos de engenharia complexa. Contam, por exemplo, com sistemas de impermeabilização, drenagem, monitoramento ambiental e tratamento de chorume e lixiviado, evitando a contaminação do solo e dos recursos hídricos. Além disso, possuem sistemas de captação de gases gerados pela decomposição da matéria orgânica, o que reduz riscos ambientais e cria oportunidades energéticas relevantes. Nesse ponto, os aterros sanitários já desempenham papel estratégico na matriz energética brasileira. Atualmente, cerca de 66% do biogás produzido no país tem origem em aterros sanitários. (Eixos)

Biometano passa a mover os resíduos do etanol na Cocal

A Cocal, que tem duas usinas no Estado de São Paulo e duas em Mato Grosso do Sul, fechou uma parceria para trocar toda sua frota de caminhões que transporta vinhaça (resíduo da produção de etanol) nas usinas no interior paulista por caminhões movidos a biometano. A decisão da Cocal, uma associada da Copersucar, representa uma das maiores operações de substituição de frota de combustível fóssil por biometano do Brasil, e deve ajudar a empresa a reduzir suas emissões de gases estufa e aliviar o custo com o diesel, inflacionado pela guerra no Oriente Médio. Serão 44 caminhões da Scania a biometano transportando vinhaça, que é justamente a matéria-prima da produção do gás renovável da Cocal, e que também é utilizada como adubo nos canaviais. Com a troca, a empresa vai deixar de consumir 19 milhões de litros de diesel ao longo de cinco anos, para utilizar no lugar o próprio biometano que produz nos biodigestores de suas usinas. A operação foi acertada com a LOTS, empresa de gestão de frota e logística que atua com caminhões da Scania e outras marcas e é especializada em operações com menor pegada de emissões de gases de efeito estufa. A LOTS, que já faz a gestão de parte da frota de caminhões da Cocal, vai operar os 44 novos caminhões de transporte de vinhaça, que serão locados junto à Scania. O contrato prevê a prestação do serviço por cinco anos. (Valor)

Contratos de transporte de gás natural sobem 526% em 2025, diz ANP

A ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) informou, em relatório publicado nesta 3ª feira (5.mai.2026), que os contratos de transporte de gás natural cresceram 526% em 2025 na comparação com 2024. A agência afirma que o número foi impulsionado pela padronização contratual e pela abertura do mercado. Eis a íntegra do documento. Foram firmados 3.787 contratos em 2025, incluindo 130 Contratos Master, 3.635 Contratos de Transporte Firme e 22 Contratos de Transporte Interruptível. O ano anterior contou com só 434 contratos. Segundo a ANP, o avanço reflete o novo arcabouço regulatório do setor, especialmente após a regulação que seguiu a vigência da Nova Lei do Gás (Lei nº 14.134 de 2021). A legislação teve como objetivo incentivar a adoção de um modelo padronizado de contratação e ampliar a transparência nas regras de acesso à infraestrutura. De acordo com o relatório, o crescimento em 2025 no número de contratos veio acompanhado de maior diversidade de agentes no sistema de transporte. Foram 40 carregadores distintos em 2025 –3 a mais do que em 2024. O documento também afirma que a expansão dos contratos está associada ao modelo de entradas e saídas, que flexibiliza a utilização da malha de gasodutos e reduz barreiras à contratação. (Poder 360)

Após aumento de 19%, distribuidoras de gás temem reajuste dobrado em agosto

A Petrobras anunciou reajuste nos preços de gás para distribuidoras, com aumento médio de 19,2% e vigência a partir de 1º de maio. A alíquota final, entretanto, pode variar de acordo com o contrato e volume efetivamente retirado pela distribuidora, já que, desde 2024, a Petrobras emprega prêmios por incentivo à demanda, como resposta à maior concorrência no mercado livre de gás. Como forma de reduzir a volatilidade de curto prazo do mercado internacional, os contratos de gás entre Petrobras e distribuidoras preveem atualizações trimestrais do preço da molécula, considerando as oscilações do petróleo Brent, do índice de gás Henry Hub e da taxa de câmbio entre real e dólar. Assim, a Petrobras indica que, nos últimos três meses, a referência do petróleo Brent subiu aproximadamente 24,3%, a referência do Henry Hub caiu aproximadamente 14,1% e o real teve valorização de 2,5% frente ao dólar. Segundo a estatal, mesmo com este aumento, o preço médio da molécula está 26% menor do que o praticado em dezembro de 2022. Com base nos reajustes trimestrais, a Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás) avalia que o próximo reajuste, previsto para agosto, poderá chegar a 40%. Em nota, a associação criticou a exposição dos preços de gás no mercado interno ao cenário internacional. “O Brasil não deveria estar exposto a esses impactos, até porque a produção nacional atende a demanda do mercado convencional (…) É preciso que o preço da molécula de gás tenha indexadores que reflitam essa realidade”, afirmou no comunicado o diretor-executivo da entidade, Marcelo Mendonça. (Megawhat)

Distribuidoras reduzem preço do gás de cozinha após fim de leilões

As distribuidoras de GLP (Gás Liquefeito de Petróleo) reduziram o preço do produto a partir de 1º de maio, depois que a Petrobras decidiu suspender os leilões do combustível e vender o insumo a preço de lista. O movimento atinge o botijão de 13 quilos (gás de cozinha), e será estendido, proporcionalmente, às vendas de volumes maiores para a indústria. Segundo apurou o Broadcast, a Supergasbras reduziu, a partir de 1º de maio, o botijão de 13 quilos em R$ 1,53, depois de já ter informado uma queda de R$ 1,47 aos seus clientes em 14 de abril. “Esta redução, assim como a anterior, será realizada de forma proporcional em quilos para as demais embalagens (P20 e P45)”, informou a empresa aos clientes. Já na Ultragaz, a redução foi de R$ 3,04 o botijão. No informe aos clientes, ambas as distribuidoras informaram que a medida refletia a redução do custo da matéria-prima, decorrente da suspensão dos leilões de GLP da Petrobras. Em 31 de março, a estatal realizou leilões que elevaram o preço do GLP por obter ágio elevados, desagradando o presidente da República, Luiz Inácio Lula da Silva, e provocando a saída do diretor de Comercialização e Logística da Petrobras, Claudio Schlosser. Procurado, o Sindigás (Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de GLP) reforçou que não comenta preços, projeções ou estimativas de mercado, tampouco dispõe de informações além daquelas tornadas públicas. A entidade também não interfere nas estratégias comerciais ou políticas de preços das empresas associadas. “O acompanhamento realizado pelo Sindicato baseia-se exclusivamente em dados públicos divulgados por órgãos oficiais e comunicações das empresas, mantendo o compromisso com a transparência e a correta interpretação das informações disponíveis”, explicou o Sindigás. (CNN Brasil)

Gás do Povo deve impulsionar demanda por GLP no Brasil, aponta relatório da Empresa de Pesquisa Energética

O programa Gás do Povo deve ser um dos principais fatores de expansão da demanda por gás liquefeito de petróleo (GLP) no Brasil nos próximos anos. A avaliação consta na edição de abril de 2026 do relatório “Perspectivas para o Mercado Brasileiro de Combustíveis no Curto Prazo”, divulgado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que analisa tendências recentes e projeções para o setor energético nacional. Segundo o estudo, o país deve registrar aumento relevante na demanda por combustíveis líquidos e GLP, com expectativa de crescimento superior a 3 bilhões de litros já em 2026, movimento associado ao dinamismo da economia e à ampliação do consumo interno. Nesse cenário, programas de transferência de renda e inclusão energética ganham destaque como vetores adicionais de expansão do consumo. Entre essas iniciativas, o Gás do Povo é apontado como um dos principais impulsionadores do consumo de GLP. Ao ampliar o acesso ao gás de cozinha para famílias de baixa renda, o programa fortalece a demanda estrutural pelo insumo e contribui para reduzir desigualdades no acesso a fontes limpas e seguras, reduzindo o uso de alternativas como lenha e carvão – que expõem principalmente mulheres e crianças à fumaça tóxica, a doenças respiratórias e riscos de acidentes domésticos. O relatório também ressalta que políticas públicas voltadas à garantia de acesso à energia têm impacto direto sobre o mercado, ao mesmo tempo em que promovem segurança energética e previsibilidade para os agentes do setor. A combinação entre crescimento econômico e programas sociais tende a consolidar um ambiente de maior estabilidade e expansão do consumo. (MME Notícias)

Comitê das agências reguladoras defende mudança no regimento da ANP

O Comitê das Agências Reguladoras Federais (Coarf), saiu em defesa das mudanças no regimento interno da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), aprovadas por maioria na reunião da diretoria do dia 24 de abril. Na nota divulgada na segunda-feira (4/5), o Coarf lembra que a decisão de acabar com a transmissão das sessões administrativas nas reuniões da diretoria é respaldada pela Lei das Agências (13.848/2019). (Veja a a íntegra .pdf). “A proteção ao sigilo em etapas preparatórias não constitui um obstáculo à publicidade, mas uma garantia institucional de que as instâncias técnicas e a Diretoria Colegiada possam debater cenários e construir entendimentos com isenção, imunes contra pressões externas indevidas”, diz o documento. “A transparência exigida por lei consolida-se na motivação e na publicação da decisão final, resguardando o ambiente de formulação estratégica da agência”, completa. As novas regras foram publicadas na semana passada no Diário Oficial da União – veja a íntegra da portaria e da instrução normativa. O diretor-geral da ANP, Artur Watt, defendeu a mudança no regimento. “Nenhuma outra agência reguladora transmite as reuniões administrativas”, disse na abertura da gas week 2026. “As decisões administrativas, claro, continuam sendo públicas, elas vão ser publicadas no Diário Oficial, você vai ter o resultado, qual foi o voto”, disse Watt. (Eixos)

Bolívia projeta redução de 30% nas exportações de gás natural em 2026

A YPFB projeta uma redução de 30% nas exportações de gás natural da Bolívia em 2026 e uma movimentação ainda marginal de gás argentino rumo ao Brasil. A estatal boliviana, que tem o Brasil como seu principal mercado externo, convive com o declínio de suas reservas e prevê exportar, este ano, na média, 9,11 milhões de m³/dia. Os dados incluem tanto os contratos firmes quanto os volumes exportados na modalidade interruptível, no mercado spot, e fazem parte do relatório de prestação de contas, divulgado pela companhia na semana passada. Já a importação de gás argentino, via Bolívia, deve movimentar um volume inferior a 500 mil m³/dia ao longo de 2026, de acordo com a Gas TransBoliviano (GTB). A transportadora opera o lado boliviano do Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol) – a única rota disponível, hoje, para entrada de gás argentino na malha integrada de gasodutos do Brasil. A YPFB estima que, com os níveis atuais de reservas provadas, a capacidade de exportação de gás do país se esgotará em 2030. O governo boliviano de Rodrigo Paz trabalha na reforma do atual marco legal do setor de óleo e gás e acena com redução fiscal para atrair petroleiras estrangeiras e, assim, aumentar a sua capacidade de investimento em exploração. O novo presidente da YPFB, Sebastián Daroca, prega senso de urgência para reverter a tendência de queda na produção de gás no país. (Eixos)

Terça-Feira 05 de Maio

Destaques: (i) Diretor da Aneel solicita apuração contra Enel SP por recusa de envio de informações (Valor); (ii) Oferta para a privatização da Copasa pode ser lançada nesta semana, dizem fontes (O Fator); e (iii) AXIA vende ativos a sócio colombiano em mais um M&A “dentro de casa” (Brazil Journal)

Diretor da Aneel solicita apuração contra Enel SP por recusa de envio de informações

O diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) Fernando Mosna solicitou à área técnica da agência reguladora que apure a conduta da Enel SP em razão de recusa em prestar informações sobre o evento climático ocorrido em setembro de 2025, que pode levar a aplicação de uma multa de R$ 27,5 milhões. Em 24 de setembro de 2025, foram solicitados esclarecimentos à distribuidora sobre o desempenho operacional verificado durante o evento. Contudo, cita o diretor em memorando, a empresa recusou-se a atender às requisições. O diretor afirma que a distribuidora, por sua vez, optou por sustentar, em síntese, que Mosna não disporia de competência para requisitar tais informações, sob o argumento de que eventual diligência deveria partir exclusivamente da área técnica ou do relator do processo. “Para além de simplesmente apresentar sua posição jurídica, a concessionária adotou postura de recusa expressa ao atendimento da solicitação formulada, deixando de fornecer os elementos requisitados e de colaborar com a apuração dos fatos relacionados ao evento climático e à prestação do serviço”, afirmou Mosna no memorando. Segundo o diretor, a postura da empresa ultrapassa o âmbito de mera controvérsia interpretativa e alcança conduta que merece exame quanto à sua aderência aos deveres regulatórios e contratuais impostos à concessionária. Em outra frente envolvendo o mesmo episódio, o juiz Leandro Borges de Figueiredo, do Tribunal de Justiça do Distrito Federal dos Territórios, entendeu que a empresa não poderia processar Mosna pessoalmente por atos praticados como diretor da Aneel. A empresa havia entrado com ação contra o diretor na pessoa física por danos morais e materiais, sob argumento de que o diretor teria extrapolado as funções ao expedir o ofício, divulgando dados classificados como sigilosos do plano de recuperação, o que teria causado graves danos à imagem da empresa. Por conta do entendimento, o processo foi encaminhado à Justiça Federal. (Valor)

Oferta para a privatização da Copasa pode ser lançada nesta semana, dizem fontes

Interlocutores a par da privatização da Companhia de Saneamento de Minas Gerais (Copasa) acreditam que os primeiros dias de maio serão decisivos no que tange ao processo de venda das ações. Segundo fontes ouvidas por O Fator, a oferta pode ser lançada ao mercado por volta de sexta-feira (8). Pessoas com conhecimento do caso avaliam que, se a oferta for tornada pública ainda nesta semana, a próxima poderá marcar o avanço rumo à fase de liquidação. Outro grupo, menos otimista, crê que mesmo o lançamento ficará para a segunda semana de maio. O lançamento, contudo, precisará ser precedido por aviso ao Tribunal de Contas do Estado de Minas Gerais (TCE-MG). Em 16 de abril, a Corte autorizou as etapas prévias à privatização, mas vedou a conclusão do processo. A decisão estabelece a obrigatoriedade de informação ao TCE-MG em caso de qualquer avanço nos trâmites. Dias antes de o Tribunal colocar freio na desestatização, havia expectativa, no mercado, de que a oferta fosse lançada naquela semana. No dia 23 do mês passado, o governo do estado, na condição de acionista majoritário da empresa, liberou o arcabouço documental destinado aos grupos interessados em participar do leilão. Um dos requisitos presentes no material é a apresentação, por parte de candidatos ao posto de investidor de referência, de uma carta-fiança de R$ 7 bilhões. Outra condição é a apresentação de atestados que comprovem alocação anterior de ao menos R$ 6,3 bilhões em ações de infraestrutura. (O Fator)

AXIA vende ativos a sócio colombiano em mais um M&A “dentro de casa”

A AXIA Energia anunciou um acordo para vender suas participações minoritárias de 49% em quatro empresas de transmissão no País ao Grupo Energía Bogotá (GEB) por R$ 451,5 milhões. A transação com os colombianos, que já eram sócios nos ativos com 51% do capital, evidencia tanto o apetite destes por crescer no Brasil quanto a estratégia do CEO da AXIA, Ivan Monteiro, de priorizar M&As “dentro de casa,” uma fonte próxima às negociações disse ao Brazil Journal. Como herança de seus tempos de estatal, a AXIA, a antiga Eletrobras, tem investimentos em dezenas de ativos por meio de sociedades de propósito específico, as “SPEs” – empresas em que diversos parceiros locais e estrangeiros detêm a maior parte do capital. No passado, o uso dessas SPEs permitiu à companhia expandir seus negócios sem se submeter a burocracias impostas às estatais pela Lei de Licitações – mas deu origem a arranjos de governança por vezes complexos para a gestão das operações. (As SPEs também eram um instrumento útil para nomeações políticas – no auge da Eletrobras, elas eram mais de 100, cada uma com sua própria diretoria e conselho). Depois de privatizada, a AXIA passou a negociar M&As de compra, troca ou venda de suas fatias nesses ativos, de forma a assumir o controle de alguns e sair totalmente de outros. As quatro SPEs vendidas ao GEB operam linhas de transmissão somando 1.086 km de extensão em Goiás, Minas Gerais, Espírito Santo, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul e São Paulo. “Não são operações muito grandes nem para o GEB nem para a AXIA (dado o porte das empresas). Mas imagina o tempo e energia que se gastava para discutir e coordenar decisões entre os sócios,” disse a fonte. “Fazia sentido para os dois: para um ter 100%, e para o outro sair. E o Brasil é um dos focos do GEB.”  Listado na bolsa da Colômbia, o Grupo Energía Bogotá tem operações de transmissão, distribuição e comercialização de energia e gás, com presença também no Peru e Guatemala. (Brazil Journal)

Mosna pede apuração contra Enel SP por recusa a envio de informações

O diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) Fernando Mosna pediu que a área técnica da agência avalie se a recusa da Enel São Paulo em responder a um ofício de seu gabinete configura infração regulatória, que poderia levar a aplicação de uma multa de R$ 27,5 milhões contra a empresa. O movimento reforça a posição do diretor sobre o alcance de suas atribuições na fiscalização da concessionária e ocorre em paralelo a uma vitória dele na Justiça: um juiz entendeu que a Enel não pode processar Mosna pessoalmente por atos praticados como diretor da Aneel e mandou a ação para a Justiça Federal. A ação judicial contra o diretor tem relação com a mesma controvérsia que levou Mosna a fazer o questionamento sobre a infração. Em 24 de setembro de 2025, dois dias após um evento climático que atingiu a área de concessão da Enel SP, Mosna enviou um ofício à Enel pedindo esclarecimentos sobre o desempenho operacional da distribuidora, a recomposição do serviço, a adequação dos planos de contingência e a mobilização de equipes. A distribuidora ajuizou ação contra o diretor na pessoa física por danos morais e materiais, enquanto no âmbito administrativo respondeu o pedido sem dar as informações solicitadas, argumentando que Mosna não teria competência para solicitar as informações e que eventual diligência deveria partir da SFT ou de um diretor-relator formalmente vinculado a processo específico. Na semana passada, Mosna enviou um memorando ao Superintendente de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica (SFT) da Aneel, Giácomo Bassi, questionando se a recusa em apresentar as informações na ocasião seria uma violação de regras que tratam das penalidades aplicáveis aos agentes do setor elétrico. (Megawhat)

Aneel apura conduta da Enel SP após recusa em entregar dados

O diretor da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), Fernando Mosna, pediu à área técnica da agência que apure a conduta da Enel de São Paulo. A solicitação foi feita depois que a distribuidora se negou a entregar dados sobre o desempenho operacional durante as tempestades que atingiram o Estado em setembro de 2025. A recusa pode levar à aplicação de multa de R$ 27,5 milhões. A Aneel requisitou esclarecimentos à Enel SP em 24 de setembro de 2025. Segundo a jornalista Marlla Sabino, do Valor, a distribuidora argumentou que Mosna não teria competência para fazer a solicitação. A empresa defendeu que apenas a área técnica ou o relator do processo poderiam realizar essa diligência. Mosna registrou em memorando que a Enel SP ultrapassou o limite de simples divergência jurídica. Disse que a distribuidora de eletricidade deixou de colaborar com a apuração dos fatos relacionados ao evento climático e à prestação do serviço. “Para além de simplesmente apresentar sua posição jurídica, a concessionária adotou postura de recusa expressa ao atendimento da solicitação formulada, deixando de fornecer os elementos requisitados e de colaborar com a apuração dos fatos relacionados ao evento climático e à prestação do serviço”, afirmou Mosna. Segundo a reportagem do Valor, o diretor registrou que a conduta da empresa ultrapassa o âmbito de mera controvérsia interpretativa e alcança conduta que merece exame quanto à sua aderência aos deveres regulatórios e contratuais impostos à concessionária. (Poder 360)

Sabesp contrata Bradesco para preparar oferta por Copasa, diz agência

A Sabesp contratou o banco Bradesco para preparar uma potencial oferta pela Copasa, estatal de saneamento de Minas Gerais, segundo pessoas com conhecimento do assunto. O movimento sinaliza o interesse da Sabesp em expandir além de seu estado de origem após o processo de privatização, em um momento em que o setor de saneamento no Brasil passa por consolidação impulsionada por novos marcos regulatórios e necessidades de investimento. A Aegea Saneamento também avalia entrar na oferta, segundo as pessoas ouvidas pela Bloomberg. As tratativas estão em andamento e nenhuma decisão final foi tomada sobre se a Sabesp seguirá com uma proposta, disseram as pessoas, que pediram anonimato por tratarem de informações privadas. Sabesp e Aegea não comentaram. Bradesco não respondeu imediatamente a pedido de comentário. A companhia de saneamento publicou manual para a fase preliminar de seleção de um investidor de referência para seu follow-on de privatização, preparando-se para uma potencial oferta pública secundária de ações ordinárias detidas pelo Estado de Minas Gerais. A privatização da Copasa e as parcerias estratégicas têm sido o centro das discussões no governo local. Minas Gerais busca atrair capital para cumprir as metas de universalização do saneamento estabelecidas pelo marco legal de 2020 no Brasil. (Folha)

Sabesp contrata Bradesco para preparar oferta pela Copasa, diz agência

A Sabesp contratou o banco Bradesco para preparar uma potencial oferta pela Copasa, estatal de saneamento de Minas Gerais, segundo fontes. O governo mineiro vai privatizar a Copasa e deu prazo aos interesados para entregar a documentação necessária até 8 de maio. O investidor de referência deve adquirir 30% do capital da empresa, segundo regras já divulgadas. A data para a oferta da companhoa mineira ainda não foi definida. O movimento da Sabesp, companhia de saneamento de São Paulo, sinaliza o interesse da empresa em expandir além de seu estado de origem após o processo de privatização. A Aegea Saneamento também avalia entrar na oferta, segundo as fontes. Procurados, Sabesp e Aegea não fizeram comentários, e o Bradesco não respondeu ao contato da Bloomberg. A privatização da Copasa não será feita por meio de um leião clássico, com apresentação de propostas de interessados. O governo de Minas Gerais decidiu fazer uma oferta subsequente de ações (follow-on). Uma fatia de 45% da Copasa será ofertada ao mercado. Dessa participação, 30% são destinados a um acionista de referência, que é uma espécie de sócio estratégico. Outros 15% serão oferecidos ao mercado via Bolsa de Valores, que indicam o volume de papéis que querem comprar. Os interessados devem encaminhar suas ofertas à Bolsa até a próxima sexta-feira. A B3 vai verificar se eles atendem aos requisitos para classificação para a fase seguinte do processo. Eles precisam, por exemplo, comprovar regularidade fiscal e trabalhista. (O Globo)

ISS sobre obras de saneamento básico

A relação entre políticas públicas de saneamento básico e o Direito Tributário revela-se particularmente relevante no Brasil, marcado pela busca da universalização de serviços essenciais à coletividade, tais como o abastecimento de água potável, o esgotamento sanitário, a limpeza urbana, o manejo de resíduos sólidos, bem como a drenagem e o manejo de águas pluviais. O saneamento básico encontra fundamento constitucional no art. 23, inciso IX, da Constituição Federal, que estabelece a competência comum da União, dos Estados, do Distrito Federal e dos Municípios para promover programas de melhoria das condições habitacionais e de saneamento básico. A temática transcende a lógica estritamente administrativa, assumindo contornos de política pública voltada à concretização de direitos fundamentais. A política federal de saneamento básico foi instituída pela Lei nº 11.445/2007, posteriormente atualizada pela Lei nº 14.026/2020, que consolidaram o denominado Marco Legal do Saneamento. Tal conjunto normativo estabelece diretrizes nacionais para a organização, regulação e prestação dos serviços, bem como impõe a atuação coordenada entre os entes federativos, a Administração Pública e a iniciativa privada, com vistas à universalização do acesso à água potável e à coleta e tratamento de esgoto. Além disso, o marco regulatório amplia o conceito de saneamento básico, abrangendo não apenas o abastecimento de água e o esgotamento sanitário, mas também a limpeza urbana, o manejo de resíduos sólidos e a drenagem urbana, evidenciando o caráter multifacetado e essencial dessas atividades. (Jota Info)

Axia vende por R$ 451,5 milhões participação em ativos de transmissão

A Axia Energia firmou contrato para vender à Gebbras Participações, do grupo colombiano Energía Bogotá, minoritárias de 49% em quatro ativos de transmissão de energia elétrica, em uma operação avaliada em R$ 451,5 milhões. O acordo envolve fatias nas sociedades de propósito específico (SPEs) Goiás Transmissão, MGE Transmissão, Transenergia Renovável e Transenergia São Paulo. Juntas, as empresas detêm pouco mais de 1.086 quilômetros de linhas de transmissão distribuídas pelos estados de Goiás, Minas Gerais, Espírito Santo, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul e São Paulo. O grupo colombiano comprou a participação majoritária nos ativos em 2015, cujas concessões se estendem entre 2039 e 2040. A dívida líquida de 2025 foi de R$ 414 milhões.  Segundo comunicado ao mercado divulgado pela Axia, os empreendimentos devem gerar uma receita líquida de aproximadamente R$ 218 milhões em 2027. A conclusão da operação ainda depende do cumprimento de condições precedentes e de ajustes usuais de mercado. Após a conclusão, a Gebbras terá 100% de participação nos ativos. Segundo a Axia Energia, o movimento está alinhado à estratégia de otimização de participações minoritárias, com foco em disciplina de capital e simplificação da estrutura societária. (Megawhat)

Contribuições para a Agenda Regulatória 2027-2028 da ANA terminam nesta terça (5)

Termina nesta terça-feira, 5 de maio, às 18h, o prazo para envio de contribuições à Tomada de Subsídios nº 04/2026 da Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico (ANA), que subsidia a elaboração da Agenda Regulatória 2027-2028. As sugestões devem ser encaminhadas por meio do Sistema de Participação Social nas Decisões da ANA. A Agenda Regulatória é um instrumento de planejamento que define as prioridades de atuação da ANA para um biênio, com o objetivo de ampliar a transparência, a previsibilidade e a eficiência regulatória, organizando os temas que poderão resultar em normas ou outras ações da Agência. Assim como nas edições anteriores, sua elaboração se inicia com uma tomada de subsídios, por meio da qual a sociedade pode indicar problemas regulatórios enfrentados no dia a dia, bem como apontar situações em que normas da Agência já em vigor possam não estar funcionando de forma adequada, para os próximos dois anos.  (Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico)

MME reforça segurança do setor elétrico brasileiro com regras para ampliar a geração termelétrica

Em mais uma medida para assegurar a robustez do setor elétrico brasileiro, o Ministério de Minas e Energia (MME) publicou, na última semana, duas Portarias Normativas que visam ampliar a segurança e a confiabilidade do Sistema Interligado Nacional (SIN). As normas reforçam a estratégia de preparação do sistema para o segundo semestre de 2026 ao ampliar a oferta de geração termelétrica disponível ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e aumentar a flexibilidade operacional necessária para o atendimento da demanda em momentos de maior exigência. Uma das medidas adotadas foi a publicação da Portaria nº 130/2026, que prorroga por mais 12 meses a regra vigente que autoriza a inclusão de custos fixos nos custos variáveis de usinas termelétricas despacháveis centralizadamente, operacionalmente disponíveis e sem contrato vigente de comercialização de energia elétrica, conhecidas como usinas Merchant. Com isso, essas unidades permanecem em condições de ofertar energia ao sistema, ampliando o aproveitamento dos recursos termelétricos pelo ONS e contribuindo para uma operação mais eficiente, com reflexos positivos na modicidade tarifária. Seguindo a mesma linha de fortalecimento da segurança energética, a Portaria nº 131/2026 estende a vigência da Portaria Normativa nº 88/GM/MME/2024, que estabelece diretrizes para a operação diferenciada de usinas termelétricas voltadas ao atendimento da demanda de potência no SIN. A norma assegura maior flexibilidade na oferta de preço e de quantidade ao operador do sistema, ampliando a capacidade de resposta da matriz elétrica especialmente nos períodos de ponta de carga e em cenários de maior necessidade operativa. (MME Notícias)

Térmicas sem contrato mantêm custos fixos no CVU até 2027

O Ministério de Minas e Energia (MME) prorrogou por mais um ano a vigência da portaria normativa que permite, em caráter excepcional e temporário, a inclusão de custos fixos no Custo Variável Unitário (CVU) de usinas termelétricas sem contrato vigente, desde que estejam disponíveis para despacho centralizado. Inicialmente válida até abril de 2026, a medida foi prorrogada até abril de 2027 e tem como objetivo garantir maior disponibilidade energética em cenários de risco para o sistema elétrico nacional. Segundo o MME, a inclusão dos custos fixos funciona como incentivo para que as térmicas merchant estejam disponíveis para despacho, contribuindo com a segurança do atendimento ao consumidor.  A aplicação depende da aprovação dos valores pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e de eventual acionamento pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), com base em estudos do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Conforme Portaria Normativa n° 130, os titulares das usinas termelétricas deverão submeter à Aneel seus custos fixos e variáveis para análise e aprovação. Além disso, terão que declarar o montante de geração necessário para garantir a recuperação dos custos fixos ao longo do período de vigência da medida. Já a autarquia definirá dois valores distintos de CVU. O primeiro incluirá tanto os custos fixos quanto os variáveis e será aplicado enquanto a geração efetiva da usina permanecer abaixo do volume declarado. Já a autarquia definirá dois valores distintos de CVU. O primeiro incluirá tanto os custos fixos quanto os variáveis e será aplicado enquanto a geração efetiva da usina permanecer abaixo do volume declarado. (Megawhat)

Revisão de cotas do Proinfa pode reduzir custo em 2026 em quase R$ 1 bi

A revisão das cotas de custeio do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa) pode reduzir em R$ 978,8 milhões o custo do programa repassado aos consumidores em 2026. A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) iniciou a tramitação da revisão para que os novos valores possam ser considerados nos processos tarifários de maio. A redução reflete a prorrogação dos contratos de compra e venda de energia do Proinfa, formalizada após a publicação do Decreto 12.834, em 26 de janeiro de 2026, que garantiu a implementação de novas condições comerciais, nos termos da Lei 15.097/2025. O decreto fixou novos parâmetros de preços para a energia contratada, reduzindo o valor máximo para PCHs e eólicas, e determinou que a Empresa Brasileira de Participações em Energia Nuclear e Binacional (ENBPar), responsável pela gestão dos contratos do programa, celebre os termos aditivos para prorrogação da vigência dos contratos com os geradores que apresentaram manifestação de concordância dentro do prazo. Em carta enviada à Aneel em 15 de abril, a ENBPar informou que 83 usinas formalizaram a prorrogação contratual, com assinatura dos termos aditivos até 31 de março de 2026. A empresa apresentou à agência uma análise técnica dos efeitos da medida sobre a execução financeira do Proinfa neste ano, considerando a relação dos agentes que optaram pela prorrogação, o início de vigência das novas condições comerciais, os preços antes e depois dos aditivos e os montantes contratados para 2026. Segundo a ENBPar, a comparação entre os valores originalmente considerados no Plano Anual do Proinfa (PAP) de 2026 homologado em dezembro e os valores estimados com as novas condições comerciais aponta para uma redução total de R$ 978,780 milhões no custo do programa neste exercício. (Megawhat)

Decreto regulamenta a CBS e avança na implementação da reforma tributária

Foi publicado na edição da última quinta-feira (30) do Diário Oficial da União (DOU) o Decreto nº 12.955, editado pela Presidência da República, que regulamenta a cobrança da CBS (Contribuição Social sobre Bens e Serviços). A medida representa um passo relevante na implementação da reforma tributária, ao estabelecer diretrizes operacionais para a aplicação do novo tributo. A CBS integra o novo modelo de tributação sobre o consumo e tem como objetivo simplificar o sistema tributário brasileiro, substituindo tributos federais e promovendo maior racionalidade na incidência sobre bens e serviços. Especialistas em tributação consultados pelo Canal Solar estão agora debruçados sobre a legislação para estudar e entender com mais profundidade o alcance e consequentes impactos das medidas do governo sobre o setor de energia em seus vários aspectos. Devido à elevada abrangência atual e expressivo volume de negócios, a MMGD (Mini e Micro Geração Distribuída), por exemplo, é um segmento que deverá receber atenção especial  tanto no que se refere às expectativas das empresas como do lado dos usuários. De maneira geral, a legislação prevê que PIS/Cofins serão substituídos pela CBS, que incidirá sobre operações de bens materiais, imateriais e serviços, sendo de competência da União. (Canal Solar)

Carga industrial cai em março, pelo quinto mês consecutivo

O consumo de energia em março de 2026 no país foi de 48.886 GWh, o que representou retração de 2,3% na comparação com o mesmo mês do ano anterior. Segundo a Resenha Mensal do Mercado de Energia Elétrica, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), esta é a segunda queda consecutiva, após a retração de 1,1% em fevereiro. Na indústria, o mês de março foi o quinto mês consecutivo de redução no consumo energético, com carga a 16.581 GWh, volume 1,3% menor do que o de março de 2025. As classes comercial e residencial também tiveram redução no consumo. No comércio, a retração foi de 0,4%, a 9.402 GWh, e no mercado residencial a redução foi de 2,6%, a 16.070 GWh. Considerando os últimos 12 meses, o consumo está estável, a 566.242 GWh. Segundo a EPE, temperaturas mais amenas, maior volume de chuvas e condições econômicas explicam a retração na carga do país. No mercado cativo, também pode ter havido influência da redução do ciclo de cobrança de algumas distribuidoras. No geral, o mercado regulado apresentou retração de 5,8% na carga, enquanto o consumo no mercado livre aumentou 2,4% no mês. Em relação ao número de consumidores, houve expansão tanto no mercado cativo quanto no mercado livre. Nas regiões, Norte (+9,0%), Nordeste (+0,4%) e Centro-Oeste (+0,2%) expandiram o consumo, enquanto Sul (-1,7%) e Sudeste (-5,5%), que geralmente têm maior carga, tiveram contração. (Megawhat)

Consumo de energia recua em março, mas mercado livre de energia avança

O consumo nacional de energia elétrica somou 48.886 GWh em março de 2026, registrando retração de 2,3% em relação ao mesmo mês do ano anterior. Trata-se da segunda queda consecutiva no indicador, sinalizando um arrefecimento recente da demanda no país, segundo a Resenha Mensal divulgada pela EPE (Empresa de Pesquisa Energética). A redução disseminada entre os principais segmentos de consumo. O setor residencial apresentou queda de 2,6%, enquanto a indústria recuou 1,3%. No comércio, a retração foi mais moderada, de 0,4%. Já a categoria “outros”, influenciada principalmente pelo consumo rural, registrou a maior variação negativa, de 6,4%. Apesar do desempenho mensal mais fraco, o consumo acumulado em 12 meses atingiu 566.242 GWh, mantendo-se praticamente estável na comparação com o período anterior. O comportamento da demanda variou entre as regiões do país. O Norte liderou o crescimento, com alta de 9,0%, seguido por Nordeste (+0,4%) e Centro-Oeste (+0,2%). Em sentido oposto, o Sudeste apresentou a maior queda, de 5,5%, enquanto o Sul recuou 1,7%. Esse contraste regional indica que, mesmo com retração no agregado nacional, há áreas com expansão consistente do consumo, refletindo dinâmicas econômicas e climáticas distintas. (Canal Solar)

Contratos de energia fecham semana passada com alta de até 15,7%

Os preços de energia no pregão do EHUB, plataforma de negócios da BBCE, subiram na última semana, com destaque para maio e junho. Os maiores volumes financeiros se concentraram em produtos anuais para entrega em 2030 e 2031. O produto de energia convencional de maio liderou o aumento nos preços pela  segunda semana consecutiva, com avanço de 15,71%, saindo de R$ 240,20/MWh em 24 de abril para R$ 277,94/MWh em 30 de abril. Também houve crescimento de 13,92% para a energia incentivada de maio, passando de R$ 269,18/MWh para R$ 306,65/MWh. Os contratos com entrega para junho também foram destaque na última semana, com os preços da energia convencional subindo 2,45% (de R$ 257,68/MWh para R$ 263,99/MWh) e da energia incentivada avançando 2,10% (de R$ 286,68/MWh para R$ 292,69/MWh). Enquanto isso, os produtos anuais e de spread concentraram os maiores volumes financeiros da semana, com destaque para as negociações de longo prazo em 2030 e 2031. Na Safra Sudeste, os preços igualmente registraram valorização. O spread de abril de 2026 figurou entre os maiores volumes de energia negociados em tela, com 647 GWh. Também se destacaram os produtos A2030 (508 GWh), A2031 (482 GWh) e A2032 de energia incentivada (439 GWh). Todos esses dados são extraídos da BBCE Curva Forward, única referência de preços do mercado calculada com base em negócios reais transacionados na plataforma. Não é uma projeção, é uma sólida cotação de preços praticados pelas mais de 200 empresas que operam na BBCE. (Megawhat)

Baterias no mercado livre são nova fronteira da gestão energética no Brasil

O setor elétrico brasileiro atravessa uma transformação estrutural em que a flexibilidade operacional passa a ser tão relevante quanto o custo da energia. A combinação de mudanças regulatórias e na conjuntura internacional tem alterado a forma como consumidores capturam valor no mercado, exigindo uma abordagem mais ativa da gestão energética. A aprovação da Lei nº 15.269, em novembro de 2025, marca um ponto de inflexão nesse processo. Ao estabelecer a abertura total do mercado livre até 2028 e encerrar, para novos contratos, o benefício da energia incentivada (I 50/100), a lei redefine a lógica econômica do setor. O ganho, antes concentrado no contrato de fornecimento, tende a migrar para a gestão ativa do consumo. Neste cenário, soluções como os sistemas de armazenamento de energia por baterias, conhecidos como BESS – sigla para Battery Energy Storage System – passam a desempenhar papel central. Esse movimento é reforçado pelo avanço das discussões regulatórias sobre tarifas horárias. A Consulta Pública nº 46/2025 da ANEEL sinaliza uma transição para um modelo em que o custo da energia varia ao longo do dia, refletindo de forma mais fiel as condições do sistema elétrico. A capacidade de deslocar consumo entre diferentes períodos tarifários deixaria de ser uma opção e passaria a representar uma vantagem econômica direta. O armazenamento, ao permitir essa flexibilidade, consolida-se como um instrumento relevante de gestão de custo e risco. Ao mesmo tempo, fatores geopolíticos recentes têm impactado o custo de soluções tradicionais de segurança energética. A elevação do preço do diesel, intensificada por tensões internacionais, reduz a atratividade dos geradores convencionais utilizados como backup. Esse cenário amplia a viabilidade econômica de alternativas como o BESS, que, além de reduzir custos operacionais em determinados casos, contribui para estratégias de descarbonização. (Jota Info)

Estado do RN regulamenta licenciamento ambiental para projetos de armazenamento

O CONEMA (Conselho Estadual do Meio Ambiente) do Rio Grande do Norte, aprovou na última quinta-feira (30), a Resolução nº 01/2026, que estabelece critérios para o licenciamento ambiental de Sistemas de armazenamento de energia em baterias no estado. De acordo com a resolução, os sistemas de armazenamento poderão operar de forma independente (stand-alone); associados a usinas eólicas ou solares. A norma ainda também estabelece que empreendimentos contíguos devem ser analisados de forma integrada, considerando os impactos ambientais combinados. A resolução define a classificação dos empreendimentos conforme o porte, com base na capacidade de armazenamento medida em MWh, e define os tipos de licenciamento ambiental aplicáveis, que incluem LS (Licença Simplificada), LP (Licença Prévia), LI (Licença de Instalação) e LO (Licença de Operação), entre outras modalidades. Porém, segundo o critério, empreendimentos com capacidade igual ou inferior a 10 MWh poderão ser dispensados de licenciamento ambiental, desde que não estejam localizados em áreas sensíveis, como unidades de conservação, Áreas de Preservação Permanente ou regiões com fragilidade socioambiental reconhecida. (Canal Solar)

Empresas alegam imprevisibilidade e desistem de 2,1 GW de solares

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) revogou, a pedido dos empreendedores, 2.105,2 MW em projetos solares fotovoltaicos distribuídos por diferentes estados do país. Entre os principais entraves apontados estão o avanço do curtailment, a falta de capacidade de escoamento na rede e a insegurança regulatória. Os despachos autorizando as revogações foram publicados no Diário Oficial da União desta segunda-feira, 4 de maio. A Enel Brasil e a Enel Green Power solicitaram a revogação das outorgas das UFVs Nova Olinda 01, 02, 03, 06, 07 e 15 a 22, que somam 540,2 MW de potência instalada. Os empreendimentos seriam instalados no município de Brejo do Piauí, no estado do Piauí. Pelos prazos definidos nas outorgas, as usinas deveriam entrar em operação até janeiro de 2028 (Nova Olinda 01, 02, 03, 06 e 07) e até abril de 2028 (Nova Olinda 15 a 22). No entanto, conforme o parecer de acesso e os estudos da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), obras estruturantes de transmissão necessárias para o escoamento da energia têm recomendação de implantação apenas até 2030. Além disso, o mapa de margem do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) não indica disponibilidade de capacidade de conexão antes desse período, evidenciando um descompasso entre o cronograma dos projetos e a expansão da rede elétrica. O ponto de conexão previsto era a subestação São João do Piauí – 500 kV. A EDF Power Solutions pediu a revogação das outorgas dos projetos das UFVs Jardim Veredas 1 a 4, que somam 200 MW de capacidade instalada em Várzea da Palma, no estado de Minas Gerais. (Megawhat)

Aneel nega pedido da Newen Energia após atraso de três anos em solares

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) negou o pedido de excludente de responsabilidade da Newen e indicou a possibilidade de revogação das outorgas de usinas fotovoltaicas do grupo, após defesa que utilizou medidas da Operação Black Flag para justificar atrasos que chegam a mais de três anos. A empresa atribui o descumprimento dos cronogramas ao bloqueio de ativos ocorrido em maio de 2021, no contexto da operação, que somou R$ 9,26 milhões e se somou a motivos que levaram a companhia à recuperação judicial. A justificativa, no entanto, não convenceu a área técnica, que apontou ausência de nexo causal direto e falta de diligência na condução dos projetos. Os projetos das solares Zimba Envolvere I a Zimba Envolvere III, que seriam instaladas em Pernambuco, somando 144,35 MW, apresentam um descompasso significativo entre o cronograma original e a situação atual. O início das obras civis, previsto para março de 2023, foi postergado para junho de 2026, levando a um atraso de 1.159 dias. Já a operação comercial, inicialmente programada para novembro de 2023, agora é estimada para a mesma data de 2026, acumulando atraso superior a 900 dias. A avaliação da área técnica que embasou a decisão é de que não há sequer uma data concreta para início das obras, tampouco para entrada em operação, o que evidencia a inviabilidade dos empreendimentos no curto e médio prazo. Apesar do tempo transcorrido desde a outorga, a Aneel aponta que os projetos ainda não avançaram em etapas essenciais. Não há contratação de equipamentos, obras ou serviços de engenharia, tampouco financiamento estruturado ou energia comercializada. No campo ambiental e regulatório, o quadro também é crítico: licenças vencidas, ausência de autorização para o sistema de transmissão de interesse restrito (SIR) e pendências junto a órgãos como Iphan e Funai. (Megawhat)

Brasil tem eletrificação abaixo da média, diz VP global da Schneider Electric

O Brasil poderia aproveitar melhor a energia elétrica que possui, pois seu potencial de eletrificação está abaixo da média global. A avaliação é de Frédéric Godemel, vice-presidente executivo da Schneider Electric, multinacional francesa da área de tecnologia de energia. O Brasil poderia aproveitar melhor a energia elétrica que possui, pois seu potencial de eletrificação está abaixo da média global. A avaliação é de Frédéric Godemel, vice-presidente executivo da Schneider Electric, multinacional francesa da área de tecnologia de energia. “Há muito espaço para eletrificar muito mais setores. Se você pensar em alimentos e bebidas, indústria farmacêutica, montagem de automóveis, linhas de pintura, tudo isso pode ser eletrificado”, afirma. Godemel atua em cargos de gestão na Schneider desde 2006 e já ocupou cargos na China e nos Emirados Árabes. Na conversa, Godemel também falou sobre o avanço da IA no setor de energia, a competição entre China e Europa e como a tecnologia pode ajudar o Brasil a gerenciar melhor as novas fontes de energia, como elétrica e solar. O Brasil tem uma taxa de eletrificação de 18%. Isso significa que, hoje, a eletricidade, como fonte primária de energia, responde por apenas 18% do consumo. Se considerarmos os países com melhor desempenho, essa taxa é de 30%. E a média mundial é de 22%. (Exame)

Observatório reúne dados para orientar políticas de combate à pobreza energética no Brasil

O Ministério de Minas e Energia (MME), em parceria com a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e o Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID), reúne no Observatório Brasileiro de Erradicação da Pobreza Energética (Obepe) indicadores para apoiar a formulação de políticas públicas voltadas à redução das desigualdades no acesso à energia. Desenvolvido no âmbito do Projeto Tecendo Conexões, o observatório disponibiliza uma plataforma interativa com dados nacionais sobre pobreza energética. A ferramenta combina referências internacionais e bases públicas brasileiras para oferecer um diagnóstico consistente das condições energéticas e socioeconômicas da população. O conteúdo permite identificar vulnerabilidades, mapear desigualdades regionais e orientar ações mais eficazes no enfrentamento da pobreza energética no país. De acordo com resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), no contexto da Política Nacional de Transição Energética (PNTE), a pobreza energética é a situação em que domicílios ou comunidades não dispõem de acesso a uma cesta básica de serviços energéticos ou não têm suas necessidades energéticas plenamente atendidas. (MME Notícias)

ISA Energia Brasil lucra R$ 357,7 milhões no primeiro tri, alta anual de 6%

A transmissora ISA Energia Brasil encerrou o primeiro trimestre de 2026 com lucro líquido de R$ 357,7 milhões, montante que representa alta de 6% ante igual período do ano passado. De acordo com a companhia, a entrada em operação de projetos novos viabilizou a entrada de R$ 330 milhões de Receita Anual Permitida (RAP), ajudando os números da empresa. O lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda, na sigla em inglês) obtido de janeiro a março ficou em R$ 1 bilhão, ampliação de 10,6% frente ao trimestre equivalente de 2025. Já a receita líquida também nos três primeiros meses deste ano somou R$ 1,2 bilhão, alta anual de 8,3% ante o primeiro quartil do ano passado. Segundo a empresa, o avanço na linha de receita operacional líquida compensou a redução dos recebíveis via indenizações às transmissoras pelos ativos da chamada Rede Básica Sistema Existente (RBSE). De janeiro a março, a ex-ISA Cteep investiu R$ 1,2 bilhão, dos quais 70% foram destinados a projetos novos arrematados em leilão (“greenfield”) e outros 30%, a obras de reforços e melhorias de infraestrutura já existente operada pela companhia. A transmissora encerrou o terceiro mês do ano com alavancagem, medida pela relação dívida líquida pelo Ebitda, em 3,72 vezes, pouco maior que as 3,63 vezes de dezembro de 2025. (Valor)

Isa Energia tem lucro de R$ 357,7 milhões no 1º tri, alta de 6%

A transmissora colombiana Isa Energia Brasil registrou lucro líquido de R$ 357,7 milhões no primeiro trimestre de 2026, alta de 6% em relação ao mesmo período de 2025. Os resultados foram puxados pela entrada de novos projetos e pela expansão da receita operacional. A receita líquida da empresa somou R$ 1,2 bilhão entre janeiro e março, avanço de 8,3% na comparação anual. O desempenho foi sustentado principalmente pelo aumento da receita operacional, que compensou a redução de componentes financeiros ligados à RBSE (Rede Básica do Sistema Existente), afetados por decisões regulatórias e pelo fim de receitas retroativas observadas no ano passado. O Ebitda atingiu R$ 1 bilhão no trimestre, crescimento de 10,6% em relação ao primeiro trimestre de 2025, com melhora de margem, que passou de 81,6% para 83,3%. Segundo a companhia, o avanço reflete o aumento da receita aliado ao controle de custos e despesas operacionais. À CNN o CEO da empresa, Rui Chammas, disse que o custo fixo da companhia segue sob controle, apesar de uma redução dos  componentes financeiros ligados à RBSE, mas a receita de novos empreendimentos e projetos de reforços e melhorias compensam. “Entraram dois projetos em operação: Jacarandá em 100% e o projeto Piraquê em 90%. Isso soma R$ 330 milhões de RAP (Receita Anual Permitida) para a companhia neste trimestre”, diz Chammas. “Ao mesmo tempo que a gente celebra o crescimento dos investimentos, fizemos o descruzamento de ativos com a Áxia [antiga Eletrobras]”, acrescenta. (CNN Brasil)

Isa Energia (ISAE4): Lucro cai 14%, para R$ 619,1 milhões, com peso do resultado financeiro

A Isa Energia (ISAE4) registrou queda no lucro líquido no primeiro trimestre de 2026, pressionada pelo avanço das despesas financeiras, em meio a juros mais elevados e maior endividamento, apesar do crescimento da receita com novos projetos. A companhia teve lucro líquido de R$ 619,1 milhões entre janeiro e março, recuo de 14,6% em relação ao mesmo período do ano passado. A receita operacional líquida avançou 4,1% na mesma base de comparação, impulsionada principalmente pelo crescimento das receitas de infraestrutura, que somaram R$ 1,48 bilhão, refletindo o avanço de projetos como Serra Dourada e Itatiaia, além de reforços e melhorias na rede. A Isa destacou que o desempenho reflete sua estratégia de crescimento baseada em expansão de ativos e eficiência operacional. “A atuação é pautada na excelência na gestão de ativos e na operação e manutenção, aliada ao crescimento e diversificação do portfólio por meio de projetos greenfield e reforços e melhorias”, afirmou a companhia no documento publicado na noite desta segunda-feira (4). Por outro lado, a remuneração dos ativos de concessão recuou, somando R$ 934,3 milhões, impactada principalmente por um efeito inflacionário menor (IPCA mais baixo no período), o que reduziu a atualização da Receita Anual Permitida (RAP). Ainda assim, a companhia conseguiu compensar parte desse efeito com avanço na linha de operação e manutenção, que totalizou R$ 355,4 milhões, beneficiada por ajustes regulatórios e antecipações. No operacional, a empresa manteve forte ritmo de investimentos. No trimestre, foram aportados R$ 1,22 bilhão, alta de 10,1% na comparação anual, com foco em projetos greenfield e melhorias na rede existente. (Money Times)

Novo presidente da Cemig foi escolhido e terá a ‘bênção’ de ministro Alexandre Silveira

O nome de Alexandre Ramos, atual presidente da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), ganhou força na disputa para se tornar o novo presidente da Cemig. O governador Mateus Simões (PSD) deve formalizar a indicação nos próximos dias e o conselho da companhia deve aprovar o nome em uma reunião prevista para a próxima quinta-feira (7/5). Apesar do nome ser uma indicação do governo estadual, maior acionista da empresa, interlocutores afirmam que o escolhido teve a “bênção” do ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, e apoio do governo Lula (PT). Ramos já passou pela própria Cemig, onde foi diretor de Relações Regulatórias e Institucionais, antes de ir para a esfera federal. Interlocutores do governo mineiro não confirmam as digitais de Silveira nas negociações para o cargo e justificam que o atual presidente da CCEE teria o currículo e o perfil adequado para o cargo. Nos bastidores, porém, a leitura é política. Aliados do governo Lula em Minas Gerais veem na indicação a evidência de um movimento de aproximação de Alexandre Silveira com o governo estadual, que envolveria, inclusive, articulações com o presidente nacional do PSD, Gilberto Kassab. A avaliação é que o ministro ensaia uma estratégia de “um pé em cada canoa”, tentando manter pontes tanto com o Palácio do Planalto quanto com o grupo de Simões em Minas. (O Tempo)

ENGIE é única brasileira do setor elétrico no Dow Jones Best-in-Class Emerging Markets Index e a melhor colocada do segmento no ISE, da B3

A ENGIE Brasil Energia se qualificou pelo segundo ano consecutivo para integrar o grupo internacional do Dow Jones Best-in-Class Emerging Markets Index, promovido pela S&P Global, que reconhece as empresas líderes em sustentabilidade de mercados emergentes. Neste ano, a ENGIE é uma das nove brasileiras, sendo a única do setor elétrico do país. Além disso, a ENGIE é destaque no Índice de Sustentabilidade Empresarial (ISE), da B3, onde está listada desde 2005. A Companhia alcançou o 5º lugar na carteira deste ano, sendo a melhor colocada do setor elétrico. “Estar, mais uma vez, entre as empresas de referência nos principais índices de sustentabilidade do Brasil e do mundo é o reconhecimento da solidez da nossa estratégia de longo prazo. Esses resultados refletem decisões consistentes, foco em excelência operacional e o compromisso permanente da ENGIE para a promoção da transição energética, a geração de valor sustentável e o desenvolvimento do país, sempre com responsabilidade ambiental e impacto social positivo”, avalia o CEO da ENGIE Brasil, Eduardo Sattamini. Os reconhecimentos têm como base os dados referentes a 2024. Desde então, a ENGIE avançou na agenda climática, com a implementação da Jornada pelo Clima, plataforma que integra governança, métricas e gestão de riscos climáticos, combinando ações de mitigação das emissões, adaptação e resiliência dos seus ativos e operações, bem como metas de descarbonização. A empresa atingiu, em 2025, a meta intermediária de redução de emissões de gases de efeito estufa (GEE), com corte superior a 30% em relação a 2021. Entre as iniciativas de destaque está o programa de Descarbonização de Fornecedores, voltado ao engajamento da cadeia de valor na redução de emissões associadas à cadeia de suprimentos. (Engie Brasil Notícias)

Jirau Energia anuncia Diego Collet como novo presidente

A Jirau Energia anunciou a nomeação de Diego Collet como novo diretor-presidente da companhia, com início da gestão em 1º de maio de 2026. Ele substituirá Edson Silva, que deixa o cargo após sete anos à frente da companhia. Formado em Engenharia Mecânica, Diego acumula 23 anos de experiência no setor elétrico e assume o cargo com a missão de manter a excelência operacional, fortalecer a agenda de sustentabilidade e consolidar boas práticas em saúde, segurança e gestão de pessoas. “Nos últimos anos, lideramos agendas estruturantes que reforçaram a confiabilidade operacional, a governança e o relacionamento institucional. Seguiremos comprometidos com segurança, ética, disciplina operacional e resultados sustentáveis, ampliando o legado da companhia para as próximas gerações através das nossas ações socioambientais”, afirma. Sua trajetória profissional teve início em 2003, na termelétrica Charqueadas, na Engie Brasil Energia. Três anos depois, assumiu gerência de Operação das hidrelétricas Itá, Machadinho e Passo Fundo. Em 2013, passou a gerenciar a Regional do Rio Uruguai, onde permaneceu até fevereiro de 2021, quando assumiu a Diretoria de Operação da Jirau Energia. Desde que ingressou na Jirau Energia, em 2021, o executivo liderou projetos de infraestrutura e operação, como a implantação de sistemas de proteção das casas de força da usina e melhorias logísticas, incluindo o alteamento de trechos da BR-364. Sob sua gestão, a usina atingiu 99,97% de disponibilidade, o melhor resultado de sua história. (Megawhat)

Como Belo Monte, inaugurada há 10 anos, mudou para sempre o Xingu

É fim da época de chuvas na amazônia. Neste fim de abril, o rio Xingu garante reservatório farto para a hidrelétrica Belo Monte movimentar as 18 turbinas de sua maior casa de força. Nos próximos meses, uma redução radical da operação é forçada por conta da estação seca: com menos água disponível, menos vazão para a geração de energia. O risco foi calculado, garante Sandro Deivis, gerente de operações desde 2020 na usina da concessionária Norte Energia. Orçada em R$ 19 bilhões mas com um custo final superior a R$ 30 bilhões, a hidrelétrica inaugurada em 5 de maio de 2016 em Altamira, no Pará, gera eletricidade praticamente em apenas seis meses do ano. No momento mais crítico da seca registrada na amazônia em 2024, quase tudo parou —uma turbina era acionada por quatro horas, confirma Deivis, na sala central de comando. Se Belo Monte funcionasse sempre com carga máxima, 11,2 mil megawatts, poderia suprir 14% do consumo nacional. Na prática, sua média anual de 4,5 mil megawatts de geração responde a 6% da demanda. Em vez de um grande reservatório como previsto nos estudos iniciais de viabilidade, na década de 1980, o projeto executado barrou parte do fluxo do Xingu e construiu canais artificiais. Por eles, cerca de até 70% do volume do rio vão diretamente para as turbinas. A água que sobra segue o antigo curso natural do rio. “É uma usina a fio d’água. Ela opera conforme o regime do rio”, pontua Deivis à DW. “No primeiro semestre, somos a usina que mais gera no Brasil. No segundo semestre, conforme o projeto foi concebido, a gente gera pouco”, explica. (Folha)

Gargalo na transmissão trava novos projetos de energia

O rápido avanço da geração de energia no Brasil, impulsionado sobretudo por subsídios a fontes renováveis, começa a expor um novo ponto crítico no setor elétrico: a transmissão. Em entrevista ao programa Alta Voltagem, da CNN, o presidente da Hitachi Energy para a América Latina Sul, Glauco Freitas, afirmou que o país saiu de uma escassez de oferta para um cenário em que o principal gargalo está na capacidade de escoar essa energia. Segundo o executivo, o Brasil ampliou de forma significativa sua capacidade de geração nos últimos anos, o que reposicionou o país no cenário internacional. Entretanto, a expansão da transmissão não acompanhou esse ritmo. “Desde a pandemia, crescemos em 30% nossa capacidade de geração. Isso é fantástico e tornou o Brasil referência mundial. O gargalo virou a transmissão de energia, que também é uma referência internacional, pois interliga todos os estados da federação, mas precisamos de uma rede mais robusta, inteligente, interconectada e resiliente”, afirmou. Apesar de o sistema brasileiro ser reconhecido pela sua abrangência e integração, o avanço da infraestrutura de transmissão ainda ocorre em velocidade inferior à necessária para suportar a nova demanda. Dados da EPE (Empresa de Pesquisa Energética) indicam que os investimentos em transmissão devem somar cerca de R$ 96 bilhões entre 2023 e 2026. Ainda assim, o executivo pondera que, embora os leilões estejam acontecendo, há um descompasso em relação às necessidades do sistema. “Está no ritmo certo? Não, mas começou a acontecer”, disse. O planejamento atual dos empreendimentos no Brasil, que prevê entregas entre 42 e 60 meses, está dentro da capacidade de execução das empresas. Porém,em projetos renováveis, como eólicas e solares ficam prontos, muitas vezes em até 24 meses. (CNN Brasil)

Hitachi Energy vê indústria apta a atender demanda, mas sob pressão global

O mercado brasileiro de equipamentos para o setor elétrico tem capacidade para atender à demanda interna, mas enfrenta um gargalo crescente na cadeia de suprimentos diante da pressão internacional e do descompasso entre oferta e demanda global. Em entrevista ao programa Alta Voltagem, da CNN, o presidente da Hitachi Energy para a América Latina Sul, Glauco Freitas, afirmou que os fabricantes instalados no país estão preparados para cumprir os cronogramas dos projetos, embora o cenário global imponha desafios cada vez maiores. Segundo o executivo, o principal fator de tensão vem da disputa com mercados mais aquecidos. “A demanda global é maior do que a oferta, puxada, principalmente, por EUA e Europa”, disse. Esse desequilíbrio acaba pressionando fornecedores e alongando prazos, em um contexto no qual diferentes regiões competem pelos mesmos equipamentos e insumos. Ainda assim, ele avalia que o planejamento atual dos empreendimentos no Brasil, que prevê entregas entre 42 e 60 meses, está dentro da capacidade de execução das empresas. O problema, ressalta, não está na indústria local em si, mas na limitação estrutural da cadeia global. “Se a demanda se mantiver neste nível, a cadeia tende a se estrangular ainda mais”, afirmou. Para ampliar a produção e responder a esse cenário, as principais fabricantes têm apostado em investimentos em expansão da capacidade. No caso da Hitachi, a companhia mantém fábricas em Guarulhos (SP) e Blumenau (SC) e está investindo em uma nova unidade em Pindamonhangaba (SP). O plano de investimentos de US$ 270 milhões, já anunciado anteriormente, contempla a expansão da planta de transformadores em Guarulhos e a construção da nova fábrica, o que deve mais que dobrar a capacidade produtiva até o início de 2028. (CNN Brasil)

Justiça dá 24 horas para Tradener corrigir dados enviados à CCEE

A Justiça do Paraná deu 24 horas para que a Tradener comprove o envio das informações corretas à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). A ordem veio depois que credores acusaram a comercializadora de ter aproveitado o cumprimento de uma decisão de segunda instância, que suspendeu uma liminar favorável à empresa sobre a forma de entrega de energia, para alterar contratos que sequer estavam abrangidos pela disputa, inflando sua posição credora. A decisão foi proferida pelo desembargador Francisco Cardozo Oliveira, relator de recursos apresentados por credores da empresa, e fixou multa de R$ 500 mil por dia em caso de descumprimento, limitada a R$ 30 milhões. A intimação da Tradener foi expedida nesta segunda-feira, 4 de maio, às 14h15, segundo movimentação do processo. O prazo foi determinado depois que credores da empresa questionaram os dados enviados pela comercializadora à CCEE para operacionalizar a decisão do Tribunal de Justiça do Paraná (TJPR), que havia suspendido os efeitos de liminar obtida pela Tradener em primeira instância. No início de abril, uma decisão de primeira instância havia autorizado a Tradener, pelo prazo de 60 dias, a cumprir obrigações contratuais considerando a curva de carga pela qual recebe energia de fornecedores, em vez do perfil originalmente previsto nos contratos. Na prática, a decisão permitia que a empresa modulasse a entrega de energia, embora os contratos questionados previssem entrega em perfil flat, sem modulação, sazonalização ou flexibilização. (Megawhat)

Abegás alerta para alta de até 40% no preço do gás em agosto

A Abegás (Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado) manifestou “profunda preocupação” com a alta nos preços do gás natural no mercado brasileiro. Depois do reajuste de 19,2% aplicado pela Petrobras em 1º de maio de 2026, a associação projeta um cenário ainda mais crítico para o próximo trimestre. Um aumento de até 40% pode ocorrer até agosto, de acordo com o calendário de reajustes da petroleira. O movimento é impulsionado pelos efeitos da guerra no Oriente Médio sobre o mercado global de energia. A Abegás questiona a fragilidade do mercado interno, já que o Brasil tem produção nacional relevante. Dados da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) indicam que, em fevereiro de 2026, o país disponibilizou mais de 65 milhões de m³/dia ao mercado. A associação argumenta que o preço da molécula deveria ter indexadores que refletissem a realidade nacional, e não apenas as mudanças geopolíticas internacionais, já que esse volume é integralmente consumido no país, sem exportação. Dados da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) indicam que, em fevereiro de 2026, o país disponibilizou mais de 65 milhões de m³/dia ao mercado. A associação argumenta que o preço da molécula deveria ter indexadores que refletissem a realidade nacional, e não apenas as mudanças geopolíticas internacionais, já que esse volume é integralmente consumido no país, sem exportação. Dados da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) indicam que, em fevereiro de 2026, o país disponibilizou mais de 65 milhões de m³/dia ao mercado. A associação argumenta que o preço da molécula deveria ter indexadores que refletissem a realidade nacional, e não apenas as mudanças geopolíticas internacionais, já que esse volume é integralmente consumido no país, sem exportação. (Poder 360)

Próximo reajuste da Petrobras no gás pode chegar a 40% em agosto, estima Abegás

O próximo reajuste nos preços do gás natural para os contratos da Petrobras com as distribuidoras de gás canalizado, previsto para agosto, pode chegar a cerca de 40%, avalia a Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás). Em nota, a entidade manifestou “profunda preocupação” com os efeitos da guerra no Oriente Médio sobre as tarifas de gás natural. No início de maio, a estatal anunciou um reajuste de 19,2% sobre o preço do gás, componente que, segundo a associação, corresponde à maior parte da composição da tarifa. Os reajustes nos contratos de gás firmados entre a petroleira e as distribuidoras são trimestrais. O mais recente foi o anunciado pela companhia na sexta-feira (1º). Segundo a Abegás, com a abertura do mercado nos últimos anos, algumas distribuidoras possuem contratos com outros fornecedores além da Petrobras, de modo que as alterações no preço do produto se refletem proporcionalmente à parcela correspondente. A Abegás ressaltou que as tarifas de gás natural são recalculadas periodicamente pelas agências reguladoras estaduais e que as distribuidoras repassam integralmente as variações de preço do insumo, sem, ganho sobre essas mudanças (“pass-through”), da mesma forma ocorre com o gás natural veicular (GNV) vendido nos postos de combustíveis. Em nota, o presidente da Abegás, Marcelo Mendonça, afirmou que é questionável que o país continue com exposição a efeitos geopolíticos uma vez que o Brasil possui relevante produção em campos nacionais e de destinar esse volume ao consumo nacional, sem exportação. (Valor)

Josiani Napolitano assume a presidência da Abiogás

A Associação Brasileira do Biogás e do Biometano (Abiogás) anunciou que Josiani Napolitano é a nova presidente entidade, posição vaga desde novembro do ano passado, após a saída de Renata Isfer. Engenheira elétrica de formação, Josiani construiu carreira na interface entre regulação e relações institucionais do setor elétrico. Antes de assumir a ABiogás, era diretora de Relações Institucionais da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (Apine) e vice-presidente do Fórum de Meio Ambiente e Sustentabilidade do Setor Elétrico (Fmase). Também acumula passagens por AES Brasil, Matrix Energy Trading e Grupo Rede. “Assumo a presidência da Abiogás com o compromisso de contribuir para que o biogás e o biometano avancem com escala, previsibilidade e segurança regulatória. O desafio é ampliar o trabalho que já vem sendo desenvolvido pela instituição, transformando esse potencial em projetos concretos, com regras claras e condições que estimulem novos investimentos”, afirmou, em nota. Segundo a associação, a chegada de Josiani acontece num momento em que o setor de biogás tenta converter visibilidade crescente em avanços regulatórios concretos. A ABiogás tem atuado em frentes como o reconhecimento do biometano como combustível estratégico, a inserção do biogás no planejamento energético nacional e a construção de marcos que deem previsibilidade a investidores. (Megawhat)

Roca fecha PPA com Casa dos Ventos e opera 100% renovável no Brasil

O grupo espanhol Roca firmou um contrato de compra e venda de energia renovável (PPA) com a Casa dos Ventos, com prazo de dez anos. O acordo permitirá o abastecimento de 100% do consumo elétrico das operações da companhia no Brasil com fontes renováveis. Ao longo da vigência contratual, a iniciativa deve evitar a emissão de mais de 43 mil toneladas de CO₂. Segundo as empresas, o acordo também contribuirá para o avanço da Roca rumo à meta global de descarbonização, que prevê a redução de 42% das emissões de escopos 1 e 2 até 2030, com base em 2021. Os certificados de energia renovável (I-RECs) associados ao contrato serão aposentados e reportados anualmente, vinculados a usinas eólicas ou solares com menos de 15 anos de operação. A Roca contou com o apoio da SE Advisory Services, divisão global de consultoria da Schneider Electric, por meio de serviços de assessoria estratégica em PPA. “Este acordo representa um avanço relevante na jornada de descarbonização da Roca no Brasil. Reforça nosso compromisso de tornar as operações cada vez mais sustentáveis e contribui para uma indústria mais eficiente e preparada para o futuro. Ao garantir energia renovável para 100% do consumo elétrico no país, avançamos de forma concreta em nossa estratégia climática global e no propósito de gerar impacto positivo nas pessoas, no planeta e na prosperidade”, afirmou Sérgio Melfi, managing director da Roca no Brasil. As empresas não divulgaram informações sobre valores e o nome dos parques envolvidos na operação (Megawhat)

Meta e EDP fecham terceiro PPA e ampliam parceria para 545 MW nos EUA

A Meta e a EDP Renewables North America anunciaram nesta segunda-feira, 4 de maio, a assinatura de um contrato de compra e venda de energia de longo prazo (PPA, na sigla em inglês) para o projeto solar Cypress Knee, com capacidade de 250 MW.  Com previsão de conclusão em 2028 e instalação no estado do Arkansas, nos Estados Unidos, o projeto Cypress Knee Solar marca o terceiro acordo de fornecimento de energia firmado entre a Meta e a EDP Renewables North America no país. A nova contratação eleva a capacidade total de energia já contratada entre as duas empresas para 545 MW. “A nossa parceria com a Meta demonstra como as colaborações de longo prazo são fundamentais para acelerar a transição energética em escala global. Projetos como o Cypress Knee Solar vão além da expansão da capacidade renovável: reforçam a resiliência da rede elétrica e apoiam a crescente eletrificação da economia digital, ao mesmo tempo em que asseguram soluções de energia limpa, confiáveis e com valor duradouro para os nossos parceiros e para o sistema energético como um todo”, afirmou Miguel Stilwell d’Andrade, CEO da EDP. (Megaehat)

Meta assina acordo com EDP para compra de energia solar nos EUA

A Meta fechou um contrato de compra de energia de longo prazo (PPA) com a EDP, por meio da EDP Renewables North America, para o projeto solar Cypress Knee, localizado em Arkansas, nos Estados Unidos. O projeto terá capacidade instalada de 250 megawatts (MW) e conclusão prevista para 2028. Este é o terceiro acordo entre as duas empresas nos EUA. Com o novo contrato, a capacidade total de energia contratada entre as duas companhias chega a 545 MW. “A nossa parceria com a Meta demonstra como as colaborações de longo prazo são fundamentais para acelerar a transição energética à escala global”, disse o CEO da EDP, Miguel Stilwell d’Andrade, em nota. Já a Meta afirma que o acordo colabora com o objetivo de chegar a um consumo de 100% de energia limpa e renovável. (Eixos)

CEO da Chevron diz que estoques globais de energia caem e elevam risco de desabastecimento

O CEO da Chevron, Mike Wirth, afirmou que os estoques e reservas de oferta no sistema global de energia estão sendo reduzidos em meio à escalada das tensões no Oriente Médio e ao fechamento do Estreito de Ormuz, o que eleva a volatilidade dos preços e os riscos de desabastecimento. Em entrevista à Bloomberg TV, Wirth afirmou que cerca de 20% da oferta mundial de energia passa pelo estreito, incluindo petróleo, gás natural liquefeito e derivados, com impacto direto sobretudo sobre Europa e Ásia. “Os estoques no sistema estão sendo consumidos e a situação de oferta está se apertando”, disse. O executivo alertou que a redução dessas reservas operacionais tende a aumentar a pressão altista sobre os preços e a incerteza no mercado. Ele destacou que os Estados Unidos, apesar de serem o maior produtor global, não conseguem compensar integralmente a perda de oferta na região. Wirth também apontou sinais de estresse mais agudo fora dos EUA, com riscos de interrupções no fornecimento em partes da Europa e da Ásia. Segundo ele, a Chevron reduziu parte da produção no Kuwait e na Arábia Saudita devido a limitações logísticas e ao enchimento de estoques, além de cortar a produção petroquímica na região. Apesar do impacto recente, estimado em US$ 3 bilhões, a companhia mantém planos de elevar a produção global entre 7% e 10% neste ano, acima do crescimento esperado da demanda, de cerca de 2%. (Eixos) 

Segunda-Feira 04 de Maio

Destaques: (i) Aneel habilita 2,18 GW em térmicas do LRCap 2026 (Megawhat); (ii) TCE determina suspensão de licitação de R$ 1 bilhão da Copasa (Valor); e (iii) Apesar de falha da Aneel, área técnica do TCU abre caminho para renovação da Enel Rio (Valor)

Aneel habilita 2,18 GW em térmicas do LRCap 2026

A Secretaria de Leilões da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) habilitou as 13 termelétricas vencedoras do produto 2026 dos leilões de reserva de capacidade realizados em março. As habilitações constam em despachos publicados no Diário Oficial da União desta quinta-feira, 30 de abril. Além do aval da agência, os empreendimentos serão submetidos à análise do Tribunal de Contas da União, que deverá julgar o mérito do certame antes de 21 de maio, data prevista para a homologação dos primeiros contratos, com o objetivo de esclarecer, da melhor forma possível, as dúvidas que ainda pairam sobre o certame, ao menos no âmbito de competência do tribunal. Os empreendimentos habilitados somam 2.183,5 MW de disponibilidade ofertada nos certames. A secretaria habilitou três projetos da Eneva no Espírito Santo, todos movidos a gás natural e com potência disponível para o leilão de capacidade: UTE Luiz Oscar Rodrigues de Melo (240 MW), com 26,6 MW de disponibilidade ofertada no certame; UTE Povoação I (74,9 MW), com 71,6 MW de disponibilidade ofertada; UTE Viana I (37,4 MW), com 35,7 MW de disponibilidade ofertada. No início de abril, a Aneel suspendeu, a pedido da Eneva, a operação comercial das três termelétricas que operavam no modelo merchant, sem contratos, entre 23 de março a 31 de julho de 2026, devido à inviabilidade econômica associada ao custo variável unitário (CVU). Em São Paulo, foi habilitada a UTE Paulínia Verde (22,8 MW), com potência ofertada de 21,3 MW e a gás natural. O ativo foi desenvolvido pela Mercurio Partners, Orizon VR e pela Gera Energia e teve operação suspensa em dezembro de 2025 após o término do período de suprimento viabilizado por meio do Procedimento Competitivo Simplificado (PCS), leilão emergencial ocorrido em 2021. (Megawhat)

TCE determina suspensão de licitação de R$ 1 bilhão da Copasa

O Tribunal de Contas do Estado de Minas Gerais (TCE-MG) determinou a suspensão de uma licitação internacional conduzida pela Companhia de Saneamento de Minas Gerais (Copasa), para implantação da Estação de Tratamento de Esgoto do Ribeirão do Onça, na região metropolitana de Belo Horizonte. Segundo a Copasa, a obra é estimada em aproximadamente R$ 1 bilhão e tem por objetivo ampliar a capacidade de tratamento de esgoto de 1,8 mil para 2,7 mil litros por segundo. A decisão foi tomada por unanimidade pelo colegiado do TCE-MG, e ocorre após a denúncia apresentada pela empresa Oeci, que apontou possíveis irregularidades no processo licitatório. O modelo da licitação prevê a contratação integrada — incluindo projeto, execução das obras, fornecimento de equipamentos, operação e manutenção — com julgamento baseado no critério de menor custo total. Segundo o relator do processo, conselheiro Alencar da Silveira Júnior, há indícios relevantes de falhas que podem comprometer a legalidade e a economicidade da licitação. O TCE questiona a divulgação antecipada de recursos administrativos para concorrentes, antes do encerramento do prazo legal, o que pode ter favorecido algumas empresas. Outro ponto é o fato de a proposta técnica classificada em primeiro lugar ter suprimido etapas previstas no Termo de Referência, além de não comprovar plenamente a experiência operacional exigida, segundo análise do TCE-MG. (Valor)

Apesar de falha da Aneel, área técnica do TCU abre caminho para renovação da Enel Rio

Apesar de identificar falhas na atuação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), a área técnica do Tribunal de Contas da União (TCU) concluiu que não há evidências suficientes de que os indicadores de qualidade apurados para a Enel Rio estejam incorretos a ponto de descumprir os critérios exigidos para a renovação da concessão. Em um parecer, o TCU recomendou a renovação, por 30 anos, da concessão da Enel Rio, distribuidora que atende a 66 municípios do Estado do Rio. Para a renovação das concessões, as distribuidoras precisaram cumprir indicadores de qualidade da prestação do serviço e de equilíbrio econômico-financeiro. O órgão ressaltou também que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) recomendou ao Ministério de Minas e Energia (MME) a renovação da concessão da distribuidora, ainda que a empresa tivesse apresentado “inconformidades” relacionadas aos indicadores de qualidade. Segundo o tribunal, não há evidências suficientes para se afirmar que a empresa havia descumprido critérios de qualidade e eficiência no fornecimento de energia elétrica. Os técnicos do tribunal entenderam que a inconformidade identificada “não constitui óbice à prorrogação contratual, sobretudo diante da inexistência de conclusão técnica inequívoca capaz de inviabilizá-la”. “Verificou-se, portanto, que não há elementos suficientes que demonstrem que a Enel-RJ descumpriu os requisitos relacionados ao critério de eficiência da continuidade do fornecimento de energia elétrica”, afirmam os técnicos em relatório da Auditoria Especializada em Energia Elétrica e Nuclear (AudElétrica), ao qual o Valor teve acesso. (Valor)

Área técnica do TCU não vê óbice à renovação da Enel Rio

A área técnica do Tribunal de Contas da União (TCU) não vê obstáculos no prosseguimento do processo de renovação da concessão da Enel Rio por mais 30 anos, apesar de apontar falhas na instrução da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) sobre os indicadores de qualidade da distribuidora. A conclusão consta em uma instrução da Unidade de Auditoria Especializada em Energia Elétrica e Nuclear (AudElétrica), mas a decisão final ainda caberá ao plenário do tribunal. No mesmo processo, a AudElétrica também propôs considerar atendidos os requisitos para a prorrogação da Equatorial Pará. As duas distribuidoras já receberam recomendação favorável da Aneel para a assinatura dos termos aditivos de renovação. Os casos fazem parte da análise individualizada pelo TCU das concessões de distribuição que vencem nos próximos anos e podem ser prorrogadas. A Enel Rio atende cerca de 2,736 milhões de unidades consumidoras, com faturamento anual de R$ 11,468 bilhões e valor estimado de R$ 344 bilhões em 30 anos. O contrato vence em 9 de dezembro de 2026. A Equatorial Pará atende 3,064 milhões de unidades consumidoras, com faturamento anual de R$ 11,327 bilhões e valor estimado de R$ 339,8 bilhões. O vencimento é em 28 de julho de 2028. A parte mais sensível da instrução trata da Enel Rio. Em processo conexo, a área técnica havia identificado dúvidas sobre a fidedignidade dos indicadores DEC e FEC, que medem duração e frequencia das interrupções da distribuidora, entre 2022 e 2024. (Megawhat)

O mês decisivo para o LRCAP e o balanço pós-leilão sobre o mercado de gás natural

Contratação de 15 GW de térmicas a gás no LRCAP mexe com a dinâmica do mercado de gás, com impactos relevantes sobre o perfil de demanda, investimentos em infraestrutura, criação de novos produtos e sobre as tarifas dos gasodutos de transporte. ANP faz aceno a usuários na revisão tarifária do transporte. MME descarta subsídio para gás natural. PPSA quer coordenar agentes para viabilizar novas rotas de escoamento e a cobertura completa da gas week 2026. O mês de maio promete ser agitado para o futuro das térmicas a gás natural vencedoras do 2º Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP). A expectativa no mercado é que, pelo histórico do setor, nem todas as 90 térmicas a gás negociadas no leilão conseguirão se viabilizar, de fato. E o pós-leilão entra numa fase decisiva que poderá reconfigurar o certame: a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) se debruça sobre a habilitação das novas térmicas e espera concluir o trabalho até dia 22; a homologação ds resultados do leilão (a primeira leva, com as usinas contratadas para operar ainda este ano) está prevista para dia 21; o restante dos produtos será homologado até 11/6. (Eixos)

LRCAP Térmicas: estamos no caminho certo?

Apesar do problema de falta de potência ser uma condição real do SIN, o LRCAP 2026 acabou sofrendo críticas de diversas associações além de suscitar dúvidas quanto à necessidade e do montante licitado. Este artigo apresenta pontos relevantes que deveriam ser observados para uma boa política pública. A evolução do problema de adequação de potência com os argumentos do ONS/EPE será abordado mas incorporando observações pertinentes principalmente quanto ao caminho adotado. A tomada de decisão por parte do governo para a realização de um leilão que acarreta ônus aos consumidores e indiretamente à sociedade deveria ser precedida de uma análise observando quatro pontos: Necessidade e dimensionamento da potência; Desenho do leilão; Alternativas tecnológicas e sistêmicas; Impactos socioeconômicos. Como a energia elétrica é um bem que é consumido no mesmo momento que é produzido, ela apresenta características distintas em relação a outras commodities energéticas como o carvão, petróleo, etc. Esta característica traz a necessidade de uma operação mais complexa pois necessita de uma rede de fios para conectar a fonte com o consumo. O acompanhamento da demanda com o consequente despacho das usinas é feito segundo a segundo e faz parte da operação em tempo real do operador do sistema que no Brasil é o ONS. O desnível do balanço desta energia que transita na rede pode ser mensurado através da variação de frequência do sistema. (Canal Solar)

Deputados pedem urgência para barrar LRCAP que contratou 19 GW fósseis

Deputados federais de diferentes partidos se uniram para questionar, no Congresso Nacional, a legalidade do LRCAP (Leilão de Reserva de Capacidade) 2026, realizado em 28 de março, que contratou cerca de 19 GW de potência com predominância de fontes termelétricas fósseis, usinas a gás natural e carvão mineral, com contratos de até 15 anos e custo variável que pode chegar a R$ 1.40,00 por MWh. O PDL 264/2026 (Projeto de Decreto Legislativo nº 264/2026, de autoria do deputado Marcel van Hattem (Novo-RS), pede a sustação das Portarias nº 118/2025 e nº 125/2026 do MME (Ministério de Minas e Energia), que definiram as regras do certame. O projeto aponta vícios de legalidade e inconstitucionalidade nos atos do governo, incluindo ausência de AIR (Análise de Impacto Regulatório), extrapolação do poder regulamentar e potencial violação ao Art. 225 da Constituição Federal, que trata da proteção ao meio ambiente. Apresentado em 24 de abril, o PDL ganhou força rapidamente. Em 29 de abril, o deputado Lafayette de Andrada (PL-MG), presidente da FREPEL (Frente Parlamentar Mista da Energia Limpa), assinou requerimento pedindo que o projeto seja votado em regime de urgência no plenário da Câmara dos Deputados. “Não faz sentido o governo contratar energia suja, de termelétricas a gás e carvão, pagando um preço tão caro, sendo que o Brasil é um dos países mais ricos do mundo em energia limpa, como solar, eólica e hidráulica. Essa conta vai sobrar para o bolso do brasileiro”, afirmou o deputado Lafayette de Andrada.  Segundo os autores do PDL, o modelo adotado no LRCAP compromete diretamente o bolso do consumidor. Os contratos preveem pagamento de receita fixa anual mesmo quando as usinas não despacharem energia, além de custos variáveis entre R$ 800/MWh e R$ 1.400/MWh. (Canal Solar)

Sem vencer LRCap, EBrasil pede fim antecipado outorgas na Paraíba

A Centrais Elétricas da Paraíba (Epasa), empresa do grupo EBrasil, solicitou à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) a antecipação do fim da outorga das usinas termelétricas (UTEs) Termonordeste e Termoparaíba, cada uma com 170,85 MW de potência instalada. A empresa pede que a extinção da outorga tenha efeitos a partir desta quinta-feira, 30 de abril. Além do recurso administrativo junto à Aneel, enviado em 28 de abril, a Epasa pediu à agência medida cautelar sobre o tema, como forma de já garantir os efeitos pretendidos. Segundo a empresa, a manutenção das outorgas implica um custo mensal de R$ 2,6 milhões, entre operação & manutenção, ações de segurança, infraestrutura e contrato de uso do sistema de transmissão (Cust). Além disso, o fim da outorga também poderá liberar espaço na rede, argumenta a empresa. Assim, a Epasa pede o fim dos Custs associados sem a cobrança de encargos rescisórios, que poderiam chegar a R$ 80 milhões. A empresa solicita que, caso não seja possível antecipar o fim das outorgas, seja declarada a inexigibilidade dos encargos rescisórios relativos ao Cust. As usinas foram contratadas no leilão de energia nova 002/2007, e entraram em operação em 2010, com contratação por 15 anos. Assim, em janeiro de 2025 os contratos se encerraram e as plantas estão descontratadas desde então. (Megawhat)

Pequenas hidrelétricas terão desempenho avaliado para entrar no MRE

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou as regras e o procedimento de comercialização aplicáveis ao Sistema de Contabilização e Liquidação (SCL) para a entrada no Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) de empreendimentos hidrelétricos não despachados centralizadamente – e que, portanto, não têm supervisão do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Estes empreendimentos são, em sua maioria, centrais geradoras hidrelétricas (CGHs) e pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), e sua entrada no MRE não é obrigatória. Entretanto, ao integrarem o mecanismo, estas plantas devem passar por apuração de performance, já que o MRE é destinado a riscos hidrológicos e não deve compensar eventuais falhas operacionais dos empreendimentos. Assim, a Aneel promoveu consulta pública sobre a metodologia destas regras em janeiro de 2025, propondo duas metodologias de cálculo, sendo que uma delas depende da instalação de medidores pelas usinas, e a outra considera, entre outros fatores, a garantia física e índices de usinas despachadas centralizadamente e que estejam mesmo “reservatório equivalente de energia” (REEs), ou seja, que estejam em bacias com regimes hidrológicos similares. As usinas terão até 15 de dezembro de 2026 para instalar seus medidores e ter os sistemas de medição operacionais. Os geradores que não tiverem os equipamentos instalados e operacionais no prazo serão enquadrados na metodologia baseada nos REEs. A apuração do Fator de Contribuição do MRE (FCM) para os empreendimentos que optarem ou forem enquadrados pela metodologia com base nos REEs começa em maio de 2026, e estas usinas devem ter os efeitos comerciais do MRE observados a partir de janeiro de 2027. (Megawhat)

Revisão em 139 hidrelétricas atualiza modelos e garantias físicas

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou dados técnicos revisados de 139 usinas hidrelétricas, que passarão a ser utilizados no planejamento e na programação da operação do Sistema Interligado Nacional (SIN), além de subsidiar as revisões ordinárias de garantia física. Os dados foram disponibilizados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) no âmbito do plano de ação para revisão das garantias físicas das hidrelétricas, instituído pelo Ministério de Minas e Energia (MME) após determinações do Tribunal de Contas da União (TCU). A iniciativa também orienta o processo de homologação para uso nos principais modelos computacionais do setor elétrico Newave, Decomp e Dessem. Ao todo, o ONS identificou a necessidade de retificação de dados técnicos em 37 usinas, pertencentes a 15 agentes de geração. As correções decorrem, em sua maioria, da identificação de inconsistências entre os valores originalmente informados e documentos técnicos de referência, como projetos executivos, fichas técnicas, outorgas de uso de recursos hídricos e tabelas “cota × área × volume” aprovadas pela ANA. As revisões concentram-se principalmente em três grupos de informações: (i) níveis operativos, áreas e volumes característicos dos reservatórios; (ii) polinômios de relação cota-área (PAC) e volume-cota (PCV); e (iii) volumes de referência. (Megawhat)

Abraceel avalia medida cautelar para retirar UHE Foz do Prata do PMO

A Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel) avalia submeter à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) um pedido de medida cautelar com efeito suspensivo para retirar a usina hidrelétrica Foz do Prata do deck do Programa Mensal da Operação (PMO) de maio. A iniciativa, já aprovada pelo conselho de administração da entidade, busca pressionar o regulador a fiscalizar a atuação do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e garantir a exclusão da usina até sua prévia homologação pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE).  Nesta semana, a entidade enviou carta à autarquia apontando a possível falha relacionada à inclusão da hidrelétrica Foz do Prata e pedindo a fiscalização imediata do ONS. Segundo a associação, a decisão do ONS teria desrespeitado a governança do setor ao considerar o empreendimento sem prévia homologação pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), gerando impactos desproporcionais na formação dos preços de energia. A entidade solicita fiscalização imediata da agência reguladora e a exclusão da usina do deck preliminar até a regularização do rito. A carta reforça a insatisfação de comercializadores de energia com os modelos de operação, em meio à pressão crescente por alterações que ajudem a dar mais previsibilidade e transparência na formação de preço. Enviada para o diretor-geral da autarquia, Sandoval Feitosa, o documento afirma que a inclusão do ativo no deck do PMO de maio gerou um impacto desproporcional na formação de preços, o que motivou a associação a verificar o cumprimento integral da governança pelo operador ao considerar tal ativo na modelagem mensal.  (Megawhat)

Projetos do leilão de transmissão de 2025 são enquadrados no Reidi

A Secretaria Nacional de Transição Energética e Planejamento do Ministério de Minas e Energia (MME) aprovou o enquadramento dos projetos do leilão de transmissão n° 4/2025 no Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (Reidi). Pelo Reidi, ficam suspensas as contribuições de PIS/Pasep e Cofins vinculadas aos projetos nas aquisições, locações e importações de bens e serviços realizadas em um período de cinco anos. O certame envolve à construção e manutenção de 1.081 quilômetros em linhas de transmissão e seccionamentos e de 2.000 MVA em capacidade de transformação, além de sete compensações síncronas. Os empreendimentos se localizam em 12 estados: Goiás, Maranhão, Mato Grosso, Minas Gerais, Paraíba, Paraná, Pernambuco, Piauí, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Rondônia e São Paulo. O prazo para conclusão das obras varia de 42 a 60 meses, dependendo da complexidade da construção. A secretária da pasta ainda definiu os montantes de garantia física de energia das UFVs Caldeirão Grande I a Caldeirão Grande VII, entre 8,1 MW médios e 10,1 MW médios; das eólicas São Domingos I a São Domingos V e da eólica Itaúna, entre 5,4 MW médios e 13,4 MW médios; e das eólicas Serra da Borborema III e Serra da Borborema IV, etre 8,8 MW médios e 12,1 MW médios. Do lado da Agência Nacional de Energia Elétrica, a CGT Eletrosul recebeu aval para implementar reforços na subestação Biguaçu, com Rceeita Anual Permitida de R$ 3,16 milhões. (Megawhat)

ONS: projeções indicam afluências em 86% da MLT no Norte, no final de maio

O boletim do Programa Mensal de Operação (PMO) para a semana operativa de 2 a 8 de maio indica melhora nas perspectivas para a Energia Natural Afluente (ENA) da região Norte em relação à semana anterior, passando de 79% para 86% da Média de Longo Termo (MLT) ao final  de maio. Para as demais regiões, a previsão é de afluências em 79% da MLT, na região Sul;  76% da MLT, na Sudeste/Centro-Oeste;  e 56% da MLT, no Nordeste. Os percentuais de Energia Armazenada (EAR) apontam o subsistema Norte com 97,7% e o Nordeste 93,4%.  No Sudeste/Centro-Oeste, região que abriga 70% dos reservatórios do país, a previsão de EAR está em 66,4% e, no Sul, em 42,6%. “Os indicadores para o final de maio estão estáveis em relação às primeiras projeções do mês. O Operador permanece otimizando a  utilização dos recursos disponíveis, com o objetivo de garantir a manutenção da segurança e estabilidade do SIN”, declara o diretor-geral do ONS, Marcio Rea. Os cenários prospectivos para a demanda de carga no Sistema Interligado Nacional (SIN) indicam avanço de 4,4% (82.095 MWmed). Nos subsistemas, também é indicado aumento. A região Nordeste apresenta previsão de 5,8% (13.944 MWmed); Norte 4,8% (8.487 MWmed);  Sudeste/Centro-Oeste 4,2% (45.994 MWmed) e, no Sul, o avanço previsto é de 3,2% (13.670 MWmed).  Os números são comparações entre maio de 2026 ante o verificado no mesmo período de 2025. (ONS Notícias)

ONS e EPE publicam Nota Técnica com Metodologia, premissas e critérios de cálculo da Capacidade Remanescente e instruções para Cadastramento na 1ª Temporada de Acesso

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) publicaram, nesta quinta-feira, 30 de abril, a Nota Técnica NT-ONS DPL 0040/2026 / EPE-DEE-RE-043/2026, que estabelece a metodologia, as premissas e os critérios para o cálculo da capacidade remanescente do Sistema Interligado Nacional (SIN), no contexto da 1ª Temporada de Acesso ao Sistema de Transmissão. A publicação atende às diretrizes do Decreto nº 12.772/2025 e da Portaria Normativa MME nº 129/2026, que preveem a divulgação, pelo ONS e pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), dos critérios a serem utilizados na definição da capacidade disponível para novos acessos ou ampliação da contratação do uso da Rede Básica. “Seguimos alinhados às diretrizes de transparência da PNAST, fundamental para que possamos promover o acesso à Rede Básica e o uso racional da capacidade de transmissão, permitindo uma alocação mais eficiente dos usuários na rede”, destaca o diretor-geral do ONS, Marcio Rea. Simultaneamente, o ONS disponibilizou as Instruções para Cadastramento na 1ª Temporada de Acesso , com as orientações para realização do cadastramento, incluindo o preenchimento das informações e o envio da documentação exigida por meio do sistema do ONS. Conforme cronograma disponibilizado pelo ONS, o cadastramento será aberto em 1º de junho de 2026 e encerrado em 15 de junho de 2026. (ONS Notícias)

Geradora defende exigência de instalação de baterias em novos parques solares para evitar cortes

A Atlas Renewable Energy, uma das maiores geradoras de energia do país, defende que o Brasil passe a exigir que novas unidades solares no país sejam construídas já acopladas a grandes sistemas de baterias. O excesso de energia gerada em alguns períodos do dia é o maior gargalo para o setor de renováveis do país, que convive diariamente com cortes definidos pelo ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico). A própria Atlas é uma das empresas que decidiram suspender os investimentos no país até que a situação seja resolvida. A companhia, controlada por um fundo ligado à gigante BlackRock, não tomou nenhuma decisão final de investimento no Brasil no ano passado e não prevê nenhuma em 2026. Segundo o vice-presidente comercial da Atlas, Luís Ballester, o governo federal deveria seguir o exemplo do México e determinar uma fatia mínima necessária de baterias para essas instalações. Em março do ano passado, o governo mexicano definiu que todas as usinas solares e eólicas precisam ter sistemas de baterias equivalentes a 30% de sua capacidade instalada, com autonomia mínima de descarga de três horas —a medida deve adicionar 574 MW (megawatts) de baterias até 2028. Para ele, no entanto, essa obrigatoriedade deve ser acompanhada de outros fatores. O primeiro é a regulamentação do uso desses sistemas, conhecidos no setor como BESS. O tema é pauta da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) desde 2023, mas está parado desde agosto do ano passado em meio a pedidos de vista de diretores do órgão regulador. (Folha)

Usinas solares acumulam 327 projetos com atraso em obras

A proliferação de projetos de energia solar em andamento em todo o país tem desafiado o planejamento do setor elétrico, por causa de dois extremos que envolvem a expansão dessa geração. Se, por um lado, os micros e pequenos usuários de painéis fotovoltaicos se espalham rapidamente, testando os limites de capacidade das linhas de transmissão de energia em vários estados, por outro, grandes projetos de usinas solares passaram a acumular atrasos graves em obras, colocando em risco o fornecimento futuro de energia. A Folha fez um levantamento sobre a situação dessas usinas, a partir de dados da fiscalização da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica). O resultado, atualizado até janeiro deste ano, mostra que há nada menos do que 327 projetos de usinas fotovoltaicas com cronograma de obras comprometidos, ou seja, são projetos que não entrarão em operação na data planejada. A maior parte desses projetos foi autorizada em meados de 2022. Como o prazo para início de operação dessas usinas costuma ser de três a quatro anos, a maioria deveria entrar em operação entre 2025 e 2026. Juntas, essas usinas somam 14,86 GW (gigawatts) de capacidade, o que equivale a 23% da geração solar que hoje funciona no país, ou 7% de toda a capacidade nacional de produção de energia, incluindo todos os tipos de fontes. Para se ter uma ideia, esse montante de energia supera a capacidade total da usina de Itaipu, que é a segunda maior hidrelétrica do mundo em capacidade instalada. (Folha)

Retração no setor de energia solar faz Brasil cair em ranking global

O Brasil perdeu uma posição no ranking mundial dos países com maior potência adicionada da fonte solar fotovoltaica em 2025, saindo da quarta para a quinta colocação em nova potência, com 11,6 gigawatts (GW) adicionados no período, informou a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar). O ranking é elaborado pela Agência Internacional de Energias Renováveis (Irena) e mostra a Alemanha ultrapassando o Brasil, com mais 15,1 GW instalados em um ano. A China encabeça a lista, com mais 314,2 GW instalados em 2025, seguida pela Índia (mais 36 GW) e Estados Unidos (mais 34 GW). Para a Absolar, a perda de posição reflete a retração observada no mercado fotovoltaico brasileiro no último ano, com redução de cerca de 30% em termos de capacidade adicionada em 2025 em relação ao adicionado em 2024. Já no acumulado, o Brasil encerrou 2025 com 64,6 GW de capacidade operacional de energia solar e se manteve na sexta colocação do ranking, ficando atrás de China, Estados Unidos, Índia, Alemanha e Japão, respectivamente em ordem de grandeza. (Estadão)

Decreto do novo setor elétrico vai focar no consumidor, riscos e comunicação das distribuidoras

O novo marco regulatório do setor elétrico criado pela lei 15.269/2025 vai permitir ao consumidor de baixa tensão (residencial, comercial, etc) o direito de escolher qual empresa de distribuição de energia deseja contratar. A mudança deve promover uma inovação expressiva a partir de 2028, quando a abertura do mercado livre entrar em vigor. Mas a transição exige do governo regras claras de funcionamento do futuro mercado. Para isso, o MME (Ministério de Minas e Energia) deve publicar em breve um decreto com o regramento. O secretário-executivo adjunto do MME, Fernando Colli Munhoz, antecipou alguns dos pontos centrais do decreto durante o fórum “Redes do Amanhã”, promovido pela EXAME e PSR, e realizado em Brasília na quarta-feira (29), reunindo especialistas do setor elétrico. “A lei fixa que a partir de novembro do ano que vem o mercado já pode ser aberto para os consumidores de baixa tensão industrial e comercial, e um ano depois para o residencial. Então, temos um tempo curto. A gente ainda sim precisa publicar um decreto e, depois, há uma série de regulações que a ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) precisa fazer”, explicou. (Exame)

MME publica relatório de monitoramento com balanço das ações da Agenda Estratégica Eletroenergética 2026

O Ministério de Minas e Energia (MME) publicou, nesta sexta-feira (30/4), o Relatório de Monitoramento da Agenda Estratégica Eletroenergética 2026 que aponta a execução global de 49% das medidas previstas até o encerramento do primeiro trimestre deste ano. O documento apresenta o andamento das 27 ações preventivas, estruturadas para mitigar riscos operacionais, ampliar a resiliência do sistema elétrico nacional e assegurar o atendimento eletroenergético em diferentes cenários de operação. A Agenda Estratégica Eletroenergética 2026 é um instrumento de governança criado para antecipar desafios relacionados às transformações da matriz elétrica e ao comportamento da carga. Para isso, a iniciativa reúne esforços de instituições estratégicas do setor, entre elas o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Entre os principais destaques do período está a conclusão de sete ações prioritárias para o fortalecimento da segurança energética nacional. Entre elas está a viabilização da operação da Usina Hidrelétrica de Jirau na cota de 90 metros, que possibilita a incorporação de até 236,5 MW médios de geração da usina ao Sistema Interligado Nacional (SIN), ampliando a capacidade de oferta ao sistema. (MME Notícias)

ONS promove oficina com Agentes do setor elétrico sobre curtailment

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) realizou, nesta terça-feira (28), uma oficina técnica presencial com Agentes e Associações do setor elétrico com foco no aprimoramento da comunicação, do acesso às informações e da prospecção de dados relacionados ao curtailment. Participaram do encontro representantes da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEÓLICA), da Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica (ABRAGE) e outros agentes convidados. A iniciativa teve como objetivo promover um diálogo técnico e institucional estruturado sobre comunicação, dados e ferramentas voltadas à visualização das informações de curtailment. A oficina foi estruturada a partir de contribuições enviadas previamente pelos agentes, com percepções, dúvidas, necessidades e oportunidades de melhoria. Esse material orientou as discussões ao longo do dia, permitindo um debate focado em temas concretos e priorizados pelo setor. A programação incluiu apresentações técnicas sobre a evolução da comunicação institucional do ONS, a disponibilização de dados operacionais, com destaque para a evolução do site do ONS e da criação do Portal de Dados Abertos, e a apresentação da ferramenta de prospecção do curtailment. Também foram apresentados os avanços recentes e as evoluções já previstas pelo ONS para o curto prazo nas bases de dados e plataformas. (ONS Notícias)

CCEE diz que liminar criou ‘regime de exceção’ para Electra e recorre

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) recorreu ao Tribunal de Justiça do Paraná contra a decisão que suspendeu temporariamente o processo de desligamento da Electra Comercializadora de Energia e determinou a manutenção do registro e da contabilização dos contratos já existentes da empresa, mesmo sem o aporte das garantias financeiras exigidas no mercado de curto prazo. No agravo de instrumento, protocolado na quarta-feira, 29 de abril, a CCEE afirma que a decisão da 1ª Vara Estadual de Falências e Recuperação Judicial de Curitiba, proferida nesta segunda-feira, 27 de abril, instituiu “um verdadeiro regime de exceção” em favor da comercializadora. A câmara pede efeito suspensivo para afastar os dois pontos da decisão até o julgamento definitivo do recurso. Segundo a CCEE, a decisão criou risco sistêmico imediato ao mercado livre de energia ao preservar contratos sem lastro e sem garantias financeiras, com impacto potencial sobre mais de 16 mil agentes, incluindo distribuidoras, geradores, comercializadores e consumidores livres. Na decisão do dia 27, a juíza Mariana Gluszcynski Fowler Gusso deferiu parcialmente o pedido da Electra: suspendeu o desligamento por 60 dias a partir do ajuizamento da ação, mandou manter o registro dos contratos existentes e preservou a comercializadora em Operação Balanceada, regime determinado pela CCEE em reunião de 22 de abril. Na semana anterior, a Electra havia obtido uma primeira cautelar para suspender execuções durante o período de mediação com contrapartes e impedir que a CCEE adotasse medidas restritivas pelo não aporte de R$ 140 milhões em garantias financeiras referentes às operações de março. A decisão, porém, condicionou seus efeitos à análise, pela CCEE, do pedido administrativo de parcelamento apresentado pela comercializadora. (Megawhat)

Tecnologia mira desafios das redes e da geração distribuída

A PS Soluções, sediada em Itajubá, Minas Gerais, aposta no desenvolvimento de tecnologia nacional para ampliar espaço no setor elétrico, com foco em monitoramento de ativos e maior confiabilidade operacional. Com origem ligada à Universidade Federal de Itajubá, a empresa acumula mais de 150 projetos de P&D, muitos deles no âmbito regulado pela Agência Nacional de Energia Elétrica. “A gente tem um propósito muito firme, que é rivalizar com tecnologias desenvolvidas nos Estados Unidos e na Europa”, afirmou Erick Bonaldi, sócio-fundador da empresa. Entre os destaques está o Preditor, sistema de monitoramento de motores que evoluiu para uma plataforma integrada de análise em tempo real. Outro projeto é o Onfra, que permite avaliar o estado de equipamentos sem necessidade de parada. A empresa também desenvolve soluções para desafios recentes, como os impactos da geração distribuída. Em parceria com a Cemig, trabalha em um compensador ativo para controle de tensão nas redes. “As distribuidoras estão sofrendo com sobretensão, e o equipamento atua para trazer a tensão de volta aos limites”, explicou Erick. Além disso, a PS atua na integração de sistemas com baterias, solar e diesel para reduzir consumo de combustível em sistemas isolados. (Megawhat)

Henry Borden reforça papel no sistema com modernização

A hidrelétrica Henry Borden, da Emae, passa por um novo ciclo de investimentos para reforçar seu papel no sistema elétrico, com foco em flexibilidade operativa e modernização de equipamentos. Localizada no principal centro de carga do país, no estado de São Paulo, a usina combina história e inovação para continuar relevante em um cenário de maior participação de fontes renováveis variáveis e necessidade de resposta rápida ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Com capacidade instalada de 889 MW, sendo 469 MW na usina externa e 420 MW na subterrânea, Henry Borden se destaca pela rapidez no atendimento ao sistema. “Em menos de 15 minutos nós estamos com energia no sistema, conforme a demanda que o ONS nos solicita”, disse o diretor de Operações da companhia, Fernando Fernandes. Além disso, a hidrelétrica conta com capacidade de “black start”, permitindo a retomada do fornecimento de energia em casos de apagão sem depender de fontes externas. “Caso haja um apagão, conseguimos restabelecer o sistema utilizando apenas a própria água do reservatório”, explicou o executivo. Para a Emae, a atualização da Henry Borden é parte de uma estratégia para manter ativos hidrelétricos relevantes em um sistema em transformação, onde confiabilidade e capacidade de resposta rápida ganham protagonismo. (Megawhat)

Otimismo e ação: o avanço do setor elétrico brasileiro em 2025 e as perspectivas para 2026

O ano de 2025 consolidou-se como um divisor de águas para o setor energético brasileiro, em sintonia com desdobramentos da COP30. Ficou claro que a transição para fontes renováveis e seguras não depende apenas de vontade política ou setoriais, mas de uma infraestrutura física capaz de sustentar essa mudança. O entendimento compartilhado entre governos e empresas é de que redes elétricas flexíveis, acessíveis e resilientes são requisitos indispensáveis ao crescimento econômico do Brasil. Energia o país produz, e muita. Vivemos, inclusive, um período de sobreoferta. É um cenário abundante dentro do qual devemos nos atentar à conexão ao Sistema Interligado Nacional (SIN). E mais. O setor encara um fato óbvio: não basta gerar energia por novas hidrelétricas ou parques eólicos ou solares se não houver um sistema de transmissão robusto para levar essa eletricidade ao consumidor final e aos centros produtivos. A Agência Internacional de Energia (IEA) estima que os investimentos globais em redes elétricas devem passar de US$ 400 bilhões para US$ 600 bilhões até 2030, o que representa alerta e oportunidade para o Brasil. Nesse contexto, já no final do último ano, o Ministério de Minas e Energia e a EPE (Empresa de Pesquisa Energética) publicaram o Caderno de Transmissão de Energia Elétrica do Plano Decenal de Expansão de Energia 2035 (PDE 2035), que projeta cerca de R$ 120 bilhões em investimentos no sistema de transmissão até 2035, além de analisar cenários de expansão, vencimento de concessões e a evolução do intercâmbio entre as regiões do Sistema Interligado Nacional. (Megawhat)

Com aval do Cade, Eneva vende térmica a carvão por R$ 1 bilhão

O Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) aprovou a venda, pela Eneva, de 100% da Pecém II Geração de Energia para a Diamante Energia, em uma operação avaliada em cerca de R$ 1 bilhão. O acordo foi anunciado no final de março pelas companhias. A Pecém II tem como principal ativo operacional a usina termelétrica Porto do Pecém II, movida a carvão mineral e com capacidade instalada de 365 MW, e está localizada no município de São Gonçalo do Amarante, no Ceará. O empreendimento possui contratos de comercialização de energia no ambiente regulado (CCEARs) vigentes até 2 de setembro de 2028. Além disso, a usina foi uma das vencedoras do leilão de reserva de capacidade na forma de potência (LRCap) de 2026, no produto 2031, garantindo a contratação de disponibilidade de potência por dez anos a partir de 1º de agosto de 2031. De acordo com os autos do processo no Cade, a operação não está sujeita à aprovação de outros órgãos reguladores no Brasil ou no exterior, mas será apresentada à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em caráter meramente informativo. A Diamante Energia afirmou que a aquisição faz parte de sua estratégia de expansão, com foco no fortalecimento da atuação em hubs logísticos com alto potencial de crescimento no Nordeste, conforme manifestação no órgão antitruste. (Megawhat)

Reynaldo Passanezi faz balanço de sua gestão após 6 anos à frente da Cemig

Quando Reynaldo Passanezi recebeu o convite do então governador Romeu Zema para tomar um café acompanhado de panetone, em janeiro de 2020, ele não imaginava que aquela conversa mudaria sua vida. No mesmo mês, ele assumiria a presidência da Companhia Energética de Minas Gerais (Cemig) em uma bem-sucedida gestão marcada por altos investimentos e valorização histórica de mercado. Agora, prestes a deixar o cargo, este paulista de Araçatuba faz um balanço sobre os desafios e conquistas que marcaram seus seis anos de trabalho. Ele fala também sobre o título de cidadão honorário de Minas Gerais recebido nesta quinta-feira (30/4). Eu assumi uma empresa que estava em uma situação muito frágil e que investia menos de R$ 1 bilhão por ano em Minas Gerais. A empresa não tinha condição de se endividar no mercado brasileiro, tinha que se endividar no mercado exterior sem proteção cambial completa, ficando exposta ao dólar. A empresa também não cumpria nenhum dos indicadores operacionais que estão na tarifa e sempre investia em outros estados, como Pará e Bahia, como acionista minoritário, sem mandar de fato. Fizemos um diagnóstico e chegamos à conclusão de que deveríamos focar naquilo que a Cemig faz de melhor, que é geração, transmissão e distribuição de energia elétrica no território que ela conhece, que é Minas Gerais. Nós saímos dos investimentos menores fora do estado e buscamos ser os melhores aqui, cumprindo todos os indicadores e voltando a investir em Minas.  (O Tempo)

TCE-MG suspende licitação da Copasa após indícios de irregularidades

O Tribunal de Contas do Estado de Minas Gerais (TCEMG) suspendeu a licitação conduzida pela Copasa (Companhia de Saneamento de Minas Gerais), destinada à implantação e operação da Estação de Tratamento de Esgoto (ETE) do Ribeirão do Onça, na Grande Belo Horizonte. A decisão é desta última quinta-feira (30) e foi referendada por unanimidade pelo colegiado da Corte. A medida cautelar foi motivada após a empresa OECI S.A.  apresentar uma denúncia apontando possíveis irregularidades no processo licitatório, cujo modelo prevê a contratação integrada — incluindo projeto, execução das obras, fornecimento de equipamentos, operação e manutenção, com o critério baseado no menor custo total (TOTEX). Segundo o relator do processo no Tribunal, conselheiro Alencar da Silveira Jr., há relevantes indícios de falhas que podem comprometer a legalidade e a economicidade do certame. Entre os pontos apontados pela Corte está a violação ao princípio da isonomia após a divulgação antecipada de recursos administrativos a outros concorrentes antes do encerramento do prazo legal. Outro aspecto observado diz respeito à proposta técnica classificada em primeiro lugar. De acordo com a denúncia apresentada e através da análise preliminar do Tribunal, a solução apresentada teria suprimido etapas previstas no Termo de Referência, como a “digestão anaeróbia do lodo” — componente essencial no tratamento de esgoto — além de não comprovar plenamente a experiência operacional exigida. Ainda segundo a decisão, há dúvidas quanto à conformidade da proposta com normas ambientais e técnicas vigentes. (CNN Brasil)

Corte do TCE-MG confirma suspensão de licitação bilionária da Copasa para ampliação de ETE em BH

A corte do Tribunal de Contas do Estado de Minas Gerais (TCE-MG) referendou a suspensão de um processo de licitação da Companhia de Saneamento de Minas Gerais (Copasa) para construção da Estação de Tratamento de Esgoto Ribeirão do Onça (ETE), em Belo Horizonte. A unidade tem um investimento estimado em R$ 1 bilhão. A sessão ordinária que analisou o processo foi realizada nesta quarta-feira (29/4). No último dia 16, uma decisão monocrática deferida pelo conselheiro Alencar da Silveira Jr. já havia optado pela interrupção do certame. A corte do Tribunal de Contas do Estado de Minas Gerais (TCE-MG) referendou a suspensão de um processo de licitação da Companhia de Saneamento de Minas Gerais (Copasa) para construção da Estação de Tratamento de Esgoto Ribeirão do Onça (ETE), em Belo Horizonte. A unidade tem um investimento estimado em R$ 1 bilhão. A sessão ordinária que analisou o processo foi realizada nesta quarta-feira (29/4). No último dia 16, uma decisão monocrática deferida pelo conselheiro Alencar da Silveira Jr. já havia optado pela interrupção do certame. A corte do Tribunal de Contas do Estado de Minas Gerais (TCE-MG) referendou a suspensão de um processo de licitação da Companhia de Saneamento de Minas Gerais (Copasa) para construção da Estação de Tratamento de Esgoto Ribeirão do Onça (ETE), em Belo Horizonte. A unidade tem um investimento estimado em R$ 1 bilhão. A sessão ordinária que analisou o processo foi realizada nesta quarta-feira (29/4). No último dia 16, uma decisão monocrática deferida pelo conselheiro Alencar da Silveira Jr. já havia optado pela interrupção do certame. Além disso, a solução apresentada teria suprimido etapas previstas no Termo de Referência, como a digestão anaeróbia do lodo (componente essencial no tratamento de esgoto), e a não comprovação de experiência operacional exigida. Conforme o TCE-MG, há ainda dúvidas quanto à conformidade da proposta com normas ambientais e técnicas vigentes. (O Tempo)

O processo de privatização da Copasa é robusto?

Ao final da desestatização da Copasa, surgiram críticas à “robustez” do modelo. Cito algumas: falta de previsão contratual suficiente de metas de universalização e qualidade; ausência de disciplina para áreas socialmente sensíveis; falta de transparência e açodamento na renegociação com os municípios e na regionalização; e erro no modelo de precificação das ações. As três primeiras dizem respeito à prestação dos serviços de água e esgoto. A última, ao valor do patrimônio público estadual alienado. A leitura dos documentos disponíveis, somada a um dado constitucional decisivo, pouco considerado, desautoriza as objeções. Processos de alienação de ações de estatais prestadoras de serviços públicos costumam ser avaliados por dois ângulos: o valor do bem público vendido e os efeitos da venda sobre o serviço. Essas dimensões concretizam o interesse público em operações como Sabesp, Corsan e Copasa. No caso mineiro, porém, há uma terceira dimensão, específica: o interesse fiscal do Estado, elevado a fundamento constitucional próprio da desestatização. Desde 2001, a Constituição mineira submete a desestatização de empresas estaduais de saneamento, energia e gás canalizado a referendo popular —art. 14, parágrafo 17. Em 19 de novembro de 2025, em contexto de grave crise fiscal, a Assembleia Legislativa aprovou a emenda Constitucional 117, que alterou o art. 162 do ADCT e criou uma exceção: para fins de pagamento da dívida do Estado com a União, a Copasa pode ser desestatizada sem referendo. (Folha)

Desestatização da Copasa precisa ser bem feita, diz colunista

O TCE-MG  (Tribunal de Contas do Estado de Minas Gerais) determinou a suspensão da licitação conduzida pela Copasa (Companhia de Saneamento de Minas Gerais) destinada à implantação e operação da ETE (Estação de Tratamento de Esgoto) do Ribeirão do Onça, na Grande Belo Horizonte, considerada o certame mais aguardado do ano para o setor de saneamento. A decisão foi motivada por denúncias sobre possíveis irregularidades no processo licitatório. A suspensão, datada de 16 de abril, não interrompe os estudos para a desestatização da companhia, mas impede a realização de atos irreversíveis — ou seja, paralisa efetivamente o processo de venda. Os documentos do processo chegaram a ser publicados após essa data, o que gerou dúvidas sobre o alcance real da decisão. Maurício Portugal explicou que a decisão do TCE-MG se apoia em dois relatórios técnicos que permanecem sob sigilo. Apesar disso, os problemas apontados nesses relatórios teriam vazado em grupos ligados ao setor de infraestrutura. Portugal afirmou ter verificado a existência dessas irregularidades de forma independente. “A gente não tem certeza que eles estão no relatório, mas os problemas existem. Eu analisei e eles existem”, declarou. Entre os pontos críticos identificados, Portugal destacou a exclusão das áreas irregulares — como favelas — das metas de universalização do saneamento. Segundo ele, em outros processos de desestatização, como o da Cedae no Rio de Janeiro, foram criadas verbas específicas para investimentos nessas localidades. (CNN Brasil)

Entenda os próximos passos para a privatização da Copasa

Com a divulgação dos documentos que detalham as etapas de oferta de ações da Companhia de Saneamento de Minas Gerais (Copasa), a privatização da companhia está mais próxima de ocorrer. Ainda que o governo estadual não tenha recebido o aval do Tribunal de Contas do Estado (TCE-MG) para ofertar suas ações ao mercado, o processo para a seleção do investidor de referência já começou. Acionista controlador da Copasa, com 50,3% da companhia, o governo estadual pretende realizar uma oferta pública de ações, com 30% do capital social para o investidor que for selecionado neste processo, que pode ser uma empresa ou um consórcio de empresas. Outros 15% serão oferecidos ao mercado por meio de um bookbuilding – processo em que investidores indicam a quantidade de ações que querem comprar, para a definição de um preço justo por ação em uma oferta pública. O processo para o investidor de referência é dividido em duas grandes fases. A primeira, chamada de etapa prévia, é focada em qualificação técnica e documental dos potenciais investidores de referência. Os interessados em se tornar o sócio estratégico na Copasa têm até a próxima sexta-feira (8/5) para se cadastrar. O objetivo desse cadastramento é verificar se os interessados atendem aos critérios necessários para se tornar o investidor de referência. A empresa ou o consórcio interessado deverá entregar envelopes lacrados à Bolsa de Valores do Brasil (B3) com declarações de idoneidade, regularidade fiscal, trabalhista e socioambiental. Os envelopes deverão ter ainda um histórico de atuação no setor de infraestrutura, com a comprovação de investimentos de ao menos R$ 6,3 bilhões nos últimos 20 anos, tanto na própria área do saneamento, como em energia, transportes, entre outros. (O Tempo)

Desafios regulatórios para as concessões e PPPs no setor de saneamento

As concessões e PPPs tem sido percebidas como um importante meio para atingir a meta de universalização do saneamento até 2033. Somente nos últimos 12 meses, por exemplo, foram realizados leilões nos estados de Pernambuco, Goiás, Pará, e Santa Catarina; e há perspectiva de que ainda ao longo de 2026 sejam realizadas licitações para sistemas de saneamento localizados nos estados do Rio Grande do Norte, Ceará, Rondônia, Paraíba, entre outros. Porém, para garantir o sucesso de tais projetos, além da modelagem e capacidade de investimento dos agentes privados, precisamos também debater sobre um aspecto que tem sido esquecido: a regulação do setor, marcada por grandes particularidades. Ao contrário de outros setores que já convivem há mais tempo com concessões e PPPs e   são caracterizados por uma centralização da atividade regulatória em uma única agência estadual ou federal, o setor de saneamento é marcado por uma regulação difusa. A Agência Nacional de Águas (ANA) produz apenas normas de referência, que se tornam vinculantes dos agentes do setor somente se, e na medida em que, sejam incorporadas pelas agências reguladoras locais competentes ou ocorra o uso de recursos federais para financiar a execução dos serviços, conforme prescrevem os arts. 25-A e 50, da Lei Federal n.º 11.445/2007. (Jota Info)

Petrobras aumenta preço do gás natural em 19% após choque do petróleo

A Petrobras ​anunciou neste sábado (2) ​um aumento de 19,2% do preço do gás natural vendido aos distribuidores a partir de 1º de maio, marcando o último de ⁠uma ​série de reajustes de ​energia relacionados à guerra entre ⁠EUA e Israel contra ⁠o Irã. A companhia atualiza ​os ‌preços do gás natural ⁠trimestralmente, com ajustes vinculados aos custos do petróleo Brent, às taxas ‌de ⁠câmbio e ‌aos benchmarks de Henry Hub nos EUA. A mudança anterior havia ⁠ocorrido em ⁠fevereiro, antes da eclosão do conflito ‌no Oriente Médio. A Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás) disse no mês passado ‌que esperava que a Petrobras aumentasse os preços em cerca ⁠de 20% a partir de maio. (CNN Brasil)

Petrobras anuncia aumento de 19% no preço do gás natural

A Petrobras elevou em 19,2% o preço do gás natural vendido às distribuidoras. O novo valor entrou em vigor na 6ª feira (1º.mai.2026) e faz parte de uma sequência de reajustes no setor de energia relacionados ao conflito entre EUA e Israel contra o Irã. A companhia realiza atualizações trimestrais nos preços do gás natural. Os ajustes seguem metodologia que considera três fatores:  custos do petróleo Brent; variações nas taxas de câmbio; benchmarks de Henry Hub nos EUA. A última mudança tinha sido feita em fevereiro, antes da eclosão do conflito ‌no Oriente Médio. A Abegás (Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado) se manifestou em abril sobre as expectativas para o reajuste. A entidade esperava aumento de cerca de 20% nos preços praticados pela Petrobras a partir de maio. Além do gás natural, a Petrobras aplicou reajuste de 18% nos preços do combustível de aviação. Em abril, o combustível de aviação havia registrado aumento de 55%. (Poder360)

Preços (ainda) mais altos: reajuste do gás da Petrobras vem acima do esperado; QAV tem novo aumento

Os impactos da alta nos preços globais do petróleo e do gás devido à guerra no Oriente Médio continuam a reverberar no Brasil, com novos anúncios de aumentos nos combustíveis da Petrobras em maio. A estatal confirmou na sexta-feira (01/5) que o primeiro reajuste trimestral nos contratos com as distribuidoras de gás natural após o início do conflito será de 19,2%. (G1) O aumento está acima do esperado. A Wood Mackenzie, por exemplo, projetava uma alta de 18%, conforme mostramos aqui: Impactos da guerra começam a chegar esta semana às contas de gás natural no Brasil. Em comunicado, a Petrobras informou que no período do cálculo, a referência do Brent subiu 24,3%, enquanto a referência do Henry Hub caiu 14,1% e o câmbio teve valorização de 2,5%. O gás natural, a princípio, está fora das medidas anunciadas pelo governo para aliviar a inflação. Leia mais em: Governo descarta subsídio a gás natural devido à guerra, mas reforça aposta na oferta nacional, diz Dutra. (Eixos)

Petrobras está aberta a comprar fatias de projetos de térmicas a gás vencedores do LRCAP

A Petrobras está aberta a negociar parcerias para entrar em projetos de térmicas a gás natural que venceram o 2º Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP), em março, disse o gerente de Marketing de Gás e Energia da estatal, Leonardo Ferreira, durante participação na gas week 2026, na quarta-feira (29/4). “A gente avalia parcerias. Adquirir 100% [de um ativo] entendo que não, mas eu acho que se a gente colocar na mesa boas parcerias, sim, a gente está aberto para discutir e negociar”, afirmou Ferreira, ao ser questionado sobre o interesse da companhia em assumir PPAs [contratos de longo prazo] negociados no leilão por terceiros. Ele comentou também sobre a estratégia da Petrobras de ter focado na recontratação do parque de térmicas existentes. A Petrobras foi uma das principais protagonistas do LRCAP, ao recontratar oito de suas usinas a gás e que somam uma potência contratada de 2,23 GW. Os ativos vão gerar uma receita fixa anual estimada de R$ 4 bilhões à companhia. A estatal não negociou, no entanto, o seu projeto de uma térmica nova no Complexo de Energias Boaventura, em Itaboraí (RJ). De acordo com Ferreira, a Petrobras “espera ansiosamente” o próximo leilão de potência para avançar com o projeto greenfield. “Dado que a gente conseguiu cumprir esse passo [recontratação das térmicas existentes], eu acho que o foco passa a ser a expansão do nosso parque, seja por meio de projetos Petrobras, e a gente vai avaliar também possíveis projetos em parceria”, disse. (Eixos)

Oncorp muda estratégia em terminal de GNL em Suape após firmar parceria

Holding brasileira de energia, a Oncorp avançou no projeto do terminal de GNL (gás natural liquefeito) no Porto de Suape (PE), após firmar uma parceira, nesta quinta-feira (5), com a GNLink, empresa do setor que opera com contêineres em caminhões para distribuir o insumo em regiões sem infraestrutura de gasodutos. Segundo a holding, o acordo marca uma mudança de rota no projeto, priorizando o modelo de interiorização, uma vez que o “large scale”, modelo através de gasodutos já está bem desenvolvido. “O Terminal de GNL de Suape é visto como uma infraestrutura estratégica para ampliar a interiorização do gás natural no país, especialmente em regiões onde a malha de transporte por gasodutos ainda é limitada”, afirmou o diretor-presidente da Oncorp, João Guilherme Mattos. Além disso, a Oncorp lidera o projeto do terminal de regaseificação do complexo de Suape. Para o executivo, o modelo abre caminho para a substituição de fontes energéticas mais poluentes nas regiões industriais do Nordeste, como no caso do polo gesseiro de Araripe, também no Pernambuco. A expectativa com a parceria no atendimento à essas regiões é de que a companhia tenha um longo alcance na interiorização do gás, alcançando um volume de até 1.500.000,00 m³ distribuídos por dia em até cinco anos. Ainda segundo a empresa, há grande expectativa em relação ao leilão de reserva de capacidade, que está previsto para o próximo dia 18, visando levar alguns projetos atráves do terminal de Suape. (CNN Brasil)

Mercado quer metas plurianuais para planejar investimentos em biometano

Mais de um ano após a sanção do mandato de descarbonização de 1% do mercado de gás natural na lei do Combustível do Futuro, o governo aprovou, no início de abril, a regulamentação reduzindo a meta para 2026 para 0,5% O cumprimento será por meio da participação de biometano no consumo, via molécula ou apenas certificados chamados CGOBs, que precificam o atributo ambiental. Apesar de ficar abaixo do que previa a lei, a meta fixada pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) trouxe algum alívio para os produtores, já que, no mercado de gás a pressão era por um percentual ainda menor. Agora, a preocupação desse setor que dá os primeiros passos no Brasil é garantir previsibilidade de curto e médio prazo, para que se possa planejar os investimentos em plantas que convertem resíduos em biocombustível. Marcello Weydt, diretor de Gás Natural do Ministério de Minas e Energia (MME), conta que um dos desafios na regulamentação do mandato que culminou com a meta de 0,5% foi lidar com o volume e assimetria de informações sobre a disponibilidade do biometano. Outro ponto foi garantir que oferta e demanda de gás natural sigam expandindo, de forma a induzir o mercado do biocombustível. “Editamos não só a lei do Combustível do Futuro, como mecanismo de indução, mas também dentro do próprio Gás para Empregar, nós discutimos como conseguir aumentar a oferta, como dar competitividade ao biometano. Isso é um fato essencial para que a gente consiga ampliar cada vez mais as metas e com isso também tem o efeito de desenvolvimento dos negócios, de transformar passivos em ativos”. (Eixos)

ES Gás projeta crescimento de 44% no consumo de gás até 2030

A ES Gás apresentou, durante a arena gas match na gas week 2026, em Brasília, nesta terça (28/4), projeções de crescimento de 44% no volume total de gás natural consumido no Espírito Santo entre 2026 e 2030. O segmento industrial deve crescer 43% no período, puxado por novos empreendimentos como a fábrica da GWM, a planta de silicato, o laminador de tiras a frio, a Samarco e mais 30 novas indústrias no ciclo. O gás natural veicular (GNV) deve dobrar de volume, com foco na expansão da frota pesada. Já os segmentos comercial e residencial têm projeção de crescimento de 81% cada. No mercado térmico, a ES Gás projeta 148,44 MW de capacidade instalada em projetos existentes (LRCAP 26), 967,65 MW em novos projetos e 204 MW referentes ao leilão que ocorreu em março. A abertura do mercado livre no Espírito Santo gerou um salto de quinze vezes nas horas trabalhadas em atividades técnicas e treze vezes maior no volume de negociações contratuais. A distribuidora também registrou alta de 33% no número de clientes no ambiente de contratação livre neste ano. Entre as estratégias da companhia estão a contratação direta de gás para curto prazo (até seis meses), sem chamada pública, permitindo operações de balanceamento de até 30% do volume mensal contratado, além do uso de plataformas como GasHUB, PEG e Open Gás. (Eioxs)

Investidores de hidrogênio verde aguardam decreto enquanto Brasil fica para trás

Quase dois anos após a aprovação do marco legal do hidrogênio de baixo carbono, investidores seguem no escuro à espera dos decretos que devem regulamentar o acesso a incentivos fiscais e dar segurança jurídica aos projetos.  A demora do governo federal já começa a impactar cronogramas, travar decisões finais de investimento (FIDs) e acender um alerta no setor: o Brasil já está ficando para trás em uma corrida global que ganha alguma tração na Ásia e na Europa. No centro da preocupação está a falta de definição das regras para distribuição dos R$ 18,3 bilhões previstos no Programa de Hidrogênio de Baixo Carbono (PHBC) e dos incentivos do Rehidro. Sem isso, empresas não conseguem estruturar financiamentos nem avançar para a FID, etapa crítica para tirar projetos do papel. “A publicação célere dos decretos de regulamentação do hidrogênio verde não é uma questão burocrática — é uma condição concreta para que projetos como o nosso possam avançar para a decisão final de investimento”, afirma Ludmila Nascimento, CEO da Green Energy Park (GEP) no Brasil, à agência eixos. “Para estruturar financiamento junto a instituições como BNDES e BID, precisamos de previsibilidade regulatória. Sem ela, nenhum conselho de administração aprova investimento, nenhum banco estrutura project finance”, completa.  A empresa está à frente de dois dos mais relevantes projetos estruturantes da cadeia no país. (Eixos)

WEG projeta melhora em pedidos e reforça aposta em baterias e redes

A WEG reportou um primeiro trimestre com pressão cambial e queda na receita puxada pelo segmento de geração solar, mas com sinais mais positivos na entrada de pedidos, principalmente no exterior e em negócios ligados à expansão e estabilidade do sistema elétrico, como transmissão, compensadores síncronos e baterias. No Brasil, a queda de receita foi puxada principalmente pelo recuo em geração solar, após um primeiro trimestre recorde em 2025. “A receita foi impactada principalmente pela queda nos negócios de geração solar”, disse o CFO, André Salgueiro, durante teleconferência de resultados do primeiro trimestre de 2026. Em contrapartida, os negócios de transmissão e distribuição (T&D) seguem como um dos principais vetores de crescimento, com entregas relevantes de transformadores e subestações. A companhia também destacou o avanço de projetos estruturais ligados à confiabilidade do sistema, como compensadores síncronos e armazenamento. “A gente tem uma dinâmica bastante saudável, com uma procura maior por esses equipamentos nos últimos trimestres”, afirmou. No segmento de armazenamento, a WEG indicou que já tem projetos e pedidos no radar, mas que a materialização em receita depende do avanço dos leilões no Brasil. A companhia citou, por exemplo, projetos como Fernando de Noronha — já contratados — e a expectativa em torno do leilão de baterias (BESS), ainda sem edital publicado. Parte relevante dessas encomendas, no entanto, deve ficar para os próximos anos. (Megawhat)

Chile acelera uma virada bilionária: 38 sistemas de armazenamento de energia já estão em construção, somam 4,6 GW, movimentam US$ 4,1 bilhões e podem fazer o país bater em 2027 a meta que parecia distante para 2050

O armazenamento de energia ganhou escala inédita no Chile com 38 sistemas em construção, 13 em fase de testes, 2 GW já instalados e um avanço tão rápido que o país pode cumprir até o fim de 2026 ou no início de 2027 uma meta de 6.000 MW que estava projetada para 2050. O armazenamento de energia entrou em uma nova fase no Chile com a divulgação, em março, do Relatório de Projetos de Construção e Investimento do Setor Energético pelo Ministério de Energia chileno. O documento mostra que o país já tem 38 sistemas de armazenamento em construção, somando 4.597 MW e 18.780 MWh, com investimento de US$ 4,1 bilhões, além de já acumular 2 GW de capacidade instalada. O avanço acontece no Chile em um momento de forte expansão do setor energético, com 138 projetos em construção entre usinas, transmissão e infraestrutura de armazenamento, que juntos representam US$ 11,7 bilhões em investimentos. O dado mais chamativo, porém, está no ritmo do armazenamento de energia, já que o próprio ministério indica que, mantendo o cronograma dos projetos em andamento, a meta de 6.000 MW para 2050 pode ser alcançada até o fim de 2026 ou no início de 2027. O salto do armazenamento de energia no Chile não aparece como movimento isolado. Ele está inserido em um ambiente de forte expansão do setor elétrico, em que a participação das fontes renováveis não convencionais já responde por 51% da capacidade instalada em operação, dentro de um sistema que superava 38.193 MW em março. (CPG)

Preços de energia vão cair após guerra com o Irã, diz Tesouro dos EUA

O secretário do Tesouro dos EUA, Scott Bessent, afirmou neste domingo (3) que os preços da energia, que atualmente estão em alta em meio à guerra entre EUA e Israel contra o Irã, devem cair ainda este ano. “Os preços do petróleo, do outro lado deste conflito, serão muito mais baixos”, disse Bessent no programa “Sunday Morning Futures”, da Fox Business Network. Ao comentar sobre a “Operação Fúria Épica”, do presidente Donald Trump contra o regime dos aiatolás, Bessent ainda reiterou que os Estados Unidos estão “sufocando o regime [iraniano]”, uma vez que “eles não conseguem pagar seus soldados”, argumentou. “Aumentamos a pressão sobre qualquer pessoa que tente enviar dinheiro ao Irã para ajudar o IRGC [a Guarda Revolucionária do Irã]”, prosseguiu o secretário do Tesouro americano. Na avaliação de Scott Bessent, o Irã “calculou mal” ao bombardear seus vizinhos do Golfo Pérsico de “forma cinética”, já que, em resposta, esses países passaram a fornecer aos Estados Unidos informações detalhadas sobre ativos ligados ao financiamento da Guarda Revolucionária, permitindo seu congelamento. “Eles realmente calcularam mal quando começaram a bombardear seus vizinhos do Golfo de forma cinética e, em resposta, esses vizinhos do Golfo — que eu descreveria como relativamente permissivos ao permitir a entrada de dinheiro do IRGC iraniano e do regime iraniano em seus sistemas bancários — têm sido muito cooperativos, vieram à frente, nos forneceram detalhes e permitiram que congelássemos esses ativos”, comentou. (Valor)

Quinta-Feira 30 de Abril

Destaques: (i) Compass tem demanda garantida para estrear na Bolsa na próxima semana (Estadão); (ii) Enel tem pedido negado para suspender caducidade; Mosna será relator na Aneel (Megawhat); e (iii) Boom de dados triplica data centers e pressiona energia (Valor)

Compass tem demanda garantida para estrear na Bolsa na próxima semana

A Compass, companhia de gás do Grupo Cosan, que fecha na próxima semana uma oferta pública inicial de ações (IPO, na sigla em inglês) bilionária na B3, já tem demanda garantida no mercado para o lote base da oferta, que pode somar R$ 2,8 bilhões, disseram fontes. Este será o primeiro IPO da Bolsa brasileira em quatro anos e atrai investidores locais e estrangeiros. O montante considera o preço da ação no meio da faixa sugerida aos investidores, que vai de R$ 28,00 a R$ 35,00. Mas a expectativa é de que a oferta fique maior e possa se aproximar dos R$ 5 bilhões, com exercício dos lotes adicional e extraordinário, considerando que ainda restam alguns dias até sua precificação e o processo dos IPOs é bastante dinâmico. Além disso, a Compass é vista como uma empresa com receitas previsíveis, semelhante às companhias do setor elétrico na Bolsa, chamadas de ações defensivas. E no cenário atual, de forte volatilidade e incerteza causada pela guerra no Irã, esta previsibilidade do negócio acaba sendo um ponto importante, afirmam gestores que compram ações. Por isso, já se fala em chance de rateio na operação, ou seja, que a oferta tenha de ser dividida entre os investidores e nem todos tenham a alocação desejada. O período de apresentação para investidores (roadshows) é curto. As reuniões começaram ontem e terminam no dia 7, quando será definido o preço de venda das ações. Além de reuniões no Rio e São Paulo, há encontros com investidores ocorrendo em Nova York e outras cidades dos Estados Unidos, além de Londres. A oferta vinha, no entanto, sendo trabalhada desde março pelos coordenadores e desde o início havia a impressão de que seria coberta. (Estadão)

Enel tem pedido negado para suspender caducidade; Mosna será relator na Aneel

O diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Sandoval Feitosa, negou pedido da Enel São Paulo para suspensão do despacho da agência que iniciou o processo de caducidade da concessão. Feitosa avaliou que não há “aparência do bom direito” nas alegações da empresa, nem possibilidade de dano de difícil reparação, condições fundamentais para o diferimento de liminar cautelar. Em sua decisão, Feitosa reforçou que a abertura do processo de caducidade não impõe danos à Enel São Paulo, mas abre nova oportunidade para a empresa apresentar seus argumentos frente à decisão da agência. Em carta, a Enel São Paulo também argumentou que a abertura do processo de caducidade inviabiliza a renovação da concessão, que já fora recomendada pelas áreas técnicas da Aneel. Entretanto, Feitosa avaliou que, mesmo com uma eventual suspensão da decisão da agência, o processo de renovação da concessão não poderia avançar, pois também está vigente uma decisão liminar decorrente de Ação Civil Pública de autoria do município de São Paulo, que impede a prorrogação da concessão até a conclusão do processo administrativo que pode resultar na caducidade e o cumprimento das medidas sancionatórias aplicadas. O diretor-geral ainda registrou que o pedido da Enel São Paulo apenas reforça argumentos já apresentados pela empresa, e que já foram avaliados e acolhidos por unanimidade pelos diretores da agência. (Megawhat)

Boom de dados triplica data centers e pressiona energia

A demanda por inteligência artificial (IA) está elevando as escalas de capacidade e de investimentos dos data centers. Projetos antes da ordem de 20 megawatts (MW) dão lugar a empreendimentos acima de 100 MW. Já os investimentos saltaram do patamar de milhões de reais para bilhões de dólares. A Associação Brasileira das Empresas de Tecnologia da Informação e Comunicação (Brasscom) prevê que o mercado brasileiro de data centers triplicará até 2031. Somará US$ 92 bilhões de investimentos. Já a capacidade atual de 1 gigawatt (GW) passará para 3,1 GW. Na 11ª posição global, com 204 unidades, o Brasil enfrenta uma vulnerabilidade na soberania de dados, processando 60% de suas informações no exterior – cenário que gerou um déficit de US$ 7,9 bilhões na balança comercial de serviços de computação em 2025. Além disso, a expansão do setor pressiona o fornecimento de energia. José Felipe Ruppenthal, diretor da Telco Advisors, observa que o Operador Nacional do Sistema (ONS) tem 38 pedidos aprovados para ligação de data centers diretamente às linhas de transmissão e 37 em análise. Para viabilizar esses empreendimentos, o setor aposta no Projeto de Lei 278/2026 (Redata), que tramita no Senado para isentar impostos federais em equipamentos. Segundo Affonso Nina, presidente da Brasscom, o custo de um data center no Brasil é 34% maior que nos EUA devido à carga tributária, e o incentivo é vital para que o país se posicione como um hub entre o Sul e o Norte Global, absorvendo o mercado asiático, hoje barrado pelos americanos. (Valor)

Depois da transmissão e geração hidrelétrica de energia, chegou a vez das baterias de grande escala

O primeiro trimestre de 2026 marca a consolidação do setor elétrico como eixo central dos aportes chineses no Brasil. O fluxo de capital, que historicamente se concentrou na aquisição de ativos de transmissão e geração hidrelétrica, agora se estende para a base industrial e para novas tecnologias de armazenamento. Segundo dados do Conselho Empresarial Brasil-China (CEBC), o segmento de energia foi responsável por 34% dos investimentos chineses no país em 2024, totalizando US$ 1,43 bilhão, e mantém a trajetória de expansão com a entrada de fabricantes de componentes e sistemas de baterias. “O Brasil reúne uma combinação muito rara de fatores: estabilidade institucional, segurança jurídica, demanda crescente por energia e um dos maiores potenciais renováveis do mundo”, diz Evandro Vasconcelos, vice-presidente de comercialização e regulatório da CTG Brasil. A State Grid, maior utility do planeta, iniciou 2026 reafirmando sua dominância absoluta. No fim do ano passado, a gigante fechou a aquisição da transmissora Mantiqueira, que pertencia à Brookfield (via Quantum Participações). A transação foi avaliada em um enterprise value de R$ 7 bilhões. O ativo opera 1.204 quilômetros de linhas em Minas Gerais, com uma Receita Anual Permitida (RAP) superior a R$ 545,5 milhões. (Valor)

Caducidade e regulação em concessões: o caso Enel SP

A decisão recente da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) sobre a Enel São Paulo recolocou em evidência uma questão central para o mercado de infraestrutura: como o regulador deve agir quando uma concessão de serviço público passa a apresentar falhas persistentes em sua execução. Em 7 de abril de 2026, a agência publicou o Despacho nº 1.214, determinando a conversão do processo fiscalizatório em processo tendente à caducidade e a suspensão da análise da renovação do contrato de concessão de distribuição de energia elétrica em São Paulo. A medida é relevante não apenas por seus efeitos imediatos, mas também porque recoloca em debate um tema estrutural: a regulação de contratos de longa duração em setores essenciais. No caso paulista, essa história começa em 1998, no contexto da reestruturação do setor elétrico. Naquele ano, a Eletropaulo Metropolitana foi arrematada pelo consórcio Lightgás, formado por AES Corporation, Houston Industries Energy, Électricité de France e CSN, dando origem ao Contrato de Concessão nº 162/1998 Aneel. É esse contrato, em essência, que permanece no centro da controvérsia atual. Esse ponto merece destaque porque corrige uma percepção imprecisa ainda recorrente no debate público. Não se discute um contrato novo, mas a execução continuada, ao longo de quase três décadas, do mesmo vínculo contratual, ainda que submetido a aditivos e a alterações no controle societário da concessionária. (CNN Brasil)

Governo aciona vencedores do LRCap 2026 para antecipar geração

O Ministério de Minas e Energia (MME) acionou quatro empresas vencedoras do Leilão de Reserva de Capacidade de 2026 (LRCap) para avaliar a antecipação, já para agosto deste ano, da entrada em operação de usinas termelétricas contratadas nos produtos 2027 e 2028, em meio a medidas preventivas para garantir o atendimento do Sistema Interligado Nacional (SIN). No início de abril, o Ministério de Minas e Energia (MME) publicou portaria que revisa sua agenda regulatória para o período de 2025 a 2027, com uma previsão para antecipação da entrada em operação das usinas contratadas no LRCap. Em ofício enviado às empresas nesta terça-feira, 28 de abril, a pasta destacou que a necessidade dessa antecipação para o SIN, bem como sua viabilidade técnica, será objeto de análise do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), cujos resultados serão submetidos à avaliação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE). Nesse contexto, para que seja realizado o estudo de viabilidade, o MME pediu manifestações para os agentes, até o dia 15 de maio de 2026, acerca de eventual interesse em antecipar seus contratos dos LRCAPs 2026, para início de operação em agosto de 2026, mantendo-se todas as demais cláusulas do contrato original, inclusive as relativas às penalidades por atraso no início da operação comercial do empreendimento. A consulta preliminar não vinculante sobre a antecipação dos contratos foi enviada para as usinas termelétricas Usinas Porsud I, Porsud II, Karkey 013 e Karkey 019, da Karpowership Brasil Energia;  Termoceará Diesel, Três Lagoas e Termomacaé, da Petrobras;  usinas Araucária e Uruguaiana I, da Âmbar Energia; e a Termocabo Gás, da Termocabo. (Megawhat)

Mudanças em 72 horas no LRCap elevam insegurança e críticas no setor

Críticas à condução do leilão de capacidade (LRCap), mudanças de última hora no preço-teto e dúvidas sobre isonomia entre fontes marcaram a audiência pública da Câmara dos Deputados realizada nesta terça-feira, 28 de abril. Parlamentares e representantes da indústria apontaram riscos à segurança jurídica e à atração de investimentos, enquanto geradores defenderam a urgência de ampliar a flexibilidade do sistema, com destaque para o papel de baterias, hidrelétricas e termelétricas, diante do avanço das renováveis e do aumento dos cortes de geração. Realizado em março, o leilão envolveu a contratação de 19,5 GW em todo o país, no período de 2026 a 2031. A audiência foi convocada pelo deputado Danilo Forte (Progressistas/CE), que criticou a exclusão de algumas fontes renováveis no leilão e o próprio Ministério de Minas e Energia, por ter dobrado o preço-teto da disputa apenas 72 horas antes do leilão. “A sociedade precisa saber quem autorizou esse aumento de preço em 72 horas, e quem impediu o acesso à implantação de um sistema moderno de baterias para colocar de novo o Brasil na sua vocação natural da transição energética”, afirmou. Juliano Bueno, conselheiro do Conselho Nacional do Meio Ambiente (Conama) e diretor do Instituto Arayara, também comentou as mudanças dos preços e levantou questionamentos sobre a isonomia no tratamento entre as diferentes fontes de geração, já que houve alterações para usinas térmicas e não houve reajustes equivalentes para hidrelétricas. A percepção, nesse caso, é de um possível favorecimento. (Megawhat)

Representação no MPF questiona legalidade e transparência do LRCap 2026

O Sindienergia do Rio Grande do Norte protocolou representação, com pedido de medidas cautelares, no Ministério Público Federal (MPF), diante de indícios de “graves irregularidades e inconsistências” identificadas no planejamento, na parametrização e na execução do leilão de reserva de capacidade de 2026. O protocolo foi registrado em 27 de abril de 2026 e foi encaminhado à 3ª Câmara de Coordenação e Revisão do MPF, responsável por temas relacionados a consumidor, ordem econômica, meio ambiente e políticas públicas federais. A representação não questiona a necessidade de o Brasil contratar mecanismos de segurança para o sistema elétrico. O ponto levantado pelo sindicato é se esse leilão específico foi estruturado com legalidade, transparência, proporcionalidade, concorrência efetiva e respeito à modicidade tarifária. O LRCap 2026 contratou cerca de 19,5 GW de potência, com predominância de termelétricas a gás natural e participação de usinas a carvão. Segundo a representação, o “impacto potencial ao consumidor é bilionário” e poderá se refletir nas tarifas de energia elétrica por muitos anos. “O Brasil precisa de segurança energética, mas segurança energética não pode ser sinônimo de contrato caro, pouco competitivo e tecnicamente mal explicado. O consumidor brasileiro não pode ser chamado a pagar uma conta dessa magnitude sem que todas as alternativas tenham sido avaliadas com transparência”, afirma Jean Paul Prates, presidente do Sindienergia-RN. (Megawhat)

TCU julgará mérito do LRCap antes da homologação de contratos

A Unidade de Auditoria Especializada em Energia Elétrica e Nuclear (AudElétrica) do Tribunal de Contas da União defendeu melhorias no preço-teto dos futuros leilões de reserva de capacidade como uma forma de reduzir incertezas e evitar a repetição de problemas observados no certame realizado em março deste ano. Durante participação em audiência pública na Câmara dos Deputados sobre o assunto, Marcelo Freire, auditor-chefe da AudElétrica, não conseguiu responder se o preço-teto final do certame foi majorado, destacando que a “falta de clareza sobre o tema” indica a necessidade de um aprimoramento na metodologia de formação de preço. “O TCU é capaz de contribuir para isso, junto ao Ministério de Minas e Energia e à Empresa de Pesquisa Energética e, havendo leilões futuros, podemos trazer esse aprimoramento na formação do preço teto”, comentou. Ele também destacou que a corte de contas deverá julgar o mérito do leilão de reserva de capacidade do setor elétrico antes de 21 de maio, data prevista para a homologação dos primeiros contratos, com o objetivo de esclarecer, da melhor forma possível, as dúvidas que ainda pairam sobre o certame, ao menos no âmbito de competência do tribunal. Segundo Freire, usinas vencedoras do produto 2026 terão sua habilitação realizada até o dia 30 de abril. Já vencedores do produto 2027 em diante têm habilitação prevista para 22 de maio e a homologação e adjudicação para 11 de junho. A audiência também contou com a participação do superintendente-adjunto da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Caio Leocárdio, que explicou que a alteração no preço-teto decorreu da incorporação de evidências recentes do cenário internacional, marcado pela elevação dos custos de capital, equipamentos e financiamento. (Megawhat)

Até 2,5 GW do leilão de capacidade ficam com grupos sem histórico no setor

Entre 2 GW a 2,5 GW de capacidade contratada no Leilão de Reserva de Capacidade – LRCap de 2026 (o equivalente a cerca de 10% a 13% dos 18,97 GW negociados) estão nas mãos de empresas sem histórico operacional em termelétricas, segundo levantamento feito pela CNN a partir dos dados do próprio leilão. O perfil destas empresas está no centro das investigações do TCU (Tribunal de Contas da União) sobre as chamadas “geradoras de papel” e tem chamado atenção de diversos players ouvidos pela reportagem em condição de anonimato. Os dados indicam que esse montante inclui tanto projetos ligados a grupos já mencionados em representações do Ministério Público junto ao TCU quanto empreendimentos associados a novos entrantes sem atuação conhecida ou consolidada no setor de geração térmica. A análise dos vencedores aponta duas frentes potenciais de preocupação. A primeira é o risco de execução de novos entrantes sem histórico operacional. A segunda, mais sensível, envolve cerca de 1,68 GW com investimentos estimados em R$ 8 bilhões, segundo representação do Ministério Público, associados à EPP, ION, GPE e Celba. No documento, o MP aponta ainda que essas podem integrar um mesmo grupo econômico, apesar de terem participado do leilão como concorrentes, o que, segundo o órgão, pode representar afronta às regras do certame e à legislação concorrencial em um certame que envolve mais de meio trilhão de reais em contratos de longo prazo. O caso da EPP (Evolution Power Partners) se destaca: após vencer o leilão de 2021, a empresa vendeu o projeto para a Âmbar (J&F), repetindo estratégia que, em certames anteriores, resultou na transferência de ativos para portfólios da New Fortress. (CNN Brasil)

MME lança consulta pública do Plano Nacional de Transição Energética

O Ministério de Minas e Energia (MME) lançou, nesta quarta-feira (29/4), a consulta pública do Plano Nacional de Transição Energética (Plante). O Plano de ação interministerial do Governo do Brasil busca transformar a produção e o consumo de energia nos próximos 30 anos. O Plante foi elaborado em um processo participativo, com amplo envolvimento do Governo, da sociedade civil e do setor produtivo, envolvendo mais de 40 instituições representadas no Fórum Nacional de Transição Energética (Fonte). A secretária substituta de Transição Energética e Planejamento do MME, Lorena Perim, destacou que o Plano é fruto do amplo engajamento de diversas partes interessadas e sua construção é baseada em evidências. “Com planejamento como eixo central, o Plante orienta uma transição que contribui para a neutralidade de emissões, amplia o acesso à energia limpa e de qualidade, gera oportunidades e assegura um sistema energético seguro, confiável e resiliente, sem deixar ninguém para trás”, afirmou.  Apresentado em dois volumes: um com diretrizes estratégicas e outro, o “Caderno de Ações”, com as etapas do primeiro ciclo (2026-2029), o plano está estruturado em três pilares temáticos que se apoiam entre si, sistematizando 15 blocos de ação e cerca de 200 iniciativas: Pilar 1: Segurança e Resiliência Energética;  Pilar 2: Justiça Energética, Climática e Ambiental; Pilar 3: Energia Competitiva para uma Economia de Baixo Carbono. (MME Notícias)

Governo lança plano para organizar transição energética e reduzir incertezas

O Ministério de Minas e Energia (MME) lançou nesta quarta-feira, 29 de abril, a consulta pública do Plano Nacional de Transição Energética (Plante), instrumento que organiza as ações do governo para o setor até 2055 e busca transformar metas de longo prazo em um roteiro operacional com ciclos de implementação de quatro anos. Coordenado pelo MME com apoio técnico da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o plano reúne 68 ações e cerca de 200 iniciativas distribuídas em três pilares — segurança energética, justiça energética e economia de baixo carbono — e tenta dar execução a uma agenda já pulverizada em políticas como o Plano Clima, o Plano Nacional de Energia (PNE) 2055 e a Nova Indústria Brasil. O Plante funciona como um “plano de ação” da transição energética, detalhando o que precisa ser feito, por quem e em que prazo, com base nos cenários de longo prazo do planejamento energético. O documento foi colocado em consulta pública, de 45 dias, antes de seguir para aprovação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). A proposta prevê monitoramento contínuo, relatórios anuais e revisão a cada quatro anos, permitindo ajustes diante de mudanças tecnológicas, econômicas e geopolíticas. A secretária de Transição Energética e Planejamento, Lorena Perim, reforçou que o documento nasce da necessidade de conectar os diversos instrumentos existentes. (Megawhat)

Governo lança consulta pública do Plano Nacional de Transição Energética

O Ministério de Minas e Energia (MME) lançou, nesta quarta-feira (29), a consulta pública do Plano Nacional de Transição Energética, o Plante. O objetivo central do documento, segundo a pasta, é traçar um plano de ações, com horizonte de longo prazo, para alcançar a neutralidade de emissões de gases do efeito estufa no setor energético de forma “equilibrada”, garantindo desenvolvimento econômico com segurança e justiça social. Segundo as projeções usadas como base para o plano, o Brasil tem capacidade de alcançar 81% de fontes renováveis na matriz energética até 2055, com potencial de ter 99% das fontes renováveis no sistema elétrico até esse horizonte. Os dados são cenários traçados no Plano Nacional de Energia (PNE) 2055. Em 2024, segundo dados da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), as energias renováveis representaram 50% da matriz energética brasileira. Já a matriz elétrica nacional possuía, naquele ano, um índice de 88,2% de renovabilidade, chegando num patamar de geração limpa de 90,4%, se considerada as usinas nucleares. O plano faz parte da Política Nacional de Transição Energética, criada em agosto de 2024, por meio de resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), órgão de assessoramento da Presidência da República para formulação de políticas e diretrizes energéticas no Brasil. O projeto está estruturado em três pilares: segurança e resiliência energética; justiça energética, climática e ambiental; e energia competitiva para uma economia de baixo carbono. Com horizonte de longo prazo, de 30 anos, o documento é dividido em ciclos de quatro anos, alinhados ao ciclo típico de políticas públicas. Esses intervalos, segundo o ministério, permitem monitorar ações e avaliar resultados com base nos cenários do Plano Nacional de Energia. (Valor)

Plano de transição energética prevê ações para ampliar baterias e biocombustíveis até 2029

O Plano Nacional de Transição Energética (PNTE) do governo Lula (PT) prevê medidas a serem implementadas até 2029 para que o país amplie o uso de fontes renováveis e avance na redução das emissões de gases de efeito estufa nas próximas décadas. O documento, submetido a consulta pública nesta quarta-feira (29), reúne mais de cem ações. Entre elas estão incentivos ao armazenamento de energia —como o leilão de baterias prometido pelo governo—, aumento do uso de biocombustíveis, ampliação da eletrificação nos transportes e fomento a tecnologias de captura de carbono. O plano não estabelece metas obrigatórias, mas define diretrizes para orientar políticas públicas e investimentos no setor. Segundo as projeções, o país pode chegar a 2055 com até 81% da matriz energética composta por fontes renováveis e até 99% da geração elétrica limpa, além de reduzir a dependência do petróleo. Hoje, 51% da matriz energética do Brasil vem de fontes renováveis. No sistema elétrico, 91%. Segundo o documento, a transição energética brasileira deve buscar “reduzir as emissões relativas ao setor energético, mas também atender à grande expansão da demanda por energia com segurança, confiabilidade e resiliência aos efeitos da mudança do clima, assim como combater as desigualdades no acesso aos serviços energéticos”. (Folha)

Potência em renováveis, Brasil ainda esbarra em gargalos para liderar transição energética global, apontam especialistas

Embora o Brasil tenha uma matriz energética mais limpa que a média global e grande potencial em renováveis, ainda enfrenta entraves para se consolidar como líder na transição energética, segundo autoridades e especialistas reunidos no evento “O Brasil como potência na energia limpa”, nesta quarta-feira, em Brasília. Entre os pontos apontados como gargalos estão baixo adensamento da cadeia produtiva do setor — painéis solares e turbinas eólicas são em sua maioria fabricados fora do Brasil — desafios na exploração de minerais críticos e dificuldades na inclusão de riscos sociais e ambientais na decisão de investimentos em empreendimentos minerais e de energia renovável. A primeira mesa, “O lugar do Brasil no mapa global da transição”, discutiu como o Brasil é visto hoje no cenário internacional da transição energética, analisando suas vantagens comparativas (matriz elétrica limpa, recursos naturais e escala) e os limites que ainda impedem o país de se consolidar como liderança global. (O Globo)

Falta de planejamento e de mão de obra, os entraves para o Brasil transformar transição energética em desenvolvimento

Planejamento de longo prazo, fomento à inovação, ajustes regulatórios, racionalização de subsídios e formação de mão de obra são os elementos cruciais para que o Brasil transforme seu potencial na transição energética em resultados concretos para o desenvolvimento econômico. Esses elementos são também necessários para que o país alcance a neutralidade de emissões de gases de efeito estufa até 2050, compromisso estabelecido perante o Acordo de Paris e reforçado pelo Plano Nacional de Transição Energética (Plante), lançado pelo governo federal nesta quarta-feira. O país já parte de uma posição privilegiada, com abundância de recursos naturais e um alto percentual de fontes renováveis tanto na matriz elétrica quanto energética, segundo especialistas que participaram do segundo painel do evento “O Brasil como potência na energia limpa”, iniciativa do Valor Econômico e do Globo. Transformar as vantagens comparativas em competitividade, contudo, passa por olhar o planejamento do setor elétrico e de combustíveis não só pela ótica da oferta de energia, mas também pela demanda. — Hoje, com os conflitos geopolíticos em curso, os países estão olhando com mais carinho para a eletrificação, para reduzir a dependência da importação de combustíveis fósseis — diz Bruna Mascotte, senior partner na Catavento Consultoria. (O Globo)

MME destaca modernização das redes e segurança energética em debate sobre futuro do setor elétrico

O Ministério de Minas e Energia (MME) participou, nesta quarta-feira (29/4), do evento “Redes do Amanhã: Regulação, Investimentos e Novas Demandas do Setor Elétrico”, que reuniu representantes do setor para debater a defesa de um sistema elétrico mais moderno, resiliente e preparado para responder às transformações tecnológicas, climáticas e regulatórias em curso no país. Participando do painel da abertura, o secretário Nacional de Energia Elétrica, João Daniel Cascalho, destacou que o avanço do setor depende não apenas da expansão da infraestrutura, mas também do fortalecimento da coordenação entre os diversos agentes responsáveis pela formulação e execução das políticas públicas. “O Ministério tem atuado para consolidar um ambiente de maior previsibilidade e segurança para os investimentos. Estamos ampliando o diálogo com órgãos reguladores, parlamento e demais agentes do setor energético para garantir que as decisões estruturantes ocorram de forma coordenada, com estabilidade e foco no interesse público”, afirmou. O setor elétrico brasileiro vive um momento de transformação estrutural, que exige uma visão integrada entre planejamento, operação, regulação, contabilização e gestão dos contratos nos ambientes regulado e livre. Nesse contexto, a digitalização das redes, a modernização dos sistemas de distribuição e a incorporação de inteligência aos processos tornam-se elementos centrais para assegurar eficiência, flexibilidade e capacidade de resposta rápida diante do crescimento da geração distribuída, da inserção de fontes renováveis variáveis e da mudança no perfil do consumidor. (MME Notícias)

El Niño em 2026 deve mudar dinâmica de preços entre submercados, diz consultoria

A possível consolidação do El Niño no segundo semestre de 2026 deve reposicionar o subsistema Sul na formação de preços de energia no Brasil, com a expectativa de chuvas mais intensas na região e redução no Norte e Nordeste. O cenário pode ajudar a aliviar pressões pontuais sobre os preços, mas o meteorologista Mateus Nunes, da consultoria meteorológica Tempo OK, lembra que outros fatores também podem impactar a formação de preços, que segue condicionada a fatores estruturais, como os níveis de armazenamento no Sudeste, o despacho de termelétricas, o comportamento da carga e eventuais restrições operativas do sistema. O El Niño deve alterar o regime de chuvas no país, com maior concentração de precipitações no Sul e aumento da frequência de eventos intensos, enquanto áreas do Norte e do Nordeste tendem a registrar redução de chuvas. O fenômeno também está associado a temperaturas acima da média em grande parte do país, especialmente no Centro-Leste e no interior, o que pode elevar a demanda por energia. No sistema elétrico, a dinâmica do Sul é influenciada pelas características de seu parque hidrelétrico, composto majoritariamente por usinas a fio d’água, com baixa capacidade de armazenamento e resposta rápida às variações de vazão. De acordo com a Tempo Ok, esse perfil permite recuperação mais acelerada dos níveis de geração em períodos chuvosos. (Megawhat)

Não existe crise no mercado de energia, diz presidente da CCEE

O presidente da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), Alexandre Ramos, descartou a existência de uma crise no mercado livre de energia. Para ele, “crise” é uma palavra “totalmente não pertinente” para descrever o momento atual.  “Na nossa visão, não existe essa questão. É uma questão conjuntural”, afirmou nesta quarta-feira, 29 de abril, durante o Encontro CCEE Segurança de Mercado, realizado em São Paulo. A avaliação contrasta com o diagnóstico de parte do mercado, que aponta escassez de oferta e deterioração da confiança de crédito entre comercializadoras. Em abril, as comercializadoras Electra e Tradener recorreram à Justiça para suspender penalidades da CCEE e renegociar contratos. Em painel realizado no Aquecimento do MinutoMega Talks, no início de abril, o diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) Gentil Nogueira e o diretor de Segurança do Mercado da CCEE, Eduardo Rossi, comentaram que faltavam elementos técnicos que comprovassem desequilíbrios relevantes no mercado e mostrassem falta de liquidez. Nesta quarta-feira, 29 de abril, no evento da CCEE, o diretor da Aneel falou em “crise” no mercado e ressaltou um manifesto que comercializadores e consumidores de energia divulgaram nesta semana, pedindo ao governo avanços na regulamentação da flexibilização da obrigatoriedade de contratação integral no mercado livre, para aumentar a liquidez no mercado. (Megawhat)

Mercado de arbitragem de preços não é mais sustentável, diz diretor da Aneel

A transformação da matriz elétrica brasileira e a abertura progressiva do mercado de energia estão mudando as condições de operação das comercializadoras de forma estrutural. Para o diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) Gentil Nogueira, o modelo de negócio baseado em arbitragem de preços entre o mercado livre e o mercado regulado perdeu as condições que o sustentavam. Durante participação no Encontro CCEE Segurança de Mercado nesta quarta-feira, 29 de abril, o diretor afirmou que, com a expansão do universo de consumidores potencialmente livres, a diferença de preço entre os dois ambientes tende a se reduzir.  “A hora que todo mundo é potencialmente livre, esses preços vão ser próximos um do outro ou quase iguais”, disse. A consequência direta, segundo ele, é que as comercializadoras precisarão agregar valor de outras formas. “O comercializador tem que entender que ele não vai poder trabalhar só buscando o agente potencialmente livre.” Gentil reforçou que a abertura do mercado foi desenhada para beneficiar o consumidor final, não para ampliar o espaço de atuação das comercializadoras. “Ninguém quis fazer a abertura de mercado para ajudar comercializadores. A gente quis fazer a abertura de mercado para os consumidores terem a oportunidade de sair”, afirmou. No mesmo painel, o diretor antecipou que a Aneel pode concluir ainda neste ano tanto a consulta pública sobre o aprimoramento do monitoramento prudencial quanto a consulta pública do processo sancionador do mercado. A expectativa é que ambos sejam votados no quarto trimestre de 2026, de forma coordenada. (Megawhat)

Encargos que oneram tarifa de energia elétrica cresceram 300% em 15 anos, mostra Aneel

O diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Sandoval Feitosa, voltou a alertar, nesta quarta-feira (29/4), sobre o crescimento exponencial de subsídios, encargos setoriais e políticas públicas que oneram a tarifa de energia elétrica. Nos últimos 15 anos, houve crescimento de 300% de encargos, de acordo com os dados apresentados. “Ao longo de todo esse período não houve nenhum projeto aprovado que reduzisse estruturalmente a tarifa de energia”, declarou. Sandoval Feitosa falou sobre o tema durante participação no evento “Redes do Amanhã”, da Exame e PSR. A tarifa de energia elétrica é formada com base nos custos de componentes financeiros, encargos setoriais, transmissão e geração de energia, dentre outros fatores que impactam nas revisões ou reajustes periódicos. A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), concentrando diversos subsídios, é o principal fator de pressão sobre as tarifas. A proposta de orçamento para a CDE 2026 totalizou R$ 52,7 bilhões. Desse valor, R$ 47,8 bilhões são referentes à parcela custeada pelos consumidores por meio da tarifa de energia elétrica. O governo conseguiu aprovar no ano passado um limite para o crescimento dessa conta setorial, embora o teto seja considerado muito elevado na avaliação de entidades que representam os consumidores. A CDE terá uma limitação de despesas permanente correspondente ao orçamento definido para 2026. (Eixos)

Abraceel questiona inclusão de usina que teria distorcido preço da energia

A ABRACEEL (Associação Brasileira de Comercializadores de Energia) enviou uma carta à ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) questionando a inclusão de uma hidrelétrica nos programas de operação do setor elétrico, que teria provocado distorções na formação do preço da energia nesta semana. Segundo a associação, a inclusão da hidrelétrica Foz do Prata no PMO (Programa Mensal da Operação) de maio gerou um “impacto desproporcional na formação dos preços”. De propriedade da Creal, a usina, com potência de 49 MW, está em construção no rio da Prata, entre os municípios de Veranópolis e Nova Roma do Sul, na Serra Gaúcha, e só deve entrar em operação em 2030. De acordo com reportagem da Reuters, que ouviu comercializadoras sob anonimato, a decisão do ONS (Operador Nacional do Sistema) de incluir a usina resultou em um aumento inesperado de cerca de R$ 80/MWh no preço da energia. A imprevisibilidade dos preços está no centro da crise enfrentada pelo mercado livre de energia. Agentes têm questionado mudanças no modelo de formação de preços, que vêm resultando em maior volatilidade e patamares mais elevados. Esse cenário tem pressionado as estratégias das comercializadoras, que enfrentam dificuldades financeiras para honrar contratos. Como consequência, diversas empresas recorreram à recuperação judicial para manter suas operações. A ABRACEEL questionou o ONS (Operador Nacional do Sistema) quanto ao cumprimento das regras de governança do setor elétrico, que determinam que a inclusão de empreendimentos em expansão no deck do PMO deve ocorrer apenas após avaliação do CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico) e com divulgação pública. Em resposta, o ONS afirmou que o rito está sendo cumprido e que a homologação posterior à realização do PMO ocorreu devido ao descasamento com a reunião ordinária do CMSE, realizada no início de cada mês – portanto, após o fechamento do programa. (Cana Solar)

MMGD sob pressão: o Brasil flerta com um cerco regulatório à energia solar

O setor solar faria mal em tratar como um ajuste rotineiro o movimento regulatório que se abriu na ANEEL. O que está em consulta pública não é apenas um retoque técnico. O pacote discute combate à alteração à revelia em MMGD, restrições sistêmicas para novas conexões, maior flexibilidade operativa e aperfeiçoamentos no Plano de Gestão de Excedentes, com prazo de 45 dias para contribuições. O combate a condutas efetivamente irregulares é legítimo e necessário. Ninguém sério no setor defende ampliação clandestina de potência, adulteração cadastral ou fracionamento artificial para preservação indevida de benefícios regulatórios. O ponto crítico é outro: o risco de que a repressão ao caso irregular seja usada para impor um ambiente mais restritivo à MMGD regular, que se conectou e investiu sob as regras vigentes. O voto traz elementos suficientes para esse alerta. Ele menciona auditoria obrigatória pelas distribuidoras, priorizando minigerações e casos com maior desvio entre a potência autorizada e a efetivamente injetada na rede. Também admite maior clareza normativa para suspensão do fornecimento ou desligamento da geração, simplificação da negativa de conexão em regiões já consideradas inviáveis pelo ONS e revisão da noção de potência instalada aplicável à MMGD fotovoltaica. Isso não é trivial. É uma discussão com efeito potencial sobre acesso, permanência e previsibilidade do segmento. (Canal Solar)

Consulta pública para discurtir créditos vencidos de GD

A ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) abriu a consulta pública para definir o tratamento regulatório e contábil dos créditos vencidos de GD (micro e minigeração distribuída), que deverão ser revertidos à modicidade tarifária. A proposta atende à Lei 14.300/2022 – o Marco Legal da GD – que estabelece que os créditos de energia excedente têm validade de 60 meses e, após esse período, devem ser utilizados para reduzir a conta de luz dos consumidores. “A Agência pretende padronizar os lançamentos contábeis e a regulamentação dos créditos de GD, com a definição da forma de repasse desses créditos expirados”, informou a ANEEL. Na segunda-feira, o Canal Solar já havia antecipado que a Agência provavelmente deliberaria pela abertura da consulta pública. O objetivo é garantir que os recursos provenientes de créditos não utilizados pela GD deixem de ser uma obrigação das distribuidoras com consumidores individuais e passem a beneficiar o conjunto dos usuários do sistema elétrico. (Canal Solar)

Aneel punirá ‘duramente’ irregularidades na geração distribuída, afirma diretor-geral

O diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Sandoval Feitosa, voltou a comentar, nesta quarta-feira (29/4), que a reguladora vai punir “duramente” eventuais irregularidades na geração distribuída, especificamente sobre os casos de aumentos de potência elétrica sem a devida autorização. Ele falou com jornalistas durante o evento “Redes do Amanhã”, evento promovido pela Exame e PSR. A reguladora quer combater as situações de grandes desvios entre a potência autorizada e o que é efetivamente injetada na rede elétrica. Isso também gera preocupações de segurança. A geração distribuída (GD) engloba instalações que não são geridas diretamente pelo Operador Nacional do Sistema (ONS). Na semana passada foi fixado um prazo de 60 dias para a realização de um diagnóstico sobre os casos de aumentos de potência elétrica sem a devida autorização, com foco nas chamadas minigerações distribuídas. Segundo a análise do ONS, há um montante de 14 gigawatt (GW) a mais em relação ao que foi efetivamente formalizado. “Foi dado um prazo para as distribuidoras em 60 dias identificarem e corrigirem essas eventuais irregularidades, se de fato existirem”, disse Sandoval Feitosa. Em outro tema, ele também comentou que os questionamentos apontados pelo Tribunal de Contas da União (TCU) sobre o leilão de reserva de capacidade não têm relação direta com a atuação da reguladora. (Eixos)

Huawei lança solução nativa que integra energia solar, baterias e recarga ultrarrápida

A Huawei anunciou a chegada de uma solução integrada que combina energia solar, armazenamento em baterias e recarga para veículos elétricos para a América Latina. A tecnologia já está disponível para compra. O anúncio foi feito durante o Latam Mobility 2026, quando a companhia apresentou o sistema PV+ESS+Charger como uma alternativa para acelerar a expansão da eletromobilidade no continente. A solução reúne três tecnologias em um único sistema: geração fotovoltaica, armazenamento de energia e carregadores ultrarrápidos refrigerados a líquido, projetados para evitar superaquecimento. A arquitetura é modular, permitindo a implementação sem necessidade de ampliação da capacidade da rede elétrica e viabilizando uma operação com maior autonomia. Em nota, a empresa destacou que, diferentemente das soluções fragmentadas atuais – em que projetos utilizam equipamentos de diferentes fabricantes e dependem de softwares para integração -, a proposta reúne todas as tecnologias em um único sistema, com hardware e software próprios. Para aplicações de pequeno a médio e grande porte, a empresa garante que a tecnologia pode ser utilizada em locais como shoppings, supermercados, centros urbanos, parques corporativos e universidades. Para operações de maior escala, a fabricante afirma oferecer estações híbridas com capacidade de até 5 MWh, voltadas a segmentos como, logística pesada e transporte coletivo. Segundo Bruno Zavaleta, diretor de desenvolvimento de negócios da Huawei Digital Power para a América Latina, a proposta da tecnologia é contornar limitações da infraestrutura elétrica e viabilizar o carregamento ultrarrápido de forma mais eficiente e escalável. (Canal Solar)

Energia: Ameaça ronda as fontes que mais geram empregos, reduzem emissões e atraem investimentos

Falar em racionalidade tarifária na energia exige transparência sobre o que está sendo colocado no prato do consumidor. É como avaliar a qualidade da alimentação olhando apenas as calorias, sem conhecer os ingredientes. Muitos consomem produtos ultraprocessados acreditando fazer uma boa escolha, simplesmente porque desconhecem o que há por trás do rótulo. Quando as informações são incompletas — ou apresentadas fora de contexto ,— a conclusão pode parecer lógica, mas se apoia em premissas frágeis. No debate sobre os encargos do setor elétrico, algo semelhante ocorre. Para ampliar a transparência, a Aneel lançou o subsidiômetro, que apresenta os custos associados a diferentes componentes da conta de luz. Contudo, a própria agência reconheceu, na Nota Técnica SGT/Aneel nº 188/2019, limitações na metodologia utilizada para calcular os valores relacionados à geração distribuída (GD), por se tratar de estimativas. Ainda assim, alguns setores passaram a tratar esses números como diagnóstico definitivo. Tal abordagem ignora aspectos centrais. A conta de luz é formada pela compra de energia, custos de transporte, perdas elétricas, tributos e encargos setoriais. O valor consolidado não diferencia incentivos temporários de subsídios estruturais nem apresenta visão histórica sobre quanto cada fonte recebeu ao longo das décadas. Sem isso, o debate sobre justiça energética fica comprometido e já nasce distorcido. (Estdão)

Em audiência pública, ANEEL reforça intenção de elevar conta de luz no Paraná em 19%

A ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) realizou, nesta quarta-feira (29), uma audiência pública em Curitiba (PR) para discutir o reajuste tarifário da Copel (Companhia Paranaense de Energia), distribuidora que atende cerca de 5,29 milhões de unidades consumidoras no Paraná. O encontro ocorreu na UTFPR (Universidade Tecnológica Federal do Paraná) e reuniu 180 participantes, entre representantes de conselhos de consumidores, distribuidoras, sindicatos, especialistas do setor, membros da academia e autoridades do poder público estadual e municipal. A audiência foi presidida pelo diretor da ANEEL, Fernando Mosna, que apresentou os índices propostos pela Agência para entrarem em vigor a partir de 24 de junho. O valor médio apresentado é o mesmo divulgado na abertura da consulta pública do dia 7 de abril, quando a Agência indicou um reajuste de 19,20% nas tarifas de energia no estado. Durante o evento, parte dos participantes questionou o aumento proposto, com destaque para representantes do Sistema FAEP. Presidentes de sindicatos rurais e agricultores de diferentes regiões do Paraná afirmaram que o setor agropecuário enfrenta problemas recorrentes no fornecimento de energia elétrica. Apesar da realização da audiência, a Agência informou que a consulta pública segue aberta para contribuições da sociedade até o dia 22 de maio, por meio de intercâmbio documental, antes de qualquer decisão final. (Canal Solar)

Senado adia projeto que limita reajuste de energia em Roraima à inflação

A Comissão de Infraestrutura (CI) do Senado Federal adiou a votação do projeto de lei que altera o cálculo das tarifas de energia elétrica em Roraima. A proposta tem como objetivo conter os aumentos considerados elevados após a integração do estado ao Sistema Interligado Nacional (SIN), com regime regulatório compensatório especial pelo prazo mínimo de dez anos. De autoria do senador Mecias de Jesus (Republicanos/RR), o PL n° 170/ 2026 prevê que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) adote uma metodologia de reajuste tarifário limitada à inflação, buscando maior previsibilidade e moderação nos preços da energia para os consumidores do estado. Em janeiro, a Aneel aprovou o reajuste tarifário anual da Roraima Energia, com impacto médio de 24,13%. O aumento é explicado majoritariamente pela elevação dos custos de compra de energia, das despesas com transporte de combustível e pela incorporação de componentes financeiros acumulados no período regulatório. Diante disso, foi apresentado um requerimento do senador ao Ministério de Minas e Energia (MME) para esclarecer os critérios técnicos e regulatórios da decisão. Em seu pedido, Mecias pontuou que, com a recente integração ao SIN, o governo federal estima uma economia anual superior a R$ 600 milhões, podendo passar de R$ 1 bilhão.  (Megawhat)

Cemig é incluída pela 26ª vez no Índice Dow Jones Best in Class (DJ BIC)

A Cemig foi incluída na edição 2025 do Índice Dow Jones Best in Class (DJ BIC), um dos mais importantes do mundo, juntamente com outras nove empresas do setor elétrico mundial. Com base na análise de desempenho dos pilares de sustentabilidade, o DJ BIC lista as empresas que se destacam por suas práticas de gestão social, ambiental e econômica. São 26 anos consecutivos que marcam a permanência da companhia como a única empresa do setor elétrico fora da Europa a fazer parte do índice desde a sua criação, em 1999. A nova composição do Dow Jones Best-in-Class World Index reúne apenas as empresas com melhor desempenho em sustentabilidade no mundo. Para isso, mais de 2.500 companhias de diferentes setores e países são avaliadas, e somente as 10% mais bem classificadas em seus respectivos segmentos são selecionadas para integrar o índice. Estar entre essas 10% significa que a empresa está no grupo de excelência global, com práticas de gestão social, ambiental e econômica consideradas referência internacional. Anualmente, a composição do índice é renovada, sendo uma referência mundial para investidores e agências financeiras internacionais que se baseiam nesse índice para tomada de decisão em investimentos socialmente responsáveis. (O Tempo)

Em crise, Aegea deve perder poder de competição por Copasa e ser mais seletiva

A crise enfrentada pela Aegea poderá reduzir sua competitividade na privatização da Copasa (Companhia de Saneamento de Minas Gerais) e deverá levar o grupo a ser mais seletivo nos leilões de concessões, segundo o presidente, Radamés Casseb. Em conversa com o Valor, o executivo disse que a empresa segue estudando a oferta da estatal mineira e que seus acionistas continuam comprometidos em fazer aportes de recursos para viabilizar a participação na disputa. No entanto, ele reconhece que a crise vivida pelo grupo nas últimas semanas – devido ao atraso na publicação do balanço e o rebaixamento das notas de crédito – afetou a capacidade da Aegea de disputar. “O efeito de custo de capital ou de perfil de alavancagem, na constituição dessa oferta [pela Copasa], pode deixar o posicionamento de competição, eu diria, diferente do perfil tradicional que a Aegea tem participado”, afirmou o presidente. Na privatização que está sendo desenhada pelo governo de Minas Gerais, a Aegea busca adquirir 30% das ações, para levar a vaga de sócio de referência da Copasa. Em relação à entrada da Aegea em outros leilões de concessões, Casseb sinaliza uma mudança na trajetória do grupo, que nos últimos anos foi o principal vencedor das licitações: “Nos próximos grandes certames, provavelmente vamos ser mais cautelosos, dar mais ênfase no amadurecimento dos ativos [do portfólio atual].” O apetite por Copasa é uma exceção, por ser um projeto “transformacional”, segundo ele. O arranjo para a disputa envolve um aporte dos acionistas – Equipav, Itaúsa e GIC – e a entrada destes em consórcio com a Aegea. “É o combinado [entrar em sociedade], e o efeito de injetar na companhia o capital necessário para não mudar a curva de desalavancagem. Isso continua confirmado”, afirmou. O aporte está em discussão, “na reta final dos ajustes finos”, disse. (Valor)

Balanço e leniência podem ser entrave na disputa por ativo

A Aegea poderá enfrentar dificuldades para disputar a privatização da Copasa (Companhia de Saneamento de Minas Gerais), avaliam fontes do mercado ouvidas pelo Valor, sob condição de anonimato. Para além do desafio financeiro, a companhia pode lidar com entraves jurídicos decorrentes do acordo de leniência firmado em 2021 e homologado em 2025. O principal desafio, na avaliação de pessoas que acompanham o processo, é a situação financeira da empresa. Um dos requisitos para disputar a vaga de acionista estratégico é uma carta fiança de ao menos R$ 7 bilhões. O sócio de referência deverá comprar 30% da estatal. Mesmo que uma parte do valor seja financiada, o aporte demandará recursos do caixa da companhia, que já está com sua alavancagem financeira pressionada. Ao fim de 2025, o indicador pró-forma, medido pela dívida líquida sobre o Ebitda (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização), estava em 4,51 vezes. Outro requisito definido pela Copasa que poderá gerar ruído para a Aegea é a exigência de declaração de idoneidade, com termos mais amplos do que o comum, segundo advogados. A cláusula exige que a empresa garanta que “suas controladas e seus respectivos diretores, conselheiros e, no seu melhor conhecimento, seus respectivos empregados, terceiros, agentes ou quaisquer pessoas agindo em seu nome ou benefício nunca violaram qualquer dispositivo de qualquer lei ou regulamento que proíba a prática de corrupção, de atos lesivos à administração pública, de improbidade administrativa, de lavagem de dinheiro e outros ilícitos”. (Valor)

As apostas de sindicato para questionar a privatização da Copasa

O Sindicato dos Trabalhadores nas Indústrias de Purificação e Distribuição de Água e em Serviços de Esgotos (Sindágua-MG), fechou acordo com dois especialistas em temas ligados à concessão de serviços de saneamento para questionar o processo de privatização da Companhia de Saneamento de Minas Gerais (Copasa). O advogado Luiz Alberto Rocha e o economista André Locatelli vão atuar na formulação de pareceres que serão anexados a ações que reivindicam, na Justiça e no Tribunal de Contas do Estado (TCE-MG), a paralisação das etapas rumo à negociação. Locatelli participou do movimento que tentou barrar, em 2023, a privatização da Companhia Riograndense de Saneamento (Corsan). Ele elaborou um estudo apontando subvalorização da empresa.  Já Rocha, que é professor da Universidade Federal do Pará (UFPA), é crítico do que chama de “oligopólio do saneamento”. O advogado costuma apontar a existência de concentração das concessões do setor entre poucas empresas — entre elas, a Aegea e a Equatorial, cotadas para participar da disputa pelo posto de investidor de referência da Copasa. O Sindágua-MG tem ações questionando a privatização da Copasa no Tribunal de Justiça de Minas Gerais (TJMG) e no Supremo Tribunal Federal (STF). O TCE, por sua vez, chegou a abrir procedimento de ofício para acompanhar o processo de desestatização, mas também recebeu representação da deputada Bella Gonçalves (PT) com queixas quanto à venda. (O Fator)

‘Municípios precisam de parceria, não pressão’, diz presidente da AMM sobre renovação com a Copasa

O novo presidente da Associação Mineira de Municípios (AMM) e prefeito de Iguatama, Lucas Vieira (PSB), afirmou que pretende adotar uma postura de diálogo e “maturidade” na relação com o governo de Minas Gerais, após os atritos entre o ex-presidente da entidade, Luís Eduardo Falcão (Republicanos), e o governador Mateus Simões (PSD). Em entrevista ao Café com Política, exibida na quarta-feira (29/4) no canal de O TEMPO no Youtube, Vieira reforçou o caráter apartidário da associação, criticou a condução da privatização da Copasa e prometeu dar continuidade ao modelo de gestão de Falcão. Questionado sobre o histórico recente de tensão entre a AMM e o governo estadual, o novo presidente da AMM minimizou possíveis impactos e disse apostar na construção institucional. “Acredito que ambos, tanto o governador e a gente tem que ter maturidade suficiente para saber separar as coisas. O objetivo da AMM, o objetivo de qualquer gestor público de Minas Gerais é fazer políticas públicas de qualidade. A gente tem que ter maturidade suficiente para deixar de lado nossas diferenças e trabalhar para o povo”, afirmou. O presidente também garantiu que a entidade não irá se envolver no processo eleitoral, mantendo neutralidade diante das disputas. “AMM já teve experiência em gestões anteriores, onde o presidente tomou partido para certa ideologia. Isso não acabou bem. Os próprios apoiadores daquela ideologia que o presidente tinha apoiado reclamaram. Isso não é o papel da AMM. Tem prefeito de direita, de esquerda, tem prefeito do PL, do PT, do centro, enfim. A AMM é apartidária. Eu falo que a ideologia da AMM é o municipalismo. A gente vai brigar para que os municípios estejam dentro do plano de governo de cada candidato”. (O Tempo)

Recursos recuperados pela Sanepar na Justiça serão usados para reduzir tarifas e ampliar investimentos

A Companhia de Saneamento do Paraná (Sanepar) está estruturando a aplicação de R$ 4 bilhões em recursos recuperados judicialmente com o objetivo de beneficiar diretamente a população paranaense. Entre as medidas estão a redução das tarifas e a ampliação de investimentos em infraestrutura de saneamento em diversas regiões do Estado. Os valores foram obtidos a partir de uma iniciativa da própria Sanepar, com reconhecimento na Justiça, assegurando um direito da empresa e reforçando sua capacidade de planejamento e investimento. Agora, a destinação dos recursos segue em análise técnica, dentro dos trâmites regulatórios. De acordo com o presidente da Sanepar, Wilson Bley Lipski, os recursos terão impacto direto na vida da população. “Serão utilizados para beneficiar diretamente os paranaenses — inclusive com a redução das tarifas”, afirmou. Além da redução nas contas, parte dos recursos será direcionada a obras estruturantes, como a melhoria dos sistemas de abastecimento de água e a ampliação das redes de coleta e tratamento de esgoto. “Isso significa mais saúde para as famílias, mais qualidade de vida e mais segurança para o desenvolvimento econômico”, acrescentou o presidente. O avanço recente da Sanepar reforça esse direcionamento. Entre 2018 e 2025, a cobertura de esgotamento sanitário nas áreas urbanas passou de 72,5% para 81,9%, aproximando o Paraná das metas de universalização previstas no Marco Legal do Saneamento. No mesmo período, a rede coletora de esgoto cresceu 22,6%, com a expansão de mais de 8 mil quilômetros. (Governo do Paraná)

Moro: Sanepar deve usar restituições para reduzir tarifa de água no Paraná

Em pronunciamento no Plenário nesta quarta-feira (29), o senador Sergio Moro (PL-PR) afirmou que a Companhia de Saneamento do Paraná (Sanepar) recebeu cerca de R$ 4 bilhões em restituições tributárias, e que esse valor deveria ser utilizado para reduzir a tarifa de água no estado. Segundo Moro, as restituições aconteceram após cobrança indevida feita pela União. Ele disse que, inicialmente, a Sanepar cogitou distribuir os recursos aos acionistas na forma de dividendos, mas isso gerou críticas. O senador destacou que a Agência Reguladora do Paraná (Agepar) teria recomendado que esses valores fossem revertidos em benefício dos consumidores, diante do cenário de endividamento das famílias e dificuldades no pagamento das contas. — Por que não usar esses valores para se abater na tarifa da conta de água dos paranaenses? Porque, veja, o momento é muito oportuno: as famílias brasileiras estão endividadas, os consumidores estão sofrendo — ressaltou ele. Moro informou que, após manifestações públicas, a Sanepar reviu sua posição e passou a considerar a destinação de parte dos recursos para a redução tarifária e investimentos. Ele destacou que acompanhará a aplicação dos valores. (Senado Notícias)

Sanepar (SAPR11, SAPR4) define data de pagamento de JCP deliberado em junho e dezembro de 2025

A Sanepar (SAPR11, SAPR4) divulgou nesta quarta-feira, 29, que sua assembleia geral ordinária aprovou o pagamento dos juros sobre o capital próprio relativos ao 1º e ao 2º semestre de 2025, deliberados nas reuniões do conselho de administração de 18/06/2025 e 18/12/2025, respectivamente. O pagamento desses JCP está programado para o dia 26 de junho de 2026. Em 18 de junho de 2025 o conselho deliberou o pagamento de R$ 420,3 milhões, valor que corresponde a R$ 0,26 por ação ordinária, R$ 0,28 por ação preferencial, e a R$ 1,40 por unit. Tem direito a esses JCP quem tinha ações em 30 de junho de 2025 (data de corte). Desde 1 de julho de 2025 as ações são negociadas ex-juros. Em 18 de dezembro de 2025 o conselho deliberou o pagamento de R$ 164,9 milhões, que corresponde a R$ 0,10 por ação ordinária, R$ 0,11 por ação preferencial, e a R$ 0,55 por unit. Tem direito a esses JCP quem tinha ações em 30 de dezembro de 2025. Desde 2 de janeiro de 2026, as ações são negociadas ex-JCP. (Finance News)

TotalEnergies está disposta a investir em infraestrutura na Argentina para viabilizar integração com Brasil, diz diretor

A TotalEnergies está disposta até a investir em infraestrutura de novos gasodutos na Argentina, para viabilizar a integração com o mercado brasileiro, disse o diretor Comercial da Total Austral, Luciano Rojas. “A Total Austral, do lado argentino, visualiza o transporte como um ativo estratégico para desenvolver uma nova demanda. Então, forma parte da nossa estratégia de viabilizar, ajudar a viabilizar o transporte que permita, depois, vender o gás, comercializar o gás de longo prazo… Como investidora também”, afirmou o executivo, em entrevista ao estúdio eixos, durante a gas week 2026. A Total Austral é o braço da TotalEnergies que atua na área de exploração e produção de óleo e gás na Argentina, na Bacia de Neuquén, onde se encontra a formação de Vaca Muerta; e no campo de gás offshore Fênix, na costa da Terra do Fogo, no sul da Argentina. A companhia produz 38 milhões de m³/dia de gás natural na Argentina e é o principal operador privado de gás do país. A empresa já atua, historicamente, na exportação de gás argentino no mercado chileno e, desde 2025, vem testando o mercado brasileiro como um novo destino para o gás da companhia. “A nível de volumes, há muito por fazer e por incrementar, mas isso é um processo, um passo a passo”, disse. (Eixos)

Aumento na demanda termelétrica vai exigir reforços na malha de gás do Nordeste, diz TAG

O resultado do 2º leilão de reserva de capacidade (LRCAP) em março vai levar a um aumento na demanda termelétrica que exige novos investimentos na malha de gasodutos da região Nordeste, disse o diretor Comercial e Regulatório da Transportadora Associada de Gás (TAG), Ovídio Quintana, em entrevista ao estúdio eixos durante a gas week 2026. “Esses reforços sistêmicos beneficiam também o aumento da demanda não térmica na região, propiciando o crescimento da demanda”, afirmou. Segundo Quintana, os projetos que venceram o leilão já alavancam as iniciativas mapeadas no Projeto Veredas, inclusive a primeira fase, que é a construção de um trecho entre Pernambuco e Paraíba. O Projeto Veredas reúne um conjunto de intervenções na malha de gasodutos do Nordeste, como loops e a expansão de estações de compressão existentes, para expansão da capacidade de transporte de gás no Nordeste, entre Pernambuco e Ceará – trecho onde a infraestrutura encontra mais gargalos. Em relação ao processo de revisão das tarifas de transporte de gás natural, Quintana criticou a indicação da área técnica da ANP de que é possível avançar com a metodologia defendida pelos usuários, o Método do Capital Recuperado (RCM). (Eixos)

MME reforça agenda estratégica do gás natural durante evento que debate o futuro do setor

O Ministério de Minas e Energia participou, na terça-feira (28/4), da Gas Week 2026, um dos principais fóruns de discussão sobre o futuro do gás natural do país, levando ao evento a visão do Governo do Brasil para fortalecer o setor como vetor de desenvolvimento econômico e transição energética. Representando o ministro Alexandre Silveira, o secretário Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, Renato Dutra, apresentou as diretrizes que orientam a política para o gás natural com foco na ampliação da oferta, na modernização regulatória e na redução de custos para os consumidores e para a indústria. Ele destacou que o gás natural ocupa posição central na estratégia energética nacional, tanto por seu papel na descarbonização quanto pelo potencial de reindustrialização do país. “A agenda do gás é prioritária para o Governo do Brasil. Estamos trabalhando para transformar esse insumo em um instrumento de desenvolvimento capaz de reduzir custos, ampliar a competitividade e gerar empregos qualificados”, afirmou. As medidas em curso incluem o avanço regulatório nas infraestruturas de escoamento, processamento e transporte, o estímulo à oferta nacional com novos projetos estruturantes e a integração energética regional. Também foram ressaltadas iniciativas como o uso estratégico do gás da União e o fortalecimento de mecanismos para aumentar a concorrência no mercado. O MME atua para destravar instrumentos que ampliem a concorrência no setor. Entre as iniciativas está o envio de nota pública e de ofício à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) solicitando a retomada do debate sobre o gas release, mecanismo considerado essencial para equilibrar o mercado e acelerar a abertura do setor, com potencial de ampliar a oferta e favorecer a redução de preços ao consumidor. (MME Notícias)

Proposta para revisão tarifária das transportadoras de gás virá com RCM, diz relator

Relator da revisão tarifária das transportadoras de gás natural na Agência Nacional do Petróleo Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o diretor Pietro Mendes afirmou que a área técnica da agência vai defender a aplicação do RCM, o Método do Capital Recuperado, defendido pelos usuários como forma de evitar a dupla remuneração dos ativos. O relator, contudo, reforçou que a decisão caberá à diretoria colegiada. “O que eu posso dizer é que a equipe técnica hoje, e eu como relator, temos o conforto sim de continuar [com o RCM], mas isso vai ter que ser submetido à diretoria, a palavra final da ANP sempre é da diretoria colegiada”, disse Mendes durante a gas week 2026. O diretor reforçou que pretende concluir o processo de revisão tarifária até o fim do ano, mas não descarta a possibilidade de eventuais atrasos. “A gente quer terminar na verdade até agosto, mas é possível que nós tenhamos algum atraso, dado que para adotar o RCM, eu já tinha até inclusive falado isso em uma outra reunião, nós vamos fazer uma consulta pública sobre o RCM”. A consulta pública sobre a proposta de valoração da Base Regulatória de Ativos (BRA) foi concluída neste mês. Agora, a agência analisa a aplicação ou não do RCM, ponto mais controverso no processo. (Eixos)

ANP faz aceno aos usuários no processo de revisão das tarifas de transporte de gás

A área técnica da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) conseguiu reunir mais dados históricos sobre os gasodutos de transporte e está mais confortável, hoje, para propor um corte mais significativo na remuneração das transportadoras de gás natural, indicou o diretor Pietro Mendes. O que está em jogo é a discussão sobre a Base Regulatória de Ativos (BRA) e a aplicação da metodologia alternativa, o Método do Capital Recuperado (RCM), que promete reduzir a receita das transportadoras, como defendem os usuários do sistema. “O que eu posso dizer é que a equipe técnica hoje, e eu como relator, temos o conforto, sim, de continuar [com a aplicação do RCM]”, disse o diretor Pietro Mendes durante a gas week 2026, em Brasília, na quarta-feira (29/4). O diretor Comercial e Regulatório da TAG, Ovídio Quintana, reforçou as críticas à metodologia: “Na nossa visão, ela não é nem aplicável conceitualmente e nem é exequível de forma auditável e fidedigna”, disse no estúdio eixos. Além disso, o leilão de reserva de capacidade em março recontratou grande parte das termelétricas que poderiam causar uma “fuga do sistema” e afetar a demanda das transportadoras. O desfecho da revisão tarifária – que pode ajudar na redução dos preços finais de gás – chega justamente num momento delicado, com a alta das cotações no petróleo e gás em todo o mundo devido à guerra no Oriente Médio. (Eixos)

Etanol e biometano aceleram nova geração de máquinas agrícolas

A alta do diesel está acelerando a busca por alternativas energéticas no campo, e a Agrishow 2026 aparece como vitrine dessa transformação. Máquinas e tratores movidos a etanol e biometano ganham protagonismo entre os fabricantes, sinalizando uma mudança estrutural na matriz energética do agronegócio brasileiro. Entre os destaques, a Case IH, do grupo CNH Industrial, apresenta avanços consistentes em equipamentos movidos a etanol. A colhedora da linha Austoft 9000 entra em nova fase de testes em campo, após acumular mais de 600 horas de operação e colher mais de 20 mil toneladas de cana em condições reais. O projeto inclui ainda o trator Puma 230, com mais de 800 horas de validação, e a pá-carregadeira 721E a etanol, voltada para operações com bagaço de cana. Outra frente importante vem da New Holland, que apresenta o T6.180 Methane Power, primeiro trator movido a biometano disponível comercialmente no país. A tecnologia permite reduzir em até 80% as emissões de poluentes e em até 84% o CO₂, com economia de combustível que pode variar entre 25% e 40%, mantendo desempenho equivalente ao diesel. O movimento é acompanhado por outros fabricantes globais. A AGCO, com marcas como Valtra, Massey Ferguson e Fendt, avança em projetos de motores a etanol, elétricos e híbridos. A Valtra já soma mais de 10 mil horas de testes, enquanto a Massey Ferguson desenvolve um trator de alta potência com motor nacional. Já a Fendt aposta na eletrificação e em soluções híbridas. (Jornal da Cana)

Comgás vence pela terceira vez em fornecimento de gás

Em um mercado em que o gás natural enfrenta a concorrência crescente da eletrificação e das fontes renováveis de energia, a Comgás voltou a ser lembrada pelos consumidores da cidade de São Paulo como principal referência no setor. Pela terceira vez consecutiva, a empresa vence a categoria de melhor serviço de fornecimento de gás em pesquisa Datafolha. A marca foi citada espontaneamente por 37% dos moradores da capital paulista no levantamento, realizado de 5 a 13 de fevereiro deste ano. O índice é maior entre pessoas com 41 anos ou mais (47%), mais escolarizadas (43%), com renda de 10 a 20 salários mínimos (54%) e moradores da zona oeste (50%). O nível de confiança da pesquisa é de 95%, com margem de erro de três pontos percentuais para mais ou para menos. A Comgás é tricampeã e a única vencedora da categoria. Contatada, a Comgás agradeceu o reconhecimento, mas não pôde comentar o resultado da pesquisa por estar em período de silêncio, que impede a divulgação de informações ao público. Regulada pela Arsesp (Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de São Paulo), a Comgás segue ciclos de cinco anos de investimentos. No plano até 2029, um dos destaques é a mobilidade, com expansão de corredores de abastecimento de GNV e biometano para frotas leves e pesadas. Já no mercado residencial, a aposta tem sido em tecnologias para apartamentos menores, com soluções como aquecedores sem chaminé tradicional e iniciativas voltadas ao conforto em áreas comuns de condomínios. A operação é monitorada 24 horas. (Folha)

Quarta-Feira 29 de Abril

Destaques: (i) Cosan lança IPO da Compass, buscando ‘market cap’ de até R$ 25 bilhões (Brazil Journal); (ii) STF julga incidência de ICMS na subvenção de energia elétrica (Valor); e (iii) Brasil pode atingir 10 GW em armazenamento de energia até 2035 (Portal Solar)

Cosan lança IPO da Compass, buscando ‘market cap’ de até R$ 25 bilhões

A Cosan acaba de lançar o IPO da Compass com uma oferta 100% secundária que pode levantar R$ 4,6 bilhões no meio de faixa indicativa e trazer para a Bolsa uma gigante de infraestrutura num dos setores com maior potencial de crescimento da economia. A oferta dará saída parcial à Cosan, que detém 88% do capital da companhia de gás, e a investidores como Bradesco Seguros, Atmos Capital, Brasil Capital e Prisma, que juntos detêm os 12% restantes. A Cosan poderá vender até 15% do capital na oferta, enquanto os demais minoritários poderão vender até 5,4% do total de ações. A faixa indicativa é de R$ 28 a R$ 35 por ação, o que se traduz num valuation de R$ 20 bilhões a R$ 25 bilhões para a companhia. No meio da faixa, o valor de mercado seria de R$ 22,5 bilhões. No midpoint, o valor de mercado seria uma valorização de cerca de 35% em relação à rodada privada que a Compass fez em 2021, quando o negócio foi avaliado em R$ 16,5 bilhões. De lá para cá, no entanto, a empresa já pagou cerca de R$ 8 bilhões em dividendos e redução de capital. No meio da faixa, a Compass está sendo avaliada a 6,6x EV/EBITDA, em linha com o múltiplo médio de utilities como Sabesp, Equatorial e Copel. A comparação, no entanto, não é perfeita. A Compass é uma empresa que importa gás pelo seu terminal de GNL em Santos, comercializa este gás no mercado livre pela Edge e o distribui no mercado regulado por sete distribuidoras estaduais – incluindo a Comgás, a maior do Brasil e hoje sua joia da coroa. Mas o maior potencial de crescimento da empresa está na Edge, sua comercializadora, dado que o mercado livre de gás tem crescido e deve continuar crescendo nos próximos anos, permitindo à Compass ganhar share junto a térmicas a gás e clientes industriais. (Brazil Journal)

STF julga incidência de ICMS na subvenção de energia elétrica

Cinco dos dez ministros do Supremo Tribunal Federal (STF) votaram contra a cobrança de ICMS sobre valores pagos pela União a distribuidoras de energia como subsídio econômico referente a consumidores de baixa renda. O julgamento, porém, foi suspenso por um pedido de vista do ministro Kassio Nunes Marques. A votação ocorre no Plenário Virtual da Corte. A depender de quando for retomada, poderá somar onze votos. Isso porque o ministro Luís Roberto Barroso, hoje aposentado, não votou. Assim, o novo ministro poderá votar. De qualquer maneira, a decisão deverá ser seguida pelas instâncias inferiores do Judiciário porque o caso tem repercussão geral. No processo, o Sindicato da Indústria da Energia no Estado de São Paulo (Siesp) questiona cobrança realizada pelo Estado de São Paulo. Antes da Lei nº 10.438, de 2002, cada distribuidora de energia tinha seu próprio critério de definição dos consumidores de baixa renda, que eram submetidos à tarifa de energia elétrica menor. A tarifa do consumidor residencial compensava a de baixa renda. Com a lei, sem o subsídio cruzado, as distribuidoras alegam que passaram a ter prejuízo financeiro. A Lei nº 10.604, de 2002, estabeleceu o direito de as distribuidoras serem indenizadas pelas perdas sofridas, por meio de subvenção econômica, se comprovada a queda do faturamento em relação ao período anterior à mudança de critério instituída pela Lei 10.438. O sindicato questiona a cobrança de ICMS pelos Estados sobre os valores de indenização. (Valor)

Brasil pode atingir 10 GW em armazenamento de energia até 2035

O Brasil pode incorporar cerca de 7 gigawatts (GW) em armazenamento de energia e outros 3 GW em mecanismos de resposta da demanda até 2035, mostram projeções da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Esses recursos serão fundamentais para atender às necessidades de potência do Sistema Interligado Nacional (SIN), mas sua viabilização depende de um marco legal estável e de avanços regulatórios.  Apresentada pela consultora técnica da EPE, por Thais Teixeira, esta projeção foi um dos temas tratados por especialistas, autoridades e agentes do setor elétrico durante o Storage Leaders, evento promovido pela Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) em 14 de abril com as presenças de lideranças empresariais, consultores e representantes de entidades de classe e de órgãos de governo. Um dos principais pontos de atenção levantados no evento foi a urgência na contratação de flexibilidade. Projeções indicam que a carga líquida mínima do Sistema Interligado Nacional (SIN) em 2029 pode ser inferior à observada em 2024, ao mesmo tempo em que a rampa de carga tende a crescer de forma significativa, exigindo novos recursos para garantir o equilíbrio entre oferta e demanda ao longo do dia, um dos principais desafios operacionais da transição energética.  (Portal Solar)

Compass Gás e Energia, dona da Comgás, deve quebrar jejum de IPOs e ir à Bolsa avaliada em R$ 25 bi

A Compass Gás e Energia deve colocar fim ao jejum de mais de quatro anos sem ofertas iniciais de ações (IPO, na sigla em inglês) no Brasil. Sua abertura de capital, cujo valor será conhecido na quinta, 7, pode fazer com que a empresa chegue à B3 avaliada entre R$ 20 bilhões e R$ 25 bilhões, segundo prospecto da operação apresentado a investidores na manhã desta terça, 28. Com a venda do lote base de ações e do suplementar, previsto em caso de alta demanda, a Compass pode captar mais de R$ 5 bilhões. A Compass, que pertence ao Grupo Cosan, é uma empresa especializada na compra e venda, infraestrutura e distribuição de gás natural, que tem como discurso a transição energética. No ano passado, sua receita líquida chegou a R$ 16,6 bilhões e o lucro líquido alcançou R$ 1,46 bilhão, com geração de caixa de quase R$ 5 bilhões. Na área de distribuição, a Compass é dona de sete empresas estaduais, sendo a mais conhecida a paulista Comgás. Também fazem parte da lista a Sulgás (RS) e a Compagas (PR). Uma de suas subsidiárias, a Commit (joint venture com o grupo Mitsui), é dona da SCGás (SC), MSGás (MS) e Gasap (AP). Em novembro de 2024, a Compass vendeu suas participações em distribuidoras da região Nordeste (como Bahiagás, Cegás, Copergás, entre outras) para a Infra S.A., como parte de acordos com o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade). As operações de infraestrutura da Compass são voltadas à regaseificação e ao transporte (por meio de dutos) e estão concentradas principalmente no Sudeste, com destaque para o Porto de Santos. Essa tem sido uma das áreas que mais tem recebido investimentos, com o objetivo de criar uma malha própria de suprimento e redes de distribuição. Nos últimos dois anos, os investimentos da Compass superaram os R$ 2 bilhões ao ano. (Estadão)

Compass abre IPO em oferta avaliada em até R$ 4,6 bilhões

A Cosan anunciou ao mercado a oferta pública inicial (IPO, na sigla em inglês) da Compass, seu braço de gás que inclui a comercializadora Edge (incluindo o Terminal de Regaseificação de São Paulo), a distribuidora Comgás, que atua em São Paulo, e a holding Commit, que tem participação em outras distribuidoras de gás. A Cosan poderá alienar ações equivalentes a cerca de 15% do capital social da Compass. A oferta base é de 89,3 milhões de ações, podendo chegar a 145,6 milhões de ações considerando também lote adicional e lote suplementar. Trata-se de uma oferta secundária, sem a emissão de novas ações, e por isso a Compass não receberá recursos e não haverá aumento de capital nem diluição societária dos atuais acionistas. A oferta é composta de ações ordinárias, e o valor final será estabelecido após procedimento de Bookbuilding junto a interessados, cuja conclusão é prevista para 7 de maio. Após definição do preço por ação, a negociação deve começar em 11 de maio. As ações estarão no Novo Mercado da B3, sob o ticker PASS3. No prospecto do negócio, a faixa indicativa de preço por ação está entre R$ 28 e R$ 35. Assim, considerando um valor médio de R$ 31,50 por ação, a oferta poderá movimentar entre R$ 2,8 bilhões e R$ 4,6 bilhões, de acordo com variações de ações adicionais e suplementares. A Cosan é a acionista controladora da Compass, mas os acionistas Atmos, Bradesco Vida e Previdência, Brasil Capital, Manaslu, Manzat e Ricardo Ernesto Correa da Silva também fazem parte da oferta base, que pode incluir a Bússola para venda de ações adicionais. Os bancos BTG Pactual, Bank of America, Bradesco BBI, Citi, Itaú BBA, Santander, JP Morgan , XP Investimentos, BNP Paribas e UBS BB atuam no negócio. (Megawhat)

Os avanços e os 3 pontos a corrigir na privatização da Copasa

Comece-se pelo elogio. A cláusula de não competição imposta ao acionista de referência foi bem desenhada: limita-se ao território de Minas Gerais e prevê duas exceções juridicamente acertadas –uma para fundos de investimento dos quais o adquirente participe como cotista, desde que com gestão independente, e outra para acionistas que exerçam atividades bancárias. A redação evita penalizar atividades secundárias e financeiras que nada têm a ver com saneamento, sem afrouxar a proteção contra captura de mercado pelo controlador. Nisso, aliás, o processo da Copasa avançou em relação ao da Sabesp que, por restrições, em minha opinião, indevidas, terminou afastando da disputa outros operadores do setor de saneamento. Há, contudo, pelo menos três preocupações relevantes em relação aos documentos. A primeira, e mais grave, é a ausência de contratualização robusta das metas de prestação dos serviços. O único contrato de concessão cujo teor já chegou a debate público é o de Belo Horizonte, município que responde por cerca de 40% da receita total da Copasa, embora concentre apenas em torno de 21% dos usuários atendidos. Contudo, a apuração que fizemos revela que aparentemente não foram estabelecidas metas consistentes a serem cumpridas pela Copasa, descrevendo obrigações de investimento de modo apenas genérico. Quanto aos demais municípios, embora se noticie a celebração de novos contratos com cerca de duas dezenas deles, nenhum desses instrumentos foi disponibilizado publicamente. Trata-se da preocupação mais séria, por três razões. Primeiro, o processo pode resultar na não entrega da universalização e dos serviços adequados aos usuários. Segundo, a indefinição das metas torna difícil precificar custos e estabelecer limites razoáveis para sua transferência à tarifa, com risco real de pressão tarifária no futuro. Terceiro, a opacidade dos contratos abre espaço para que ofertantes menos sérios apostem em sua capacidade de renegociar com municípios, em ambiente nem sempre transparente. Isso subverte a lógica da licitação, que deveria selecionar o operador mais eficiente, não o mais hábil em renegociar a posteriori. (Folha)

Saneamento vive fim da fase de euforia

Passados seis anos da nova lei do saneamento, a fase de euforia do setor privado se assentou e deu lugar a um mercado mais definido, com menos lances agressivos nos leilões e oportunidades de crescimento mais desafiadoras, avaliam especialistas da área. “É um outro momento do setor. A euforia se refletiu em lances mais ousados na primeira onda. O momento atual não é igual”, afirmou Gustavo Gusmão, sócio da EY-Parthenon. “Ainda tem alguns ativos muito bons, mas a maioria dos que estão disponíveis são mais desafiadores, em regiões com alto índice de não atendimento, tarifas baixas. Colocar de pé [os projetos] tem sido mais difícil em cenário em que muitas empresas já estão alavancadas, em momento de juros altos, com investimentos no curto prazo contratados. Isso torna o setor mais seletivo”, disse. Para Ewerton Henriques, da SH Consultoria, o avanço dos primeiros projetos leiloados levou à constatação das dificuldades na execução dos contratos. Além disso, o desenho do setor privado de água e esgoto já está mais definido, com empresas estabelecidas em determinadas regiões. “Estamos no âmbito de realidade, mais do que de sonho. As grandes economias de escala já estão estabelecidas, a capacidade dos fornecedores está chegando no limite. Então aquele otimismo exacerbado, pós-novo marco legal, hoje está galgado na realidade. Não vemos mais aqueles grandes deságios nos leilões”, afirmou. (Valor)

Aegea testa leitura do mercado sobre ajustes contábeis

A Aegea, uma das maiores operadoras privadas de saneamento do país, entrou no centro das atenções do mercado de crédito privado após anunciar que adiaria e republicaria seus balanços de 2024 e 2025. A decisão provocou forte reação nos preços de suas dívidas, que passaram a ser negociadas em patamar típico de empresas sob estresse financeiro. Para Conrado Rocha, sócio da Polo Capital, a reação foi exagerada. Em entrevista ao Stock Pickers, podcast comandado por Lucas Collazo, o gestor afirmou que a Polo manteve posição comprada nos papéis da companhia, uma das principais apostas de seus fundos mais líquidos. O primeiro ponto de tensão foi o formato do anúncio. A Aegea comunicou, por fato relevante publicado às 7h, que não divulgaria os resultados na data prevista. Nos dias seguintes, os papéis da empresa passaram a negociar perto de CDI mais 10 pontos percentuais, nível associado a companhias em situação mais delicada. Segundo Rocha, o mercado ignorou uma informação relevante do próprio comunicado: a empresa afirmou que os ajustes não teriam impacto em caixa nem provocariam vencimento antecipado de dívidas. Na prática, isso significava que não haveria quebra de covenants, cláusulas que permitem aos credores cobrar o pagamento imediato em caso de descumprimento de determinadas condições. A sequência de adiamentos, porém, aumentou o nervosismo. A companhia remarcou a divulgação dos resultados três vezes e só publicou os números perto das 23h50 do último dia do prazo regulatório. (Info Money)

Aneel barra recursos da Âmbar e aponta inconformismo com estratégia no LRCap

O diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) Willamy Frota rejeitou os recursos da Âmbar Energia, do grupo J&F, e manteve o resultado do leilão de reserva de capacidade (LRCap) realizado no dia 18 de março, concluindo que não houve falhas no leilão e que os questionamentos refletem inconformismo com decisões estratégicas adotadas pela própria empresa durante o certame. Em março, a Âmbar requereu a revisão dos resultados, incluindo o possível reenquadramento de usinas, reabertura de rodadas e até a anulação de produtos do certame. No caso da UTE Araucária II, a empresa alegou que o projeto, considerado novo, foi enquadrado como usina existente, o que reduziu o preço-teto aplicável e o prazo contratual. Segundo o recurso, isso teria ocorrido sem indicação prévia e sem possibilidade de defesa. Já em relação à UTE Santa Cruz, a companhia questionou o bloqueio para ofertar energia no produto de 2027 após ter contratado parcela da usina no produto de 2026, alegando ausência de vedação no edital para participação em mais de um produto.  “As alegações deduzidas revelam inconformismo posterior às escolhas estratégicas livremente adotadas pelas recorrentes ao longo do certame, em frontal contraste com os princípios que regem o leilão, notadamente a vinculação ao edital, a isonomia entre os participantes, a segurança jurídica e a boa-fé objetiva”, diz trecho do seu voto. Em seu voto, o diretor Willamy Frota seguiu as análises da Comissão Permanente de Leilões (CPL) e da Procuradoria Federal junto à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que concluíram que não houve erro nem falha da administração na realização do certame. A análise mais recente é da Procuradoria, que destacou que os recursos tentam afastar, após o leilão, consequências previstas em regras claras do edital, “o que não é admissível”. A manifestação ainda conclui que o acolhimento dos pleitos violaria o princípio da isonomia entre os participantes e a vinculação ao instrumento convocatório. (Megawhat)

Aneel nega pedidos da J&F e mantém megaleilão de energia de R$ 515 bi

A diretoria da Aneel rejeitou os recursos apresentados pela J&F, dos irmãos Joesley e Wesley Batista, que tentam anular parte do megaleilão de reserva de energia do governo Lula (PT). Em seu voto, o relator Willamy Frota afirmou que não há ilegalidades ou falhas no leilão e os problemas apontados pela empresa decorrem de “escolhas feitas pelas próprias recorrentes”. Em reunião nesta terça-feira (28), toda a diretoria da Aneel seguiu o entendimento, e agora não cabe mais recurso à companhia dentro desse processo. Segundo o relator, a revisão do resultado não se justifica e poderia comprometer “a segurança jurídica, a coerência regulatória e a credibilidade do modelo de contratação de reserva de capacidade”. Realizado em março, o leilão contratou cerca de R$ 515 bilhões em potência de geração a partir de gás, carvão e hidrelétricas. O certame, que vinha sendo discutido há anos, pode elevar a conta de luz em até 10%, segundo estimativas do setor. Integrantes do setor avaliam que o caso ainda pode ir parar na Justiça e ter desdobramentos no TCU (Tribunal de Contas da União), onde corre um processo para avaliar possíveis irregularidades no pregão —mas que não tem ligação direta com as alegações da J&F. O órgão decidiu no dia 15 investigar o leilão. (Folha)

Aneel manda CCEE estudar liquidações diárias e semanais do MCP

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) determinou que a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) apresente estudos para encurtar os prazos dos ritos de contabilização e liquidação do mercado de curto prazo (MCP), inclusive com avaliação sobre a possibilidade de adoção de liquidações semanais e diárias. A determinação consta em despacho da Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica (SGM) publicado na edição desta terça-feira, 28 de abril, do Diário Oficial da União, que aprovou novas versões dos Procedimentos de Comercialização da CCEE e abriu nova fase da Tomada de Subsídios nº 2/2025, além de outras determinações. O MCP é o ambiente em que são apuradas, na CCEE, as diferenças entre a energia contratada e a energia efetivamente consumida ou gerada pelos agentes. Quando um consumidor, gerador ou comercializador fica com sobra ou déficit em relação aos contratos registrados, essa diferença é contabilizada e liquidada financeiramente no mercado de curto prazo ao PLD. Pelo rito atual, o processo de contabilização e liquidação tem limite em MS+27 dias úteis, em que a sigla MS significa mês seguinte ao mês de referência da operação. Se a energia foi consumida ou gerada em abril, a contagem ocorre em dias úteis a partir do início de maio e envolve etapas como consolidação dos dados, contabilização, divulgação de resultados, aporte de garantias financeiras e débitos e créditos da liquidação. Por isso, a conclusão financeira ocorre no mês posterior ao MS. Nesse exemplo, a liquidação das operações de abril é concluída em junho, conforme o calendário da CCEE. (Megawhat)

Banco Mundial prevê alta de 24% nos preços da energia em 2026

Os preços da energia devem subir 24% em 2026, atingindo o nível mais alto desde a invasão da Rússia na Ucrânia, há quatro anos, segundo projeção divulgada pelo Banco Mundial nesta terça-feira (28). A instituição alerta, no entanto, que os preços podem avançar ainda mais caso o conflito no Oriente Médio se prolongue além de maio. O cenário-base considera uma normalização gradual do fluxo marítimo pelo Estreito de Ormuz até outubro, com volumes próximos aos registrados antes da escalada das tensões. De forma mais ampla, o Banco Mundial projeta alta de 16% nos preços globais das commodities em 2026, impulsionada principalmente pelo encarecimento da energia, fertilizantes e metais estratégicos. Nesta terça-feira (28), os preços do petróleo voltaram a subir diante da interrupção dos esforços diplomáticos para encerrar o conflito envolvendo Estados Unidos, Israel e Irã, além das restrições no Estreito de Ormuz. A região, que antes da guerra respondia por cerca de 35% do comércio marítimo global de petróleo bruto, tem enfrentado interrupções no transporte e ataques à infraestrutura energética. Esses fatores, segundo o Banco Mundial, desencadearam um dos maiores choques de oferta já registrados. Como resultado, o petróleo Brent acumulava valorização superior a 50% nesta última semana de abril na comparação com o início do ano. (Canal Solar)

Segurança energética e custo: o preço das escolhas

O debate sobre o nível de água nos reservatórios das hidrelétricas voltou ao centro da agenda do setor elétrico. À primeira vista, trata-se de uma discussão técnica. Na prática, é uma escolha que afeta diretamente a conta de luz, a segurança do suprimento e a previsibilidade para quem investe. No Brasil, a operação do sistema é guiada por modelos computacionais que equilibram custo e risco. Um dos instrumentos mais relevantes é o parâmetro de aversão ao risco, o CVaR, que, de forma simplificada, define o quanto o sistema se protege contra cenários hidrológicos desfavoráveis. Quanto maior a cautela, maior a tendência de preservar água nos reservatórios e acionar térmicas antes. Quanto menor, mais se usa água agora, reduzindo custos imediatos, mas diminuindo a margem de segurança para o futuro. Reservatórios não são apenas “estoque de energia barata”. Eles são o principal mecanismo de flexibilidade do sistema elétrico brasileiro. Em um contexto de crescimento de fontes renováveis variáveis, como eólica e solar, essa função se torna ainda mais relevante. Essas fontes são essenciais para a expansão da matriz, mas não substituem o papel dos reservatórios na garantia de flexibilidade e segurança do sistema. É justamente aí que eles entram, funcionando também como uma espécie de seguro operacional. (CNN Brasil)

Consulta pública discute tratamento de créditos expirados da MMGD

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) decidiu pela abertura de uma consulta pública para discutir o tratamento regulatório e contábil dos créditos de micro e minigeração distribuída (MMGD) em benefício da modicidade tarifária, com período para recebimento de contribuições entre 30 de abril e 15 de junho de 2026. A MegaWhat apurou que há interesse do Ministério de Minas e Energia (MME) em acelerar a discussão para ajudar a reduzir as tarifas ainda em 2026, depois que os planos de uma Medida Provisória (MP) para viabilizar um empréstimo e adiar reajustes tarifários foram suspensos. A abertura da CP foi aprovada no circuito deliberativo da Aneel desta terça-feira, 28 de abril. O voto da diretora Agnes da Costa, relatora do processo, relacionou a urgência da regulamentação à pressão sobre as tarifas de energia elétrica. “Considerando diversos fatores exógenos, muitos decorrentes da implantação de políticas públicas que alocam custos sobre os consumidores de energia elétrica (e não sobre os contribuintes), e que têm pressionado as tarifas dos consumidores de energia elétrica nos últimos anos, defendo também a urgência na definição da forma de repasse desses créditos expirados em prol da modicidade tarifária”, afirmou a diretora no voto. O tratamento proposto foi elaborado pela Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica (STR) e pela Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado (SFF), em nota técnica conjunta publicada em março. A Lei 14.300/2022, que instituiu o marco legal da MMGD, estabelece que os créditos de energia elétrica expiram em 60 meses após a data do faturamento em que foram gerados. Depois desse prazo, devem ser revertidos em prol da modicidade tarifária, sem que o consumidor tenha direito a qualquer forma de compensação. (Megawhat)

Armazenamento de energia e uso da rede: o teste da coerência regulatória

O avanço da regulação do armazenamento de energia no Brasil representa, ao mesmo tempo, um salto institucional e um teste de coerência do próprio modelo setorial. A recente discussão no âmbito da ANEEL sobre o uso da rede por sistemas de armazenamento autônomos (SAE-A) expõe com clareza esse dilema: regular o novo sem distorcer o existente — e sem perder de vista os fundamentos jurídicos que estruturam o setor elétrico. A maturidade do debate é evidente. A construção regulatória envolveu múltiplas áreas técnicas da Agência e resultou em análises aprofundadas, refletindo o reconhecimento de que o armazenamento deixou de ser uma adaptação marginal e passou a exigir tratamento próprio. Essa mudança de paradigma é, por si só, um marco. Como bem aponta a evolução normativa recente, não se trata mais de “encaixar” o armazenamento em categorias pré-existentes, mas de reconhecê-lo como uma atividade com identidade funcional própria. É justamente nesse ponto que emerge a principal tensão jurídica: quais são os limites da regulação tarifária aplicável ao uso da rede por esses sistemas? Historicamente, o modelo tarifário brasileiro se estruturou sobre uma separação clara entre consumo e geração. Essa distinção orienta não apenas a cobrança pelo uso da rede, mas também a lógica de alocação de custos e sinalização econômica. (Jota Info)

Projetos de energia solar com baterias crescem 400% no Brasil

O mercado fotovoltaico passa por uma fase de transformação, com a demanda por sistemas de armazenamento avançando de forma acelerada em diversas regiões do país. Um estudo divulgado pela Solfácil mostra que o número de projetos de energia solar com baterias cresceu mais de 400% nos últimos dois anos no Brasil. No mesmo período, a procura por sistemas híbridos também registrou forte avanço, com alta de 250%. O levantamento foi apresentado nesta segunda-feira (27), durante o Solfácil Summit – evento técnico da empresa realizado em Fortaleza (CE), que reuniu integradores e especialistas para discutir soluções híbridas e sistemas de energia solar com baterias. De acordo com Eduardo Neubern, COO da Solfácil, o avanço do armazenamento ocorre em um contexto de queda de preços, que tem tornado os sistemas híbridos e com baterias mais acessíveis e reduzido uma das principais barreiras de entrada do mercado. Segundo o executivo, essas tecnologias estão cerca de 30% mais baratas em relação aos últimos anos. “Mas o preço, sozinho, não explica esse avanço”, afirma. “O que vemos na prática é uma mudança no perfil da demanda: o consumidor de sistemas híbridos busca, antes de tudo, confiabilidade e autonomia energética, especialmente em regiões com maior instabilidade na rede, e não apenas economia na conta de luz”, ressalta. (Canal Solar)

Cade aprova parceria de US$ 500 milhões entre Casa dos Ventos e Ascenty

O Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) aprovou o acordo de autoprodução de energia eólica e solar entre a Casa dos Ventos e a Ascenty, empresa de infraestrutura de data centers controlada pela canadense Brookfield e pela Digital Realty. A parceria foi anunciada em janeiro deste ano pelas companhias.A operação, estimada em US$ 500 milhões, prevê o fornecimento de 110 MW médios para abastecer as operações de centros de dados da Ascenty, que detém 20 data centers em operação e outros oito em ​construção distribuídos nos estados do Ceará, Rio de Janeiro e São Paulo. O modelo contratual estabelece a participação societária da Ascenty em dois empreendimentos da Casa dos Ventos, atualmente em fase de desenvolvimento, com previsão de entrada em operação em 2027. Juntos, os projetos que estão localizados nas regiões Nordeste e Centro-Oeste, somam mais de 1,5 GW de capacidade instalada e devem somar cerca de R$ 7,5 bilhões em ​investimentos. Para o Cade, a Ascenty informou que a autoprodução possibilitará redução nos seus custos com energia elétrica e ganhos de sustentabilidade. Por sua vez, a Casa dos Ventos destacou a oportunidade de retorno para seus investimentos em projetos de geração de energia renovável no Brasil.  (Megawhat)

‘Lei de Responsabilidade Tarifária’ na energia

A lei nº 15.269/2025 criou um teto para os gastos da CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), a ser atualizado anualmente. Trata-se de uma providência salutar. Hoje a CDE funciona como um fundo extraorçamentário de aproximadamente R$ 50 bilhões —ordem de grandeza comparável aos recursos destinados às emendas parlamentares. Essas duas “montanhas de dinheiro” —a CDE e as emendas parlamentares— servem, frequentemente, para custear iniciativas de duvidosa racionalidade. Em ação complementar, o deputado Arnaldo Jardim apresentou o PLP (projeto de lei complementar) 100/2026, que dificulta a criação de novos subsídios no setor elétrico. É uma espécie de “Lei de Responsabilidade Tarifária”, hierarquicamente superior à lei ordinária, inspirada na Lei de Responsabilidade Fiscal. A exposição de motivos do projeto é precisa ao destacar que o Brasil assiste a uma escalada insustentável de custos que corrói a competitividade da indústria e onera o orçamento das famílias, que já percebem a energia como um dos gastos de maior impacto em suas finanças. O retrocesso é nítido quando olhamos pelo retrovisor. O orçamento da CDE em 2025 foi cerca de oito vezes maior, em termos reais, que o de 2008, meu último ano como diretor-geral da Aneel. Esse crescimento descomunal foi impulsionado pela força política de setores beneficiados, sem a devida atenção ao impacto nas contas de luz. Por isso os reajustes tarifários têm sido sistematicamente maiores que a inflação. (Folha)

Brasil e Argentina avançam na integração energética com publicação de relatório técnico bilateral

O Ministério de Minas e Energia (MME) publicou, nesta terça-feira (28/4), o relatório do Grupo de Trabalho Bilateral (GTB) Brasil-Argentina, que reúne as principais análises sobre a integração gasífera dos dois países. O documento apresenta diagnósticos, alternativas de infraestrutura e recomendações para viabilizar o fornecimento de gás natural argentino ao Brasil, com foco na competitividade, segurança energética e desenvolvimento regional. A iniciativa tem origem no Memorando de Entendimento firmado em novembro de 2024 entre Brasil e Argentina, que instituiu o GTB com o objetivo de avaliar caminhos para ampliar a cooperação energética, especialmente a partir da produção de gás natural da formação de Vaca Muerta, na província de Neuquén, na Argentina. Para a organização das atividades, o GTB criou o Comitê Técnico, com participação de equipe técnica dos dois Governos. Ao longo de 2025, o Comitê Técnico realizou uma série de reuniões semanais, além de encontros com agentes do setor e representantes de países vizinhos, como Bolívia, Paraguai, Uruguai e Chile. As discussões foram organizadas em três eixos principais: técnico, regulatório e comercial. O processo também contou com contribuições do setor produtivo e de infraestrutura, consolidando uma visão abrangente das oportunidades e desafios para a integração regional do insumo. (MME Notícias)

Luz para Todos avança em territórios indígenas e leva energia limpa a aldeias isoladas do Pará

O Dia dos Povos Indígenas, celebrado em 19 de abril, marcou o início de uma nova frente de inclusão energética na Amazônia. Na data simbólica, o Ministério de Minas e Energia (MME) deu início a mais uma etapa da implementação da 1ª Tranche Especial Indígena do Programa Luz para Todos (LPT), voltada ao atendimento das aldeias Mapuera, em áreas remotas do Pará. A ação representa um avanço estratégico da política de universalização do acesso à energia elétrica em territórios indígenas isolados e busca beneficiar 2.910 unidades consumidoras. Com investimento avaliado em R$ 129,3 milhões, reforça o compromisso da Pasta em levar energia limpa, dignidade e desenvolvimento social a comunidades onde barreiras geográficas ainda dificultam o acesso a serviços essenciais. O projeto integra a agenda de inclusão energética na Amazônia Legal e fortalece a redução das desigualdades regionais por meio de soluções adaptadas à realidade local. “A ampliação de acesso à energia elétrica nessas comunidades é uma importante marca na promoção de cidadania, educação, saúde e comunicação, além de criar condições para que o desenvolvimento chegue respeitando a cultura e o modo de vida dos povos indígenas. Essa é uma ação que une justiça social, sustentabilidade e presença efetiva do poder público nas regiões onde ele se faz mais necessário”, afirmou o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira. (MME Notícias)

Engie negocia fatia na hidrelétrica de Jirau e acordo de autoprodução

A Engie Brasil Energia avalia a aquisição de uma participação de 40% na hidrelétrica de Jirau (3.750 MW), atualmente detida por sua controladora, e contratou assessoria financeira para definir a estrutura mais adequada para a operação. O empreendimento está localizado no rio Madeira, em Rondônia. Em paralelo, a empresa fechou um contrato de autoprodução por equiparação de longo prazo com o grupo Penha, um dos principais fabricantes de embalagens de papelão ondulado do país. Em dezembro de 2025, o conselho de administração da Engie autorizou a adoção de medidas para avaliar a transferência de participação da usina da Engie Brasil Participações para a Engie Brasil Energia. O acordo intragrupo foi informado à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em março deste ano. Segundo reportagem da Bloomberg, a Engie Brasil Energia está estruturando, com apoio do Itaú BBA e do Santander Brasil, uma oferta de ações que pode chegar a R$ 10 bilhões. A operação, prevista para este ano e que pode contar com a participação de outras instituições financeiras, teria como principal objetivo financiar a aquisição na Jirau Energia. Em comunicado divulgado ao mercado na noite desta segunda-feira, 27 de abril, a Engie Brasil Energia informou que as análises estão sendo realizadas em conjunto com o Comitê Especial Independente para Transações com partes relacionadas. “Até o momento, não há qualquer decisão tomada quanto à realização de eventual operação, tampouco definição de seus termos e condições, os quais permanecem sujeitos à conclusão das análises internas, às aprovações societárias aplicáveis e às condições de mercado”, diz trecho do comunicado. (Megawhat)

Reajuste tarifário da Equatorial Alagoas fica em 5,42%

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou o reajuste tarifário anual da Equatorial Alagoas, com efeito médio de 5,43% a partir de 3 de maio de 2026. Para os consumidores atendidos em alta tensão, o aumento médio será de 7,80%, enquanto os de baixa tensão terão alta de 4,71%.  O resultado foi atenuado pela antecipação de recursos de Uso do Bem Público (UBP), que ajudou a conter a alta nas tarifas. A distribuidora incorporou ao processo a antecipação de R$ 147 milhões em UBP, com impacto de -4,93% no reajuste. Além da UBP, outros fatores contribuíram para reduzir o índice, como a quitação da Conta Escassez Hídrica (-4,14%) e a recomposição de diferimento tarifário (-5,95%).  Também houve alívio com a reversão de risco hidrológico (-1,99%). Do lado da alta, os financeiros vieram puxados pela Conta de Compensação de Valores (CVA), com impacto positivo de 4,68% em energia, além de efeitos em transporte (+1,70%) e encargos (+1,50%), refletindo diferenças entre custos estimados e realizados no ciclo anterior. Os encargos setoriais foram outro vetor relevante de pressão, com impacto de 2,09% no efeito médio, puxados principalmente pela CDE. Os custos de transmissão também avançaram, com alta de 15% e impacto de 1,51%. Já os custos com compra de energia contribuíram com 1,42%, refletindo mudanças no mix de contratação e aumento do custo médio da energia. (Megawhat)

Diretor-geral da Aneel nega recurso da Enel e mantém processo de caducidade

O diretor-geral da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), Sandoval Feitosa, negou o pedido da Enel Distribuição São Paulo para suspender os efeitos da decisão que abriu o processo administrativo que pode levar à caducidade da concessão da companhia na Região Metropolitana de São Paulo. A decisão foi tomada no âmbito do pedido de reconsideração apresentado pela distribuidora contra o Despacho nº 1.214/2026, que determinou a instauração do procedimento de caducidade e suspendeu a análise da renovação da concessão. Segundo o despacho, a qual a CNN teve acesso, o pedido foi conhecido, mas negado por ausência de “aparência do bom direito” e de “perigo na demora”. Na decisão, Feitosa afirma que a abertura do processo de caducidade não representa prejuízo à empresa, mas uma nova etapa procedimental, com renovação do contraditório e da ampla defesa. “A marcha processual não impõe gravame à distribuidora, pelo contrário, inaugura nova oportunidade para que a Recorrente exerça o contraditório e a ampla defesa”, escreveu. A Enel alegava que a decisão da Aneel produzia efeitos imediatos relevantes, ao instaurar o processo de caducidade e suspender a análise da renovação da concessão. A agência, porém, entendeu que o efeito suspensivo não teria utilidade prática, porque a renovação já está suspensa por decisão liminar em ação civil pública movida pelo Município de São Paulo. (CNN Brasil)

Enel restabelece energia de imóveis no centro de SP; concessionária culpa Sabesp

Mais de 6 mil imóveis na região central de São Paulo ficaram sem energia elétrica na manhã desta terça-feira, 29. Segundo a distribuidora de energia Enel, o problema teve relação com uma escavação da Sabesp na rua Itacolomi, perto da rua Higienópolis. Ruas como Paim, Frei Caneca e Augusta foram afetadas e ficaram sem energia durante a madrugada até o início da manhã. Ao todo, 6.800 clientes foram atingidos. Em nota, a concessionária informou que, por volta das 14h00, o serviço foi restabelecido para 100% dos clientes: “Equipes da distribuidora seguem atuando no local, com acompanhamento da Sabesp”. Já a Sabesp informou que enviou equipe ao local para verificar se o problema foi causado por ela. Em nota, a companhia afirmou que “tomará as medidas necessárias para solucioná-lo caso o problema seja de responsabilidade da empresa”. Um outro “apagão” afetou parte do centro em fevereiro. Um problema em uma instalação subterrânea da rua Paim foi responsável pela falta de energia elétrica que deixou 20 mil pessoas com instabilidade no abastecimento entre 4 e 7 de fevereiro. (Estadão)

Neoenergia vende 49% de sete ativos de transmissão em acordo com fundo da GIC

A Neoenergia anunciou nesta terça-feira (28) a expansão de sua parceria estratégica com a GIC (fundo soberano de Cingapura), por meio de um acordo com o fundo Unique Power, envolvendo uma participação de 49% em sete ativos de transmissão. O valor acordado é de R$ 2,4 bilhões, na data-base de 30 de setembro de 2025, sujeito aos ajustes usuais até a conclusão da transação. Os ativos contemplados são: Neoenergia Guanabara; Neoenergia Vale do Itajaí; Potiguar Sul; Neoenergia Morro do Chapéu; Neoenergia Estreito; Neoenergia Alto Paranaíba; e Neoenergia Paraíso. A operação representa o terceiro acordo entre as partes no segmento de transmissão, após a constituição da Neoenergia Transmissão. Também pelo acordo, a Neoenergia adquirirá 1% das ações ordinárias atualmente detidas pelo Unique Power na Neoenergia Transmissão. Em contrapartida, a Neoenergia venderá ao Unique Power 49% de novas ações da Neoenergia Transmissão, que serão emitidas devido ao aumento de capital a ser realizado pela Neoenergia. Como resultado da transação, a Neoenergia será titular de 51% do capital social total de Neoenergia Transmissão, passando a deter seu controle, que desde setembro de 2023 vinha sendo compartilhado com o Unique Power e a sua gestora Warrington. (Valor)

Tarifa da Neoenergia Pernambuco sobe 4,25% com alívio da UBP

O reajuste tarifário anual da Neoenergia Pernambuco foi aprovado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) com efeito médio de 4,25% a partir de 29 de abril de 2026, impactando cerca de 4,23 milhões de unidades consumidoras no estado. O resultado só não foi significativamente maior por conta da antecipação de recursos de Uso do Bem Público (UBP), que ajudou a conter a alta para os consumidores de baixa tensão. Para os consumidores atendidos na alta tensão, o aumento médio será de 7,19%, enquanto os da baixa tensão terão aumento médio de 3,41%. Sem a estimativa de repasse da UBP, o aumento médio das tarifas chegaria a 9,53%, mais que o dobro do índice homologado. A distribuidora incorporou ao processo a antecipação de R$ 411 milhões, refletindo diretamente ne modicidade tarifária no ciclo. Além da antecipação de UBP (-5,44%), outros fatores contribuíram para conter a alta na tarifa, como a devolução de créditos de PIS/Cofins aos consumidores (-5,44%) e a reversão de valores associados ao risco hidrológico (-2,25%). Ainda assim, houve também efeitos positivos dentro dos financeiros, principalmente ligados à Conta de Compensação de Valores (CVA), em +3,35%, que refletiu diferenças entre custos estimados e realizados em energia, transporte (+1,59%) e encargos ao longo do ciclo anterior (+1,73%). (Megawhat)

Lucro líquido da Iberdrola caiu 15%, para 1,71 bilhão de euros, no 1º trimestre

A Iberdrola elevou suas projeções para o ano todo após divulgar um lucro ajustado maior no primeiro trimestre, impulsionado pelo desempenho de sua unidade de redes. A empresa espanhola de energia elétrica afirmou nesta quarta-feira que agora espera um crescimento do lucro líquido ajustado superior a 8% neste ano, excluindo ganhos de capital com a venda de ativos, acima da projeção anterior de um aumento de cerca de 6%. Para 2025, a empresa reportou um lucro líquido ajustado de 6,23 bilhões de euros (US$ 7,30 bilhões). A Iberdrola afirmou que um sólido resultado no primeiro trimestre e a expectativa de um forte desempenho para o restante do ano impulsionaram a revisão para cima das projeções. A empresa disse que possui uma exposição mínima a commodities, já que repassa os custos aos clientes, e que não espera um impacto significativo no curto prazo devido à volatilidade nos mercados de combustíveis fósseis. No primeiro trimestre, a Iberdrola obteve um lucro líquido ajustado de 1,865 bilhão de euros, um aumento de 11% em relação ao ano anterior. A empresa afirmou que o desempenho de seu negócio de redes foi um fator-chave para os lucros ajustados. Em termos reportados, o lucro líquido da empresa caiu 15%, para 1,71 bilhão de euros. A receita caiu 4,5%, para 12,02 bilhões de euros. (Valor)

De saída do trading, Trinity diz que operação balanceada foi surpresa

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) incluiu a Trinity Energias Renováveis em regime de operação balanceada, em reunião realizada na última sexta-feira, 24 de abril. A empresa afirma ter sido surpreendida pela medida e diz que já vinha descontinuando sua atuação em trading de energia, em meio à piora das condições do mercado livre. “Fomos pegos de surpresa, não estava no nosso radar entrar em operação balanceada”, disse o CEO e fundador da Trinity, João Sanches, em entrevista à MegaWhat. Segundo ele, a companhia não registrou inadimplência nem problemas com contrapartes e atualmente mantém volume residual de operações no segmento. De acordo com Sanches, a decisão de reduzir a atuação em comercialização começou ainda em 2024, diante da sequência de defaults e da perda de liquidez no mercado. “O risco-retorno ficou desinteressante. A gente corria risco de contraparte sem ter visibilidade e com retorno baixo”, afirmou. Hoje, as operações de trading representam cerca de 5% do volume que a empresa mantinha em 2024 e devem ser praticamente encerradas até o fim de 2026. “A gente já vinha reduzindo bastante, com operações basicamente de ajuste de portfólio”, disse. A companhia agendou reunião com a CCEE para esta quarta-feira, para entender os fundamentos da decisão. Com a mudança de estratégia, a Trinity passou a concentrar seus investimentos em geração distribuída. Atualmente, a empresa possui cerca de 83 MW de capacidade instalada, sendo aproximadamente 70 MW em operação em projetos solares. (Megawhat)

Justiça manda CCEE manter contratos da Electra após ajustes por falta de garantias

A Electra Comercializadora de Energia obteve nova decisão judicial para preservar o registro e a contabilização de seus contratos já existentes na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), após a câmara fazer ajustes nos registros contratuais em razão do não aporte de garantias financeiras pela empresa. A decisão também suspendeu o processo de desligamento da comercializadora até completar 60 dias do ajuizamento da ação, mas manteve a Electra em Operação Balanceada. A decisão foi proferida na segunda-feira, 27 de abril, pela juíza Mariana Gluszcynski Fowler Gusso, da 1ª Vara Estadual de Falências e Recuperação Judicial de Curitiba. A magistrada deferiu parcialmente o pedido da Electra e determinou “a manutenção do registro e contabilização dos contratos já existentes”. Na semana passada, a Electra conseguiu uma cautelar para suspender execuções de dívida durante o período de mediação com contrapartes e impedir penalidades pelo não aporte de R$ 140 milhões em garantias na CCEE referentes às operações no mercado de energia do mês de março. Mesmo assim, a MegaWhat apurou que a CCEE passou a adotar medidas sobre os registros contratuais da comercializadora, por entender que a liminar impedia apenas a aplicação de penalidades, como multas e abertura do processo de desligamento, mas não afastava medidas operacionais relacionadas à contabilização e ao controle de exposição. A Electra alegou descumprimento da decisão anterior e voltou à Justiça pedindo a extensão da cautelar. A empresa também pediu a suspensão da Operação Balanceada, regime aprovado pela diretoria da CCEE na sexta-feira, 24 de abril, após o não aporte da garantia. (Megawhat)

Segurança energética e geopolítica abrem oportunidade para América Latina no mercado de GNL, diz CEO da Eneva

A busca por segurança energética em um cenário geopolítico cada vez mais conturbado abre oportunidades para países da América Latina se posicionarem como fornecedores de gás natural liquefeito (GNL) no mercado internacional, avalia Lino Cançado, CEO Eneva. Durante o CEO Talks nesta terça (28/4), na gas week 2026, o executivo observou que países e empresas tendem a buscar carteiras mais diversificadas de fornecimento, ao passo em que novos players devem começar a aparecer. Ele citou o exemplo da Argentina, que já tem dois navios de GNL sendo desenvolvidos no país. “Acho que vai ter uma diversificação maior das carteiras para você ficar menos dependente de um outro fornecedor numa zona que, desde antes de Jesus Cristo, está meio em conflito”, afirmou. Lino Cançado também defendeu a necessidade de desconcentração do mercado de gás no Brasil, atualmente dominado por um único agente com fatia de 70% a 80% do mercado. “Para quem estudou um pouco a economia, sabe que o mercado perfeito tem um número muito grande de agentes vendendo e um número muito grande de agentes comprando. Se você não tem isso, é difícil chamar de mercado”, afirmou. (Eixos)

Bahiagás lança chamada pública para contratação de gás natural e redes locais

A Bahiagás, segunda maior distribuidora do país em volume distribuído, lançou duas chamadas públicas para contratação de gás natural durante a arena gas match, na gas week 2026 em Brasília, nesta terça (28/4). A primeira chamada tem como objeto a aquisição de gás natural na modalidade firme, a partir de 1º de janeiro de 2027. As propostas comerciais iniciais não são vinculantes e servem para manifestação de interesse. A proposta definitiva, por sua vez, terá caráter vinculante e deverá ter validade até 31 de dezembro de 2026. O ponto de entrega será na rede da Transportadora Associada de Gás (TAG) ou em local que atenda os pontos de saída da Bahia. A segunda chamada pública é para redes locais nos municípios de Brumado (lote 1) e Juazeiro (lote 2). O objeto é a aquisição de gás natural ou biometano por meio de projeto estruturado, em conformidade com a Resolução nº 42/2024 da Agerba, órgão regulador baiano. A proposta deverá apresentar fórmula detalhada para cálculo da depreciação dos ativos e a opção de compra dos equipamentos pela distribuidora após o encerramento do contrato. (Eixos)

Cegás lança chamada pública para negociação de gás spot na plataforma Open Gás

A Cegás lançou uma chamada pública para negociação de gás natural na modalidade spot durante a arena gas match, na gas week 2026 em Brasília, nesta terça (28/4). A distribuidora utiliza a plataforma Open Gás para registrar, publicar e negociar transações spot com carregadores conectados à malha da Transportadora Associada de Gás (TAG). A companhia mantém 15 contratos flexíveis para negociações diárias na quantidade não contratada firme de seu portfólio. Segundo a empresa, a flexibilidade diária permite otimizar custos, gerar receita e garantir segurança ao suprimento dos clientes. A Cegás é a primeira distribuidora a operar simultaneamente como carregadora de transporte e comercializadora, além de ter vendido gás para um fornecedor (Galp), para outra distribuidora (Sergás) e para um transportador (TAG). A empresa também foi a primeira a injetar biometano diretamente na rede de distribuição, detendo o maior percentual de gás natural renovável injetado no Brasil e o segundo maior globalmente. (Eixos)

Gás do Povo teve 8,5 milhões de recargas, segundo MME

O programa Gás do Povo chegou a 8,5 milhões de recargas esta semana, anunciou o  Secretário de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia (MME), Renato Dutra, na gas week 2026, evento promovido pela agência eixos na terça-feira (28/4) em Brasília.  “Esse processo está em curva de crescimento exponencial”, afirmou. Sancionado em fevereiro, o Gás do Povo substitui o Vale-Gás e pretende beneficiar 15,5 milhões de famílias brasileiras com renda per capita de até meio salário-mínimo, garantindo carga 100% gratuita do botijão de 13 kg, retirada diretamente em revendas credenciadas.  O benefício está sendo implantado desde novembro. O orçamento de 2026 prevê R$ 4,7 bilhões para a política, valor 30,6% superior ao destinado no ano de 2025 (R$ 3,6 bilhões). A meta do governo é viabilizar cerca de 65 milhões de recargas por ano. Em março, o programa já atendia quase 15 milhões de famílias em todos os municípios do Brasil. (Eixos)

Veolia e White Martins avançam com joint venture para venda de biometano

Os grupos Veolia Serviços Ambientais Brasil e White Martins Gases Industriais avaliam a formação de uma joint venture para viabilizar a comercialização de biometano no Brasil. O biocombustível será produzido a partir do biogás gerado no aterro sanitário São Paulo Eco Park, em Guarulhos, ativo pertencente ao grupo Veolia. O aterro foi inaugurado em 2024 e tem capacidade de processar 10 toneladas de resíduos por hora. A parceria foi aprovada nesta terça-feira, 28 de abril, pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), mas ainda depende do aval da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A participação das empresas e o valor da operação não foram divulgados. Em manifestação ao Cade, as empresas justificaram a operação pela complementaridade de suas competências: de um lado, o grupo Veolia, conta com expertise em tratamento e destinação de resíduos sólidos, viabilizando a geração de biogás; de outro, a White Martins, com atuação na produção e comercialização de gases. Para as companhias, a parceria tende a fortalecer a atuação no mercado de biometano, segmento em que a Veolia ainda não atua e no qual a White Martins possui participação residual. (Megawhat)

Rejeitos viram insumo e nova fonte de receita

A reciclagem de resíduos é um dos nós que a mineração precisa desatar para construir operações cada vez mais sustentáveis. A partir desse cenário, empresas estão desenvolvendo soluções que elegem o reaproveitamento de rejeitos como prioridade. A ideia é encarar dois desafios do setor: o ambiental, com a redução de passivos e emissões; e o financeiro, por meio da geração de valor a partir do tratamento dos dejetos. Há opções para os mercados de alumínio, ferro e brita. Na New Wave, de soluções para o segmento minero-metalúrgico, o destaque é uma tecnologia baseada no uso de micro-ondas para o processamento de resíduos, especialmente da cadeia do alumínio. “O projeto mais avançado está sendo implementado na Wave Aluminium, uma das empresas do grupo, em Barcarena [PA]”, afirma o CEO Gustavo Emina. “Estamos construindo uma planta capaz de transformar resíduos de bauxita em ferro metálico de baixo carbono.” A unidade será instalada na Alunorte, refinaria de alumina da Hydro, com investimentos de R$ 250 milhões. O início da operação está previsto para o último trimestre de 2026. De acordo com o executivo, a tecnologia de micro-ondas é usada para “separar” os componentes dos resíduos. “Depois desse processo, os minerais são transformados em novos produtos industriais [como ferro metálico e sílica, para a indústria de construção civil].” Emina, que fundou a empresa em 2019 em parceria com a gestora de investimentos Lorinvest, argumenta que a inovação é eficiente em custo, escala e proteção ambiental. “É possível produzir ferro metálico a um custo entre US$ 200 e US$ 250 por tonelada, um valor que se encontra no primeiro quartil praticado no mercado para produtos similares”, afirma. (Valor)

Complexo eólico da EDP recebe registro para produção independente

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) autorizou a implantação e exploração das eólicas Asas de Zabelê I a Asas de Zabelê VII, somando 279 MW, sob o regime de Produção Independente de Energia Elétrica (PIE). O aval foi dado à EDP Renováveis Brasil e à DGE Soluções Renováveis, que atuação no desenvolvimento e na estruturação de projetos de energia renovável no Brasil. O produtor independente de energia é a pessoa jurídica ou conjunto de empresas reunidas em consórcio que recebem concessão ou autorização da Aneel para produzir energia elétrica. A produção pode ser destinada ao comércio de toda ou de parte da energia produzida. O produtor independente de energia é a pessoa jurídica ou conjunto de empresas reunidas em consórcio que recebem concessão ou autorização da Aneel para produzir energia elétrica. A produção pode ser destinada ao comércio de toda ou de parte da energia produzida. (Megawhat)

Lucro da Nordex aumenta sete vezes no 1º tri e supera ritmo de vendas

O grupo Nordex divulgou lucro de 53,6 milhões de euros no primeiro trimestre de 2026, quase sete vezes mais do que o resultado de 7,9 milhões de euros registrados um ano antes. O aumento no lucro ocorreu de forma mais acelerada do que as vendas da empresa, que foram de 1,6 bilhão de euros no primeiro trimestre de 2026, com aumento de 10,6% na base anual. Do total de vendas, 1,4 bilhão de euros veio na rubrica de novos projetos, e 218 milhões de euros foram vendidos em serviços. As vendas de novos projetos aumentaram 10,7% em um ano, e as vendas de serviços aumentaram 10,6% no período. O Ebitda (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização, na sigla em inglês) do primeiro trimestre de 2026 aumentou substancialmente em 64,3%, atingindo 130,7 milhões de euros. No primeiro trimestre de 2026, a Nordex entregou produção de 1.494 MW em turbinas, com aumento de 23,5% em comparação com o ano anterior. Em relação a pás, a produção foi de 1.172 unidades entre janeiro e março deste ano, com ligeira redução frente às 1.188 unidades no ano passado. O grupo conta ter instalado 227 turbinas eólicas em 14 países, totalizando 1.155 MW no primeiro trimestre de 2026. Os montantes representam aumento em relação ao mesmo período de 2025, quando foram instaladas 180 turbinas eólicas em 12 países, com uma produção total de 1.046 MW.  (Megawhat)

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