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 06 de Julho
Destaques: (i) ONS e EPE divulgam nota técnica com a metodologia, premissas e critérios para os Leilões de Reserva de Capacidade (LRCAP) de 2026 – Armazenamento Nacional e Armazenamento (ONS Notícias); (ii) G2ª etapa do leilão de transmissão tem deságio médio de 53,21% e Axia leva três lotes (Megawhat); e (iii) Área técnica da Aneel defende processo de caducidade da Enel SP (CNN Brasil)
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) divulga Nota Técnica conjunta com a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) (NT-ONS DPL 0057/2026 / EPE-DEE-RE-067/2026-r0). O documento apresenta a metodologia, as premissas e os critérios a serem adotados para a definição da Capacidade Remanescente do SIN para escoamento associada à conexão de novos Sistemas de Armazenamento de Energia em Baterias na Rede Básica, Demais Instalações de Transmissão (DIT) e Instalação de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para Conexão Compartilhada (ICG), no âmbito dos leilões denominados “Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência, por meio de novos sistemas de armazenamento de energia em baterias – SAEs com conteúdo nacional, de 2026 – LRCAP de 2026 Armazenamento Nacional” e “Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência, por meio de novos sistemas de armazenamento de energia em baterias – SAEs, de 2026 – LRCAP de 2026 – Armazenamento”, conforme estabelecido nas Portarias nº 444/GM/MME/2016 e nº 136/MME/2026. A divulgação dessa Nota Técnica segue os procedimentos determinados pelo § 2º do art. 3º da Portaria MME nº 444/GM/MME/2016. Assim, o documento, aprovado pelo Ministério de Minas e Energia (MME), encontra-se disponível nos portais oficiais do ONS e da EPE. Para acessar a nota, clique aqui. (ONS Notícias)
2ª etapa do leilão de transmissão tem deságio médio de 53,21% e Axia leva três lotes
A segunda etapa do Leilão de Transmissão nº 1/2026 terminou nesta sexta-feira, 3 de julho, com deságio médio de 53,21% e vitória da Axia Energia Sul em três dos quatro lotes licitados. O lote 7, de maior porte entre os ofertados nesta fase, ficou com o Consórcio Olympus XX, da Alupar. Com isso, o deságio médio de todo o leilão, somadas as sessões de março e julho, ficou em 51,58%. Nesta segunda sessão, a Aneel ofertou os lotes 7 a 10, com investimentos estimados em R$ 1,8 bilhão, 61 quilômetros de linhas de transmissão e 2.400 MVA em capacidade de transformação. O certame foi realizado na B3, em São Paulo. Na primeira etapa, realizada em 27 de março, haviam sido contratados os lotes 1 a 5, com R$ 3,354 bilhões em investimentos e deságio médio de 50,69%. O lote 7 foi vencido pelo Consórcio Olympus XX, da Alupar, com RAP ofertada de R$ 96,72 milhões e deságio de 52%. A Axia Energia Sul venceu os lotes 8, 9 e 10. No lote 8, a proposta foi de R$ 10,836 milhões, com deságio de 59,04%. No lote 9, a RAP ofertada foi de R$ 16,213 milhões, com deságio de 57,24%. No lote 10, a empresa apresentou RAP de R$ 23,7 milhões, com deságio de 51,84%. Pelos valores informados para os vencedores desta sexta-feira, a RAP somada da segunda etapa ficou em R$ 147,469 milhões, ante RAP máxima de R$ 315,186 milhões para os quatro lotes. Isso levou o deságio médio desta fase a 53,21%. Com a soma das duas etapas, a RAP contratada total do Leilão nº 1/2026 chegou a R$ 433,665 milhões, frente a uma RAP máxima combinada de R$ 895,625 milhões. Por essa conta, o deságio médio consolidado do certame ficou em 51,58%. (Megawhat)
Área técnica da Aneel defende processo de caducidade da Enel SP
A área técnica da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) recomendou a manutenção do processo de caducidade da Enel Distribuição São Paulo após analisar o pedido de reconsideração da companhia. Segundo nota técnica da agência, as alegações foram amplamente analisadas e concluiu-se que os argumentos da Enel não derrubam as evidências de descumprimento do contrato de fornecimento de energia. Os recursos da Enel sustentavam que a decisão de instaurar o processo de caducidade teria se apoiado em equívocos metodológicos e inconsistências na medição da recomposição do fornecimento de energia após o temporal de dezembro de 2025, o que, segundo a empresa, comprometeria a motivação da Aneel e a validade da instauração do processo. Em nota, a Enel reafirmou sua discordância em relação à nota técnica da Aneel. “A companhia seguirá atuando de forma transparente e colaborativa para demonstrar, em todas as instâncias competentes, o cumprimento integral das metas estabelecidas em contrato e no plano de melhoria apresentado ao regulador em 2024”, diz a empresa. “A distribuidora mantém plena confiança nos fundamentos técnicos e legais que orientam sua atuação no País e reitera seu compromisso com a qualidade do serviço prestado a seus mais de 8,5 milhões de clientes na Grande São Paulo.” Segundo a companhia, a análise da Aneel representa uma etapa desse processo de caducidade e permanece à disposição da Aneel, do Ministério de Minas e Energia e de todos os órgãos competentes para colaborar com os esclarecimentos necessários. “Os avanços operacionais recentes e os investimentos realizados refletem o compromisso permanente e de longo prazo da companhia com todos os consumidores da Grande São Paulo”, diz a Enel. (CNN Brasil)
Aneel orienta manutenção de processo de caducidade da Enel SP
A SFT (Superintendência de Fiscalização Técnica) da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) recomendou na 3ª feira (30.jun.2026) a rejeição do pedido de reconsideração apresentado pela Enel SP. Com a decisão, a área técnica orienta a continuidade do processo administrativo que pode levar à caducidade, ou seja, ao cancelamento do contrato de concessão da distribuidora paulista. A manifestação da agência responde à defesa da concessionária em relação à sua atuação depois do apagão do dia 10.dez.2025. Naquela data, um evento climático deixou cerca de 4,2 milhões de unidades consumidoras sem energia, chegando a aproximadamente 2 milhões de clientes desconectados simultaneamente. Um dos principais pontos de conflito entre a Enel SP e a agência reguladora é o cálculo sobre a velocidade de restabelecimento do serviço. A concessionária de energia alegou que houve um erro material por parte da Aneel e afirmou ter religado 80,2% dos clientes em até 24 horas depois do evento de dezembro de 2025. A área técnica da agência rebateu o argumento, ao explicar que as metodologias usadas são apenas diferentes, e não configuram erro. A Aneel avalia o percentual a partir do pico simultâneo de interrupções, método pelo qual o índice de restabelecimento da Enel SP cai para 67% no mesmo período. De acordo com o documento, mesmo se a métrica defendida pela própria empresa fosse aplicada, o desempenho dela ainda seria menor em comparação com outras distribuidoras. A agência detalhou falhas práticas na operação de contingência da concessionária durante o apagão. Os fiscais em campo constataram que houve baixa produtividade na recomposição do serviço, com uma média de apenas 2,82 ocorrências solucionadas por equipe. (Poder 360)
As baterias serão a nova dependência geopolítica do Brasil
O Brasil decidiu incorporar baterias à sua política energética antes de construir uma política nacional para elas. Essa contradição é profunda: o país incentiva a adoção da tecnologia sem que exista uma estratégia integrada para segurança, cadeia produtiva, reciclagem, autonomia tecnológica e impactos industriais e ambientais. Em outras palavras, promove-se o consumo daquele equipamento antes da construção da infraestrutura regulatória, industrial e ambiental que lhe dará sustentação nas próximas décadas. Essa discussão tornou-se ainda mais relevante porque, nos últimos anos, as baterias deixaram de ser um simples dispositivo de armazenamento de energia para se transformar em um ativo estratégico do século 21. Elas estão presentes na expansão dos veículos elétricos, na estabilização das redes elétricas, na crescente digitalização da economia e, mais recentemente, passaram a ocupar papel central nas políticas nacionais de armazenamento para parques solares e eólicos, além dos datacenters, que servem à extraordinária demanda da inteligência artificial. Entretanto, essa não é uma preocupação exclusivamente brasileira, conforme podemos ver, ilustrativamente, a disparada de seu uso em veículos nos últimos anos em alguns países na figura 1. No entanto, em praticamente todo o mundo, a rápida expansão das baterias trouxe novos desafios, sendo o principal deles a segurança. Incêndios em baterias de íons de lítio apresentam características muito diferentes das queimas convencionais. (Poder 360)
LRCap de baterias deve concentrar demanda em conteúdo local, avalia ISA Energia
A ISA Energia, que já opera um sistema de armazenamento de energia de 30 MW de potência no estado de São Paulo, estuda novos projetos do tipo nos leilões de reserva de capacidade na forma de potência (LRCap) de baterias, previstos para dezembro deste ano. O primeiro certame será restrito a projetos com conteúdo local, que tendem a ser mais caros, mas podem estimulam a indústria nacional. Já o segundo receberá projetos com equipamentos e serviços de qualquer origem. O volume total contratado só deve ser divulgado durante os certames. Para a ISA Energia, o primeiro leilão tende a ser mais interessante porque deve concentrar mais oportunidades. “Parece ter mais chances porque, como você não sabe quanta potência finalmente será leiloada, pode ser que tudo fique no leilão 1, e já não fique nada, ou fique pouco, para o leilão 2”, disse o diretor-executivo de Projetos da Isa Energia Brasil, Dayron Urrego. “Não sabemos o que vai acontecer, então temos que estudar os dois”, complementou. Urrego também comentou o formato de contratação das baterias, por receita fixa atrelada à disponibilidade, sem a possibilidade de outros serviços, como arbitragem de preços. “A arbitragem poderia ser uma fonte de receita, mas também traz um risco para o empreendimento. Na minha opinião, e acho que de forma geral a opinião das transmissoras, esse modelo [disponibilidade] é melhor porque tira esse risco da arbitragem”, disse. O diretor da ISA Energia falou com jornalistas nesta quinta-feira, 2 de julho, durante a cerimônia de energização do projeto de transmissão Piraquê, localizado entre Minas Gerais e Espírito Santo. (Megawhat)
ISA Energia busca “reforço de carga” e avalia follow on de R$ 650 milhões
Empresa de transmissão de energia, a ISA Energia anunciou na manhã desta sexta-feira, 3 de julho, que está avaliando a possibilidade de realizar uma oferta pública subsequente de distribuição primária de ações preferenciais de usa emissão, que pode movimentar cerca de R$ 650 milhões. Em fato relevante, a companhia informou que contratou o BTG Pactual como assessor financeiro para o potencial follow on. E que, caso a oferta seja concretizada, os acionistas da companhia terão prioridade para subscrição das ações objeto da oferta, nos termos da regulamentação aplicável. Segundo a empresa, a ISA Capital, sua controladora, manifestou a intenção de subscrever ações equivalentes a, no máximo, sua participação de 35,81% na companhia no âmbito de uma eventual oferta. Como parte desse processo, a empresa convocou uma Assembleia Geral Extraordinária, a ser realizada no próximo dia 24 de julho, a fim de deliberar sobre a alteração e a consolidação do estatuto social da companhia, o que vai envolver alterações de artigos para preparar o terreno para a potencial oferta. A ISA Energia ressaltou ainda que não há qualquer decisão formal acerca da oferta, bem como sobre seus termos e condições. E que o processo está sujeito, entre outros fatores, a condições do mercado de capitais brasileiro e do exterior. Responsável por 30% do sistema de transmissão no Brasil e de 95% em São Paulo, a ISA Energia tem investido para ampliar suas operações. Nessa direção, um dos projetos recentes foi o aporte de R$ 1,1 bilhão no maior projeto de linha de transmissão subterrânea do País. (Neo Feed)
Conexão de data centers à rede demanda avaliação caso a caso, diz MME
Com 8,8 GW de data centers em construção em São Paulo com prazo de construção mais breve do que a infraestrutura de energia necessária para seu funcionamento, o Ministério de Minas e Energia (MME) avalia que a conduta para o gargalo deve ser feita caso a caso, considerando também as localizações solicitadas para cada empreendimento. “Temos feito muitas interações com os órgãos que fazem parte da governança do setor para entender mais adequadamente a melhor solução para cada uma dessas regiões. Por haver essa concentração, a necessidade de energia elétrica chegando em cada uma delas vai ser diferente”, disse a secretária de Transição Energética e Sustentabilidade da pasta, Mariana Espécie. Ela indicou que a experiência internacional aponta diferentes tipos de regulação para data centers, justamente em função do grande volume de energia que eles demandam da rede, o que requer altos investimentos. “A gente tem visto no mundo vários modelos regulatórios diferentes sendo desenhados. Tem país que tem falado: olha, fica por sua conta em risco, você gera sua energia, não repassa esse custo para o consumidor, porque se você retira isso da rede elétrica, alguém vai ter que pagar essa conta”, indicou. Segundo ela, o MME e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) têm feito avaliações caso a caso, ponderando a rede existente, a expansão prevista e a necessidade de cada projeto de data center, incluindo o prazo para operação dos projetos. “A gente tem olhado para isso com muita atenção, tentando encontrar as alternativas sempre que possível”, complementou. (Megawhat)
ONS indica afluências acima da Média de Longo Termo na região Sul, com 155%
O boletim do Programa Mensal da Operação (PMO) para a semana operativa de 4 a 10 de julho indica melhora nas projeções de Energia Natural Afluente (ENA) para o fim do mês em três subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). O destaque permanece com a região Sul, cuja previsão alcança 155% da Média de Longo Termo (MLT), o maior percentual entre os subsistemas. No Sudeste/Centro-Oeste, a projeção também avançou e chegou a 97% da MLT. Em comparação com a semana anterior, as estimativas para o fechamento de julho passaram de 151% para 155% da MLT no Sul, de 96% para 97% da MLT no Sudeste/Centro-Oeste e de 63% para 64% da MLT no Norte. Já o Nordeste apresenta previsão de 62% da MLT. “As projeções de afluências para o final de julho indicam melhora em alguns subsistemas em comparação com a semana passada. Contudo, seguiremos atentos à evolução dos cenários ao longo do mês. O ONS mantém o acompanhamento permanente das condições de operação para assegurar a segurança e a confiabilidade do SIN”, explica o diretor-geral do ONS, Marcio Rea. Já os percentuais de Energia Armazenada (EAR) apontam o subsistema Norte com a maior projeção: 94,3%. Na sequência, vem a região Sul, com 86,9%; a Nordeste, com 83,6%; e a Sudeste/Centro-Oeste, com 65,6%. (ONS Notícias)
Abdib: setor elétrico vive excesso de investimento privado mal direcionado
O setor elétrico brasileiro deixou para trás o problema da escassez de investimentos privados e passou a enfrentar um novo desafio: o excesso de capital mal direcionado a segmentos que já não necessitam de incentivos. A avaliação é do presidente da Abdib (Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústrias de Base), Venilton Tadini em entrevista ao programa Conexão Infra, da CNN. Segundo ele, a expansão acelerada de fontes como a solar e a eólica, impulsionada por subsídios, acabou gerando um desequilíbrio entre oferta e demanda de energia. “No passado, a grande questão era a falta de investimentos privados. O que estamos vivendo hoje no setor elétrico é o excesso do investimento privado mal direcionado justamente pelos sinais negativos de excesso de subsídios em segmentos que não necessitam mais, como energia solar e eólica”, disse. Na avaliação de Tadini, o atual modelo de incentivos estimulou investimentos que foram importantes no passado, mas hoje não fazem mais sentido, pois estão acima da necessidade do sistema, contribuindo para uma sobreoferta de energia e para o aumento dos custos do setor. Dados da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) mostram que, em 2025, os consumidores desembolsaram R$ 58,4 bilhões por meio da CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), fundo que reúne diversos subsídios do setor elétrico e é custeado pelos consumidores por meio das tarifas de energia. Tadini também criticou o modelo de subsídios cruzados do setor elétrico. Segundo ele, parte dos incentivos concedidos à geração distribuída solar acaba sendo financiada por consumidores que não possuem painéis fotovoltaicos, especialmente os de menor renda. “Quem se beneficia da energia solar é subsidiado pelo consumidor de menor renda”, afirmou, ao defender uma revisão dos mecanismos de subsídios. (CNN Brasil)
A não incidência do ICMS sobre a energia elétrica compensada
A crescente expansão da microgeração e da minigeração distribuída no Brasil impôs ao Direito Tributário novos desafios interpretativos. O modelo tradicional do setor elétrico, historicamente estruturado a partir de uma lógica centralizada de geração, transmissão, distribuição e consumo, passou a conviver com arranjos descentralizados, nos quais o consumidor também pode produzir energia elétrica, injetar excedentes na rede de distribuição e compensá-los posteriormente por meio de créditos. Esse novo desenho regulatório altera significativamente a compreensão clássica da relação entre consumidor e distribuidora. No modelo convencional, o consumidor adquire energia elétrica integralmente fornecida pela distribuidora ou por agente comercializador, conforme o ambiente de contratação. No Sistema de Compensação de Energia Elétrica — SCEE, entretanto, parte da energia consumida pode ser abatida por créditos decorrentes da energia previamente injetada na rede pela própria unidade consumidora ou por empreendimento vinculado a modalidade regulatória admitida em lei. A Lei nº 14.300/2022 instituiu o marco legal da microgeração e minigeração distribuída, disciplinando o SCEE, o Programa de Energia Renovável Social e as modalidades de participação dos consumidores no sistema de compensação.[1] A ANEEL, por sua vez, consolidou as regras de prestação do serviço público de distribuição por meio da Resolução Normativa nº 1.000/2021, posteriormente alterada para adequação ao marco legal da geração distribuída.[2] Nesse contexto, surge a controvérsia central deste estudo: a energia elétrica compensada no SCEE deve integrar a base de cálculo do ICMS? A resposta exige análise conjunta da Constituição Federal, da legislação tributária, da regulação setorial e da natureza jurídica dos créditos de energia. (Canal Solar)
Não faz sentido renovar subsídio ao carvão mineral
É um paradoxo que o Brasil, país onde 88% da eletricidade é gerada por fontes renováveis — um dos percentuais mais altos do planeta —, ainda mantenha em sua matriz energética usinas térmicas a carvão mineral, que estão entre os maiores emissores de gases de efeito estufa. Embora respondam por algo como 1,4% da geração no país, elas custaram no ano passado R$ 1,22 bilhão em subsídios. Para piorar, um Projeto de Lei (PL) que tramita no Congresso, dos deputados Afonso Hamm (PP-RS) e Lucas Redecker (PSDB-RS), pretende estender tais subsídios até 2050, sob a alegação de que as usinas são um instrumento de segurança energética e econômica nas regiões carboníferas do Sul do país. O debate do PL dá ao Brasil a oportunidade de fazer exatamente o contrário: tornar ainda mais limpa sua matriz energética e reduzir parte dos pesados subsídios pagos pela população na conta de luz. Se deseja ser referência na transição energética, o país tem de abandonar o uso de carvão. A capacidade de planejamento que caracteriza o setor elétrico deve ser usada para redução paulatina dele na geração elétrica, como têm feito regiões bem mais dependentes do mineral, em especial China ou União Europeia. O último relatório do Global Energy Monitor informa que, apesar de a capacidade instalada global das térmicas a carvão ter subido 3,5% em 2025, a geração a partir dessa fonte caiu 0,6%. No Brasil, em contrapartida, cresceu 16,8% em 2024, ante crescimento de 11,4% das térmicas como um todo. Na China e na Índia, onde se concentra o crescimento na demanda por eletricidade no planeta, ela tem sido suprida por energia solar e eólica. Sem contar os Estados Unidos de Donald Trump, em todos os demais países houve queda na geração por carvão mineral. (O Globo)
Brasil foi o terceiro país que mais economizou com a substituição de fósseis por renováveis em 2025
O Brasil foi o terceiro país do mundo que mais economizou com a substituição de combustíveis fósseis por fontes renováveis em 2025, segundo relatório divulgado pela IRENA (Agência Internacional de Energia Renovável) nesta quinta-feira (3). Os números reforçam a força do mercado brasileiro de energias renováveis, mesmo em meio ao aumento dos episódios de curtailment e ao avanço dos debates relacionados à inversão de fluxo nas redes de distribuição. Segundo o levantamento, a geração renovável instalada no país evitou gastos estimados em US$ 32 bilhões com a compra de combustíveis fósseis ao longo do ano passado. O Brasil ficou atrás apenas da China, que registrou economia de US$ 177 bilhões, e dos Estados Unidos, com US$ 35 bilhões. Na sequência aparecem Índia e Alemanha, ambas com US$ 18 bilhões, além do Japão, com US$ 15 bilhões. No cenário global, a capacidade renovável instalada evitou gastos estimados em US$ 480 bilhões com combustíveis fósseis em 2025. O relatório da Agência destaca ainda que os benefícios das energias renováveis já ultrapassam a simples redução dos custos de geração e passaram a representar também uma ferramenta de segurança energética e proteção contra choques geopolíticos. Segundo a entidade, essas vantagens ficaram ainda mais evidentes no início deste ano, durante a crise energética provocada pelo fechamento temporário do Estreito de Ormuz, evento que elevou significativamente os preços internacionais de gás e petróleo. “Para os países que ainda dependem fortemente de combustíveis fósseis, cada megawatt adicional de energias renováveis fortalece a proteção econômica contra a volatilidade dos preços dos combustíveis, protegendo consumidores, empresas e finanças públicas de custos mais elevados”, disse Francesco La Camera, Diretor-Geral da IRENA. (Canal Solar)
ONS emite sinal amarelo para cortes de pequenos geradores no dia de jogo do Brasil
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) emitiu sinal amarelo para o dia 5 de julho, quando a seleção brasileira enfrenta a Noruega pelas oitavas de final da Copa do Mundo, às 17h. O alerta indica previsão de excesso de geração de energia no sistema. Com a expectativa de baixo consumo durante o dia, aumenta o risco de necessidade de cortes na geração de usinas conectadas diretamente à rede de distribuição, em razão do desequilíbrio entre oferta e demanda de energia. O jogo da seleção brasileira, por sua vez, terá início no horário em que a carga líquida começa a subir normalmente, por conta do fim da geração solar fotovoltaica, o que envolve desafios na gestão da rampa de carga do dia. A medida, se confirmada, busca evitar desequilíbrios no Sistema Interligado Nacional (SIN), diante da combinação de carga reduzida, alta geração de micro e minigeração distribuída (MMGD) e condições meteorológicas favoráveis. Os cortes, previstos no Plano Emergencial de Gestão de Excedentes de Energia na Rede de Distribuição, são direcionados a usinas Tipo III, conectadas diretamente às redes de distribuição, sem despacho centralizado, como pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), usinas a biomassa e pequenos parques solares e eólicos. (Megawhat)
Ferramenta para térmicas na ponta ainda não cabe no Dessem, dizem ONS e CCEE
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) informaram ao Ministério de Minas e Energia (MME) que não recomendam, neste momento, a incorporação ao modelo Dessem das ofertas de operação diferenciada de usinas termelétricas para atendimento de potência no Sistema Interligado Nacional (SIN). O mecanismo foi estabelecido pela Portaria MME 88/2024. A avaliação foi feita em um ofício enviado ao ministério no fim de junho, assinado por Marcio Rea, diretor-geral do ONS, e por Ricardo Simabuku, diretor-presidente interino da CCEE. A MegaWhat teve acesso ao documento, endereçado ao secretário-executivo nacional de Energia Elétrica do MME, Gustavo Ataíde, com cópia ao secretário João Daniel Cascalho. Publicada em outubro de 2024, a Portaria 88 criou um instrumento que permite a térmicas em operação comercial, despachadas de forma centralizada e disponíveis ao SIN, ofertar ao ONS condições diferenciadas para atendimento de potência. A norma trata esses recursos como adicionais ao operador, com foco na segurança do suprimento e na minimização do custo total de operação do sistema. Ficam fora do mecanismo as térmicas que já iniciaram suprimento em contratos de potência de reserva de capacidade. A condição diferenciada permite que a térmica ofereça parâmetros distintos dos usados normalmente nos processos de otimização energética, formação de preço e contratos vigentes. A portaria exige que esses parâmetros sejam mais flexíveis, sob a ótica sistêmica, do que os declarados anualmente para a Programação Diária da Operação. A oferta se dá por meio de preço, em reais por megawatt-hora, e de quantidade de produtos de potência. (Megawhat)
Mercado livre de energia em tensão: há espaço para reequilíbrio contratual?
O mercado livre de energia elétrica no Brasil consolidou-se como uma das mais relevantes transformações do setor nas últimas décadas. Deixou de ser um ambiente restrito a grandes consumidores industriais para assumir papel estratégico na gestão empresarial e pública, especialmente após a abertura do Ambiente de Contratação Livre (ACL) para consumidores de média e alta tensão a partir de janeiro de 2024. Energia, nesse contexto, deixou de ser mero insumo operacional e passou a representar variável central de planejamento financeiro, competitividade, sustentabilidade e gestão de risco. Esse avanço é evidenciado pelos números oficiais. Em 2025, o mercado livre registrou a entrada de mais de 21,7 mil novos consumidores, alcançando cerca de 85 mil participantes e representando aproximadamente 43% do consumo nacional de energia elétrica. O balanço setorial da CCEE referente a 2025 também registra que o ACL superou a marca de 40% de participação no consumo total de energia do país, atingindo cerca de 42%, em linha com a tendência de crescimento observada desde 2021. A expansão não foi apenas quantitativa. O setor privado passou a incorporar o ACL como instrumento de estratégia empresarial em indústrias, redes varejistas, shopping centers, hospitais, supermercados, data centers, portos, aeroportos, grupos de infraestrutura e companhias com múltiplas unidades consumidoras. Em paralelo, estatais estaduais e federais, especialmente em atividades intensivas em energia, como saneamento, mobilidade, logística e serviços urbanos, passaram a estruturar contratações no mercado livre em busca de eficiência econômica e previsibilidade de custos. (Megawhat)
Quase um sexto da energia injetada na rede foi perdida ou furtada no ano passado, diz ANEEL
As perdas de energia elétrica continuam representando um dos maiores desafios para o setor elétrico brasileiro, mostram dados apresentados pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) nesta quinta-feira (2). Os números revelam que cerca de 14,3% de toda a energia injetada nas redes de distribuição no ano passado não chegou ao consumidor final, seja por razões inevitáveis ao funcionamento do sistema, seja por furtos, fraudes e outras irregularidades. Desse total, 7,2% correspondem às perdas técnicas, enquanto 7,1% são perdas não técnicas, conhecidas popularmente como “gatos”. Embora tenham praticamente o mesmo peso em volume de energia, as duas categorias possuem causas e tratamentos bastante diferentes, uma vez que nem toda energia gerada consegue chegar integralmente aos consumidores. Durante o transporte pelas linhas de transmissão, a passagem pelos transformadores e o processo de medição, uma parcela da eletricidade é naturalmente dissipada em razão das próprias leis da física. Essas são as chamadas perdas técnicas, presentes em qualquer sistema elétrico do mundo. Em 2025, elas representaram cerca de 45,2 TWh – o equivalente a 7,2% da energia injetada nas redes de distribuição. Na Rede Básica, responsável pela transmissão de energia em alta tensão entre as usinas e os centros consumidores, essas perdas corresponderam a aproximadamente 2,04% da energia gerada. O custo associado é dividido igualmente entre geradores (50%) e consumidores (50%), e é considerado anualmente nos processos tarifários. Segundo os cálculos realizados com base no preço médio da energia utilizado nas tarifas de 2025, as perdas técnicas nas redes de distribuição representaram um custo aproximado de R$ 11,7 bilhões, sem considerar tributos. Já o reconhecimento tarifário das perdas na Rede Básica somou cerca de R$ 1,5 bilhão. (Canal Solar)
Light registra mais de 28 mil casos de fraude e furto de energia em 2026
A Light registrou 28.193 casos de furto de energia e outras fraudes na rede de distribuição entre janeiro e junho deste ano. O balanço divulgado pela concessionária mostra que, somente em junho, foram identificadas 5.326 irregularidades em imóveis residenciais e comerciais. As ações de fiscalização ocorreram em diferentes municípios da área de concessão da empresa e tiveram como foco ligações clandestinas, desvios de energia e adulterações em medidores de consumo. Mercados, restaurantes e outros estabelecimentos de grande porte também foram alvos das operações. Segundo a companhia, as equipes atuaram em 251 pontos considerados prioritários ao longo do semestre, com maior volume de energia recuperada na Zona Oeste do Rio e na Baixada Fluminense. Ao todo, foram recuperados 4,4 gigawatts-hora (GWh) de energia, quantidade que, de acordo com a empresa, seria suficiente para abastecer cerca de 22 mil residências durante um mês. A Light estima que o volume recuperado represente aproximadamente R$ 7,7 milhões. As fiscalizações também tiveram desdobramentos na área de segurança pública. De janeiro a junho, foram registrados 155 boletins de ocorrência, 145 pessoas foram conduzidas para prestar depoimento e 98 acabaram presas em flagrante. As operações contaram com apoio das polícias Civil e Militar e do Proeis (Programa Estadual de Integração na Segurança). A concessionária afirma que o furto de energia provoca perdas estimadas em R$ 1,3 bilhão por ano. Segundo a empresa, cerca de 36% dos clientes em sua área de atuação mantêm algum tipo de irregularidade no consumo de energia, situação que pode provocar sobrecarga na rede elétrica e interrupções no fornecimento. (CNN Brasil)
Nova linha da ISA Energia abre espaço para mais 6 GW no Norte de Minas
Com mais de mil quilômetros de linhas de transmissão, o projeto Piraquê, da ISA Energia, poderá abrir mais 6 GW de escoamento de energia, conectando o Norte de Minas Gerais, uma das regiões de maior geração fotovoltaica do país, à região de Governador Valadares, de onde pode ser direcionada a outros grandes centros consumidores. Há, ainda, um trecho de linhas no Espírito Santo. Dos 6 GW de capacidade total, cerca de 2 GW já estão em operação, disse o diretor-executivo de Projetos da ISA Energia Brasil, Dayron Urrego. Os outros 4 GW devem ser de novos projetos na região. “O empreendimento, como foi proposto pela EPE [Empresa de Pesquisa Energética], considera outros empreendimentos que se conectam”, explicou. “Vai ajudar a escoar o que já existe, diminuindo restrições, e vai permitir geração nova”, disse o executivo. Durante a cerimônia de energização do projeto, realizada em Janaúba nesta quinta-feira, 2 de julho, a secretária de Transição Energética e Planejamento do Ministério de Minas e Energia (MME), Mariana Espécie, avaliou que Piraquê colabora com a confiabilidade do suprimento e com o gerenciamento de recursos disponíveis pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), reduzindo os cortes na geração renovável. Para Espécie, o fato de quase 70% da nova margem de escoamento se dedicar a energia nova não é um problema. “Essa energia que está entrando no sistema é sim importante e está alinhada ao que a gente tem de perspectiva de crescimento mesmo da nossa matriz elétrica”, declarou. (Megawhat)
Como a energia elétrica é transportada pelo Brasil
As linhas de transmissão são estruturas utilizadas para transportar a energia elétrica gerada nas usinas até as subestações e, posteriormente, aos sistemas de distribuição. Como as fontes de geração estão localizadas em diferentes regiões do país, essas instalações conectam os pontos de produção e de consumo de energia. A transmissão de energia ocorre em alta tensão, o que reduz as perdas elétricas e permite o transporte por longas distâncias. Após percorrer as linhas de transmissão, a energia chega às subestações, onde a tensão é reduzida, para que possa ser distribuída de forma segura aos consumidores. Para definir o trajeto de uma linha de transmissão, são realizados estudos técnicos, ambientais, econômicos e sociais. Entre os aspectos avaliados, estão o relevo, tipo de solo, distância entre subestações, áreas urbanas, corpos d’água, rodovias, ferrovias, unidades de conservação, terras indígenas e demais áreas especialmente protegidas, além de outros condicionantes que possam influenciar na implantação da linha. Com o início da operação de novas usinas e crescimento do consumo, novas linhas de transmissão podem ser incorporadas ao Sistema Interligado Nacional (SIN), conforme o planejamento do setor elétrico. Esse processo permite conectar diferentes instalações de geração e carga às redes de transmissão e distribuição, integrando a infraestrutura do sistema elétrico brasileiro, conectando usinas, cargas, subestações e redes de distribuição em diferentes regiões do país. (MME Notícias)
A energia eólica offshore é uma tecnologia de geração de eletricidade que utiliza a força dos ventos em áreas marítimas. Diferentemente dos parques eólicos onshore (terrestres), as turbinas offshore são instaladas no mar, onde os ventos são mais intensos e constantes. O funcionamento desse sistema ocorre da seguinte forma: o vento movimenta as pás das turbinas, fazendo com que o rotor gire. Esse movimento é transmitido a um gerador, que converte a energia mecânica em energia elétrica. Em seguida, a eletricidade produzida é transportada por cabos submarinos até uma subestação offshore, onde a tensão é elevada para reduzir perdas durante a transmissão. Após esse processo, a energia é conduzida por cabos até a costa e integrada ao sistema elétrico para distribuição aos consumidores. Existem dois principais tipos de instalações offshore. O primeiro utiliza fundações fixas, adequadas para regiões de menor profundidade, onde as torres são ancoradas diretamente no fundo do mar. O segundo é composto por plataformas flutuantes, destinadas a águas profundas, que permanecem estabilizadas por sistemas de ancoragem. As turbinas utilizadas em parques eólicos offshore podem apresentar dimensões superiores às empregadas em instalações terrestres. A geração de eletricidade ocorre sem combustão durante a operação e integra o conjunto de tecnologias utilizadas para a produção de energia elétrica. A implantação de parques eólicos em ambiente marinho requer a realização de estudos ambientais detalhados, com o objetivo de minimizar os impactos sobre a fauna marinha, as aves migratórias e as atividades pesqueiras. (MME Notícias)
Os Sistemas Isolados são instalações elétricas públicas de distribuição de energia, que, em sua configuração normal de operação, não estão conectados ao Sistema Interligado Nacional (SIN). Eles atendem localidades onde a interligação ao sistema nacional apresenta limitações técnicas, geográficas ou econômicas. No Brasil, os Sistemas Isolados atendem principalmente comunidades localizadas em regiões de difícil acesso, como áreas da Amazônia Legal e ilhas oceânicas. Um exemplo é o arquipélago de Fernando de Noronha, em Pernambuco, cuja demanda por energia é suprida por um sistema próprio, independente da rede elétrica nacional. A operação desses sistemas considera as características geográficas, logísticas e ambientais de cada localidade. Tradicionalmente, a geração de energia é realizada por usinas termelétricas movidas a combustíveis fósseis. Em algumas localidades, também são utilizados sistemas de geração a partir de fontes renováveis, como a energia solar, além de sistemas de armazenamento de energia. Os Sistemas Isolados integram a estrutura do setor elétrico nacional e constituem uma das formas de atendimento ao fornecimento de energia elétrica em áreas não conectadas ao SIN. (MME Notícias)
Entenda cada item cobrado na conta de luz e como acompanhar o consumo
A conta de energia elétrica reúne diferentes informações sobre o consumo, medido em quilowatt-hora (kWh), e os custos necessários para que a energia chegue ao consumidor. A cobrança contempla, por exemplo, valores relacionados à geração, transmissão e distribuição. Na prática, a tarifa é composta por duas parcelas principais. A Parcela A reúne custos que não são gerenciados pela distribuidora (compra de energia, transmissão e encargos setoriais). Já a Parcela B corresponde aos custos relacionados à prestação do serviço de distribuição (operação, manutenção e expansão da rede elétrica). Além desses valores, também são incluídos encargos setoriais, tributos e contribuições definidos pela legislação federal, estadual e municipal. Um exemplo é o Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS), tributo estadual cuja alíquota varia de acordo com a legislação de cada estado. Também incidem as contribuições federais para os Programas de Integração Social e de Formação do Patrimônio do Servidor Público (PIS/Pasep) e para o Financiamento da Seguridade Social (Cofins), destinados ao financiamento de políticas públicas da União. Outro item que pode aparecer na fatura é a Contribuição para Custeio do Serviço de Iluminação Pública (CIP ou COSIP), instituída pelos municípios e pelo Distrito Federal. Também podem ser aplicadas as bandeiras tarifárias, identificadas pelas cores verde, amarela e vermelha. Elas indicam as condições de geração de energia no período e, conforme a bandeira vigente, podem resultar em cobrança adicional na tarifa. (MME Notícias)
Guerra eleva preço de insumos de infraestrutura e pressiona concessionárias
O aumento no preço do petróleo, provocado pelo fechamento do estreito de Hormuz por cerca de quatro meses, causou uma disparada no valor de insumos e materiais usados por vários setores de infraestrutura, incluindo rodovias e saneamento. Empresas e representantes de diversas concessionárias citam atrasos nas entregas de produtos usados no tratamento de água e custo maior com combustível para abastecer máquinas e caminhões. Pressionadas por preços mais elevados, companhias de tratamento e distribuição de água querem cortar a adição de flúor ao líquido, uma determinação da lei 6.050, de 1974, que tem como objetivo prevenir cáries nos dentes. Carol Marques, diretora técnica e econômica da Abcon (Associação Brasileira das Empresas de Saneamento), disse à Folha que a entidade pedirá ao Ministério da Saúde a suspensão —ou, pelo menos, redução e racionamento— da fluoretação da água, processo de adição de fluoreto. As companhias relatam, segundo ela, redução na disponibilidade de ácido fluossilícico, utilizado na adição de fluoreto à água (fluoretação). De acordo com a Abcon, as empresas registram atraso de aproximadamente três meses na entrega do produto e aumento de preço superior a 300% no mercado spot (contrato à vista). Marques afirma que o cenário é reflexo do impacto sofrido pela Mosaic, empresa de fertilizantes que reduziu as operações no Brasil em meio à escalada no preço do enxofre obtido a partir do refino do petróleo. O ácido fluossilícico é um subproduto da fabricação do fertilizante fosfatado, e, segundo Marques, a companhia americana é a principal fornecedora do ácido às empresas associadas da entidade. (Folha)
São Paulo tem só 10% do mínimo de água e discute reúso de esgoto para abastecer represas
Com 21 milhões de habitantes, a capital de São Paulo e os 38 municípios do seu entorno formam um raro caso de grande metrópole a se desenvolver numa área de cabeceira de rios, uma armadilha geográfica quando o assunto é a disponibilidade de água. A vazão naturalmente baixa nas proximidades das nascentes cria uma escassez crônica e praticamente irreversível. Cada habitante das cidades instaladas sobre a Bacia Hidrográfica do Alto Tietê —uma área de escoamento de 130 quilômetros que em linha reta parte do município de Salesópolis, a leste, até Pirapora do Bom Jesus, a oeste— conta com menos de 10% do mínimo de água recomendado pela ONU (Organização das Nações Unidas). A oferta de 127 metros cúbicos de água por ano por habitante está muito abaixo do limite de 1.700 metros cúbicos a partir do qual a organização já considera que há estresse hídrico. Para evitar que as torneiras sequem na capital e arredores, a região importa mais de 50% da água de outras bacias, que são a PCJ (rios Piracicaba, Capivari e Jundiaí), Baixada Santista, Paraíba do Sul e São Lourenço. Uma solução que, além de demandar infraestrutura de dezenas de quilômetros de tubulações, túneis e canais, também impõe enfrentamentos políticos devido aos desafios próprios das cidades que perdem parte do seu recurso hídrico para São Paulo. Esse cenário é detalhado no Diagnóstico PMSAI-SP, documento que fundamenta a minuta do Plano Municipal de Saneamento Ambiental Integrado da Prefeitura de São Paulo. (Folha)
Cade não mencionou influência da Equatorial na Sabesp em aval à compra da Copasa
O Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) não mencionou, em seu parecer sobre a venda da Companhia de Saneamento de Minas Gerais (Copasa), a influência que a Equatorial, compradora, tem na Sabesp, empresa paulista que atua no mesmo setor. A escolha permitiu que o processo seguisse um trâmite acelerado, o chamado rito sumário. Na terça-feira (30), a superintendência-geral do órgão antitruste emitiu parecer favorável à operação, que ainda precisa ser homologada. A decisão do Cade segue formulário enviado pela Equatorial ao órgão no dia 16. Nele o grupo diz oferecer serviços de saneamento básico apenas no Amapá, por meio da CSA Equatorial, o que não suscitaria preocupações concorrenciais no caso da aquisição de 30% das ações da Copasa. Em outra parte do documento encaminhado ao colegiado, a Equatorial menciona deter “participação minoritária e sem controle de 15% na Sabesp”. No próprio material, o grupo ressalta ter membros de seu conselho atuando no comitê administrativo da empresa paulista. Em 2024, em processo semelhante ao conduzido pelo governo de Minas na privatização da Copasa, a Equatorial comprou do governo paulista 15% das ações da companhia, assumindo o posto de sócia de referência. Ainda que não tenha mais de 50% das ações da Sabesp, a posição garante à Equatorial influência na empresa, como o direito de indicar ocupantes de funções estratégicas. O prospecto do processo de desestatização da companhia paulista deu, ao futuro investidor âncora, a prerrogativa de apontar três dos nove componentes do conselho de administração. (O Fator)
Sindicato acusa Copasa de usar transferências para ‘driblar’ estabilidade após privatização
A estratégia adotada pela Copasa para reorganizar seus quadros após o avanço da privatização virou alvo de denúncias na Assembleia Legislativa de Minas Gerais (ALMG). Em audiência pública realizada nesta sexta-feira (3/7), representantes dos trabalhadores acusaram a companhia de promover transferências compulsórias de funcionários para pressionar pedidos de demissão e contornar a estabilidade de 18 meses após a conclusão do processo de desestatização, garantida aos funcionários na lei que permitiu a venda de ações da companhia. Segundo o Sindicato dos Trabalhadores nas Indústrias de Purificação e Distribuição de Água e em Serviços de Esgoto de Minas Gerais (Sindágua-MG), cerca de 3 mil empregados — aproximadamente um terço do quadro da empresa — estariam sendo transferidos. Há relatos, de acordo com a entidade, de deslocamentos para cidades localizadas a quase 900 quilômetros do local de trabalho original. “Nunca vi tanta maldade. De todos os processos de privatização que eu vivenciei, o da Copasa é inédito”, afirmou a coordenadora do Fórum Sindical e Popular de Saúde e Segurança do Trabalhador, Marta de Freitas. O presidente do Sindágua, Milton Luiz Costa, atribuiu o cenário a uma sequência de decisões administrativas adotadas nos últimos anos. “Foram oito anos sem concurso público, com várias aposentadorias, várias demissões arbitrárias. Isso fez com que a Copasa quisesse terceirizar muitas atividades. E nessas terceirizações, muita coisa deu muito errado. Foi um problema sério de gestão da Copasa, que tentou resolver isso com uma consultoria extremamente atabalhoada e que tem consequências muito graves: são trabalhadores transferidos para dezenas ou centenas de quilômetros de distância. O clima ficou muito pesado, principalmente depois que eles avançaram com a privatização”, disse. (O Tempo)
Iguá investirá em construção de adutoras para ampliar abastecimento no Rio
A Iguá Saneamento irá investir cerca de R$ 34 milhões de reais para a construção das novas adutoras do Outeiro e Rio Morto, na zona Sudoeste do Rio. O projeto soma mais de 5 quilômetros de extensão e integra o plano de investimentos da concessionária para modernização e expansão da rede de distribuição de água em toda a área de concessão, que abrange 19 bairros da Zona Sudoeste do Rio, além dos municípios de Miguel Pereira e Paty do Alferes, beneficiando cerca de 320 mil pessoas. A obra tem prazo estimado de 10 meses e segundo a companhia tem como objetivo reforçar o abastecimento de água e ampliar a vazão da rede, garantindo que a água chegue mais forte a regiões, como o Recreio dos Bandeirantes, Pontal, Vargem Grande, Vargem Pequena, Terreirão e Camorim. “A construção dessas novas adutoras é uma obra complexa, que envolve grandes tubulações, mas extremamente importante para a melhoria do abastecimento de água da região. Esse investimento vai permitir que milhares de moradores e comércios passem a receber água com mais regularidade, pressão e eficiência no dia a dia. Estamos preparando a infraestrutura da rede para acompanhar o crescimento da Zona Sudoeste e garantir mais segurança operacional para o sistema”, afirmou Lucas Arrosti, diretor de Operações da Iguá Rio. No ano passado, a Iguá atingiu R$ 1 bilhão de reais investidos em sua área de concessão, assumida há quase cinco anos, e que tem um contrato total de 35 anos. Ao todo, cerca de 900 tubos de 6 metros de comprimento serão assentados para a construção das novas adutoras. Ainda segundo a empresa, o planejamento prevê intervenções diurnas em áreas residenciais, com desvios pontuais no trânsito, e atividades noturnas em vias comerciais para minimizar impactos na mobilidade da região. (CNN Brasil)
El Niño reforça atenção do setor de saneamento para eventos climáticos
A previsão de um El Niño intenso tem levado concessionárias de saneamento a reforçar estratégias para enfrentar eventos climáticos extremos. As empresas ampliam investimentos em tecnologia, monitoramento e infraestrutura, enquanto a regulação começa a incorporar essa agenda. A previsão para o próximo ciclo de El Niño indica redução das chuvas em parte do Norte e do Nordeste, o que pode comprometer a disponibilidade hídrica. No Sudeste e Centro-Oeste, a tendência é de temperaturas mais elevadas, aumentando o consumo de água e a pressão sobre os sistemas de abastecimento, segundo o sócio-diretor e meteorologista da Nottus, Alexandre Nascimento. Os impactos sobre o saneamento, porém, vão além. “Muito se fala em água e esgoto, mas tem também a questão da drenagem”, afirma o sócio da LMDM Consultoria, Carlos Lebelein. Segundo ele, o excesso de precipitações no Sul tende a sobrecarregar os sistemas de drenagem urbana, ampliando o risco de enchentes. Nascimento destaca que o El Niño deverá ocorrer em um cenário de temperaturas globais já elevadas, o que exigirá monitoramento permanente e uma gestão cada vez mais eficiente dos recursos hídricos. “Estamos vivenciando um novo normal. As empresas vão ter que utilizar muita inteligência para conseguir gerir um problema que veio para ficar”, diz. Na Aegea, o planejamento para eventos climáticos leva em consideração os impactos regionais distintos do El Niño, segundo o vice-presidente da companhia para as regiões Norte e Nordeste, Renato Médicis. Para isso, a empresa utiliza modelos de inteligência artificial que antecipam cenários com até seis meses de antecedência, cruzando dados sobre consumo de água, níveis de rios e previsões meteorológicas. Em Manaus, por exemplo, a Aegea reposicionou antecipadamente bombas de captação no Rio Negro durante a seca histórica de 2024. As projeções também orientaram investimentos em novos poços, reservatórios e na ampliação da oferta de água no Piauí e no Pará. (CNN Brasil)
Brasil tem a oportunidade de construir mercado de gás verdadeiramente doméstico e competitivo
O Brasil atravessa um momento estratégico único. O fechamento do Estreito de Ormuz em 28 de fevereiro de 2026 — responsável pelo escoamento de 20-25% do petróleo mundial e 30-35% dos fertilizantes — escancarou uma vulnerabilidade conhecida, mas insistentemente ignorada: a ausência de um projeto nacional de segurança energética e alimentar. O Brasil é um país privilegiado de fontes primárias de energia, mas até o presente não foi capaz de explorar tais fontes de maneira a se tornar um exportador líquido energético. A ausência de investimentos de refino, processamento, escoamento e transporte de combustíveis e gás é emblemática. Essa falta de investimentos cobra um preço muito alto aos consumidores. Exemplo disso é o mercado de diesel e gás natural. Devido à falta de investimentos privados em novas refinarias, o Brasil exporta 45% da sua produção de petróleo e importa entre 5% e 10% de gasolina e 25% a 30% de diesel, produtos de maior valor agregado. No caso do gás, o déficit de investimentos em infraestrutura nos leva a reinjetar mais de 100 milhões/m³/dia, restringindo a oferta interna, e acaba sendo um dos fatores que mantêm os preços do gás elevados. Segundo nossas estimativas, a eliminação de gargalos de infraestrutura possibilitaria a redução dos níveis de reinjeção para patamares de 35%. Portanto, um efeito líquido na produção de até 33,5 milhões/m³/dia, praticamente o dobro do volume importado de gás ao longo de 2025. O Brasil tem a oportunidade de construir um mercado de gás verdadeiramente doméstico e competitivo. A expansão da malha de gasodutos, a viabilização do gás não convencional e o crescimento do biometano são os três vetores dessa agenda. (Estadão)
Como funcionará o pacto pela harmonização regulatória do gás natural
O Ministério de Minas e Energia (MME) espera assinar com os estados, a partir deste mês, os primeiros pactos pela harmonização regulatória do mercado de gás natural. A pasta começou a circular as minutas dos acordos de cooperação técnica a serem celebrados com as agências reguladoras e secretarias estaduais competentes. A agência eixos apurou que a expectativa é que um dos primeiros signatários seja o estado de Sergipe. O Pacto Nacional para o Desenvolvimento do Mercado de Gás Natural cria um espaço permanente de diálogo, para compartilhamento de experiências e construção de soluções conjuntas. A seguir, a gas week apresenta os principais pontos da proposta. O acordo é voluntário e prevê a constituição de um plano de trabalho executivo — a ser definido em conjunto pelos signatários, com a priorização dos temas mais urgentes e estabelecimento de indicadores de acompanhamento da harmonização e do aperfeiçoamento das normas. A estrutura do pacto prevê dois fóruns permanentes de trabalho: as Reuniões de Gerenciamento do Pacto (RGP): bimestrais, com representantes de nível diretivo de todos os signatários, e que serão responsáveis por aprovar o plano de trabalho executivo, acompanhar as ações pactuadas e publicar relatórios semestrais; e as Reuniões Técnicas Temporárias (RTT): convocadas para tratamento aprofundado de temas específicos, com representantes técnicos designados pelos signatários. (Eixos)
Biometano: resíduos transformados em energia
O biometano é um biocombustível renovável composto predominantemente por metano. Atualmente, no Brasil, sua produção é baseada principalmente na purificação do biogás gerado a partir do aproveitamento de matéria orgânica. Entre as principais fontes utilizadas estão aterros sanitários, atividades agropecuárias, estações de tratamento de esgoto e processos industriais. No Brasil, a produção de biometano utiliza principalmente resíduos da agropecuária, da cadeia sucroenergética e dos resíduos sólidos urbanos. Após passar por processos de purificação, o combustível adquire características semelhantes às do gás natural e pode ser utilizado em diferentes aplicações energéticas. Essas aplicações do biometano podem incluir o abastecimento de veículos, o uso em processos industriais e outras atividades que demandam energia. Em determinadas condições, o combustível também pode ser inserido na infraestrutura já existente para o gás natural, desde que sejam atendidas as especificações técnicas previstas para cada uso. Uma das principais diferenças entre os dois combustíveis está na origem. Enquanto o gás natural é um recurso fóssil extraído de reservatórios subterrâneos, o biometano é produzido a partir do aproveitamento de resíduos orgânicos, transformando matéria que seria descartada em uma fonte renovável de energia. (MME Notícias)
Naturgy busca manter concessão de gás e eletricidade no Rio
A Naturgy, multinacional espanhola de energia com atividades nas áreas de gás natural e eletricidade, pretende participar de uma eventual licitação que o governo do Rio venha a fazer para os serviços de gás canalizado no Estado. “Se for esse o caso [a realização da licitação], estaremos presentes”, diz Pedro Larrea, vice-presidente e diretor-geral de redes da Naturgy, responsável pela área internacional de distribuição de gás e eletricidade do grupo. Larrea diz, porém, que na visão da empresa, a melhor opção seria pela renovação das concessões da CEG e da CEG Rio, distribuidoras de gás canalizado que atendem a capital, a região metropolitana e o interior do Estado. As duas distribuidoras estão sob controle da Naturgy desde 1997 em contratos de concessão válidos por 30 anos, que expiram em julho de 2027. “Pensamos que é do interesse da cidadania [fluminense] a renovação da concessão”, disse Larrea ao Valor. O argumento se apoia no fato de que, em 28 anos de operação, a CEG e a CEG Rio, que operam sob a marca Naturgy, investiram R$ 12 bilhões, o que levou o Rio a ter o maior nível de gaseificação do Brasil, segundo a companhia. No período, a companhia triplicou as redes de distribuição de 2 mil para mais de 6,6 mil quilômetros. O Rio responde por mais de 20% do consumo nacional de gás natural e por 70% da produção do insumo. Nas discussões com o governo do Estado, a Naturgy apresentou um plano de investimento de R$ 14 bilhões na hipótese de prorrogação dos contratos de concessão por mais 30 anos. Com isso, seria possível levar gás natural a 22 novos municípios, totalizando mais de 1,2 milhão de usuários adicionais. O plano inclui ainda a construção de 1,7 mil quilômetros de rede de distribuição e a criação de mais de 45 mil empregos. (Valor)
Cemig deixa exploração de petróleo e gás na Bacia do São Francisco
A Cemig e a Companhia de Desenvolvimento de Minas Gerais (Codemig) vão deixar a exploração de petróleo e gás natural na Bacia do São Francisco, em Minas Gerais. A saída ocorrerá por meio da cessão, sem ônus, das participações que as empresas detêm em blocos exploratórios na Bacia do São Francisco para a Imetame Energia, que passará a deter 100% dos direitos e das obrigações sobre as concessões. A operação foi notificada e recebeu a aprovação do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), mas ainda depende do conhecimento pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). O ato de concentração envolve a cessão, sem pagamento, das participações de 24,5% detidas pela Cemig e de outros 24,5% pertencentes à Codemig nos blocos exploratórios SF-T-104 e SF-T-114. A Imetame, que já era operadora e controlava os 51% restantes, passará a deter 100% dos direitos e das obrigações dos contratos de concessão. Segundo os autos, a operação foi estruturada para acomodar a estratégia das empresas envolvidas. Enquanto a Imetame decidiu permanecer na atividade de exploração e produção de petróleo e gás, a Cemig e a Codemig optaram por deixar o segmento em razão das incertezas inerentes ao negócio e por entenderem que a atividade não faz mais parte de suas prioridades estratégicas. “A decisão estratégica da Cemig e da Codemig é de não participarem mais das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural em razão das incertezas, riscos e da diferenciação de seus negócios principais”, afirmam as empresas no processo. (Megawhat)
Sexta-Feira 03 de Julho
Destaques: (i) Data centers em SP podem chegar antes de obras de transmissão, aponta EPE (Mwgawhat); (ii) Governo do Brasil aprova o Plano Decenal de Expansão de Energia 2035 (MME Notícias); e (iii) SP adota modelo regulatório híbrido em futuras concessões de saneamento (Agência Infra)
Data centers em SP podem chegar antes de obras de transmissão, aponta EPE
A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) mapeou cerca de 8,8 GW em projetos potenciais de data centers no estado de São Paulo, concentrados principalmente na Região Metropolitana de São Paulo e na região de Campinas. O principal desafio, segundo a estatal de planejamento, será compatibilizar o cronograma desses empreendimentos, que podem entrar em operação em dois a quatro anos, com o prazo das obras de transmissão, estimado entre cinco e oito anos. Em workshop realizado na terça-feira, 30 de junho, a EPE afirmou que os pedidos de conexão já conhecidos somam cerca de 54 GW de demanda potencial até 2038, volume equivalente a aproximadamente metade do pico de carga atualmente observado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). A demanda envolve projetos com características diferentes do crescimento tradicional atendido pelas distribuidoras, por serem cargas de grande porte, concentradas em regiões específicas e com prazos de implantação mais curtos. No caso de São Paulo, a EPE associou a concentração dos projetos à infraestrutura de fibra óptica e à necessidade de baixa latência dos serviços digitais. Segundo o consultor técnico da Superintendência de Transmissão da Energia (STE) da EPE, Daniel Souza, o estado “tem sido o grande ponto de procura para grandes projetos de data center”, com maior concentração na Região Metropolitana de São Paulo e na Grande Campinas, especialmente no ponto elétrico de Bom Jardim. “São projetos que podem entrar em dois a quatro anos, muito mais rápido que uma obra de transmissão, que leva de cinco a oito anos. O grande desafio é o casamento de cronogramas”, afirmou Souza durante o workshop. O diagnóstico apresentado pela EPE não marca uma nova rodada de estudos, mas organiza os principais pontos de atenção já identificados para acomodar cargas eletrointensivas. Entre as soluções mencionadas para São Paulo estão reforços no corredor de 230 kV entre Cabreúva e Anhanguera, ampliações na subestação Bom Jardim e o uso de equipamentos de controle de fluxo para dar alívio à rede em prazos mais curtos. (Megawhat)
Governo do Brasil aprova o Plano Decenal de Expansão de Energia 2035
O Governo do Brasil aprovou, nesta quinta-feira (2/7), o Plano Decenal de Expansão de Energia 2035 (PDE 2035). A medida foi oficializada por meio de portaria publicada pelo Ministério de Minas e Energia (MME) no Diário Oficial da União (DOU), que consolida o estudo elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). O documento apresenta projeções para a evolução da oferta e da demanda de energia no Brasil nos próximos dez anos, servindo como referência para decisões de investimento, formulação de políticas públicas e planejamento dos diferentes segmentos do setor energético. Principal instrumento de planejamento energético de médio prazo do país, o PDE 2035 consolida uma visão integrada para o desenvolvimento do setor energético brasileiro, incorporando de forma mais estruturada temas que ganharam relevância nos últimos anos, como a transição energética justa e inclusiva, o enfrentamento da pobreza energética, a adaptação às mudanças climáticas e o fortalecimento da resiliência dos sistemas energéticos. Para o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, a aprovação do PDE 2035 reafirma o compromisso do Brasil com um planejamento energético sólido, transparente e alinhado aos desafios da transição para uma economia de baixo carbono. “O plano projeta a expansão da oferta de energia com forte protagonismo das fontes renováveis, ao mesmo tempo em que incorpora temas essenciais como segurança energética, inclusão social, combate à pobreza energética e adaptação às mudanças climáticas. Trata-se de um instrumento fundamental para orientar investimentos, fortalecer a competitividade do país e garantir que o desenvolvimento do setor energético ocorra de forma sustentável, justa e resiliente”, destaca Silveira. As projeções indicam crescimento contínuo da demanda energética brasileira ao longo dos próximos dez anos. O consumo final de energia aumenta 1,8% ao ano até 2035, impulsionado pela expansão da atividade econômica e pelo aumento do consumo em todos os principais setores da economia, incluindo transportes, indústria, setor residencial, comércio e serviços. (MME Notícias)
SP adota modelo regulatório híbrido em futuras concessões de saneamento
O governo de São Paulo vai seguir com o modelo regulatório aplicado na Sabesp (Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo) nos novos contratos de concessão de saneamento que devem ser firmados pelo estado, ainda em fase de estruturação. À Agência iNFRA, a secretária da Semil (Secretaria de Meio Ambiente, Infraestrutura e Logística) de São Paulo, Natália Resende, defendeu que o desenho escolhido dá flexibilidade ao evitar paralisias contratuais e fornece segurança jurídica para os operadores. É o modelo híbrido, de regulagem contratual com aspectos discricionários – característicos por serem mais flexíveis e darem mais espaço para a atuação do regulador em comparação à regulação estritamente contratual. A configuração foi implementada na URAE-1 (Unidade Regional de Água e Esgoto), que contempla os 371 municípios paulistas operados pela Sabesp, no processo de privatização da empresa. O estado quer ampliar a concessão dos serviços das demais cidades ao leiloar subunidades regionais, que no total agrupam 274 cidades cujo saneamento não é prestado pela ex-estatal. Pelo modelo regulatório eleito, a tarifa cobrada aos usuários é calculada pela base de ativos – diferentemente do que acontece no modelo integralmente contratual, em que a tarifa é definida no contrato, calculada a partir da eficiência do projeto. Ainda assim, Resende argumentou que há um trabalho para garantir previsibilidade ao operador sobre a remuneração, com o poder concedente antecipando como vai tratar determinados “imprevistos”. “Temos tentado, mesmo numa regulação de base de ativos, que é mais flexível, dar previsibilidade no contrato em relação a como vou tratar determinados imprevistos. Isso dá uma segurança jurídica muito grande”, disse a secretária, destacando que potenciais riscos e inseguranças estarão pré-estabelecidos nos contratos. “Para mim é a linha mais correta em relação à regulação.” (Agência Infra)
Brasil precisa garantir segurança jurídica para leilão de baterias, avalia especialista
O Brasil precisa assegurar segurança jurídica e previsibilidade para o leilão de baterias de armazenamento (BESS), marcado para dezembro, sob risco de repetir os erros do LRCAP de termoelétricas. O certame para contratação de términas realizado no primeiro semestre de 2026 foi massivamente judicializado, isso após uma primeira tentativa derrubada em 2025. Em entrevista ao estúdio eixos durante o EVEx Brasil 2026, em João Pessoa (PB), na quarta (1º/7), a sócia da FPA Advocacia e Consultoria Jurídica, Fernanda de Paula, apontou a necessidade de ter as informações sobre a demanda do leilão com antecedência. “A gente não pode deixar acontecer os erros que aconteceram no LRCAP. A gente precisa saber com um pouco mais de antecedência quanto de potência a gente vai contratar com essas baterias”, afirmou em entrevista ao estúdio eixos. Assista na íntegra. Para a especialista, o Brasil está atrasado em relação a outros países quando o assunto é inserir o armazenamento na matriz. “Europa regulou em 2019, Chile fez em 2021, Argentina finalizou o leilão no passado. A gente está na lanterninha da regulação do armazenamento“, comparou. Segundo De Paula, o atraso na regulação do armazenamento no Brasil já tem consequências concretas. Ela citou o próprio LRCAP de térmicas a gás (e carvão) como um exemplo de solução tardia e onerosa para um problema que poderia ter sido mitigado com a contratação antecipada de baterias. “Se já tivéssemos um leilão de baterias há 4 ou 5 anos, não teríamos tido o LRCAP da forma como foi feito”, afirmou, referindo-se à contratação de 19 gigawatts de potência por até 15 anos, com custos elevados repassados à tarifa de energia. As térmicas representaram 86% do total (15,2 GW a gás; 1,26 GW a carvão; e 9,2 MW de biometano), com predomínio de usinas novas. (Eixos)
Regulação moderna para lidar com a nova matriz elétrica
Clareza das regras sobre armazenamento de energia é essencial para induzir os investimentos que darão segurança e eficiência para o sistema elétrico. O setor elétrico brasileiro vive uma transformação profunda. Nos últimos anos, o país assistiu a uma expansão acelerada das fontes renováveis, especialmente da geração eólica e solar, que hoje representam 22% da matriz elétrica nacional. Trata-se de um movimento positivo e alinhado aos objetivos de descarbonização da economia. O problema é que a velocidade dessa transformação foi maior do que a capacidade de absorção do sistema elétrico, impondo desafios para os quais o modelo regulatório e operacional ainda não está plenamente preparado. Historicamente, esse sistema foi estruturado para lidar com grandes usinas centralizadas, capazes de produzir energia de forma previsível e controlável. Nesse contexto, o principal desafio era garantir capacidade suficiente de geração para atender à demanda. Mas essa lógica mudou. Com o crescimento das fontes solar e eólica, a variabilidade do recurso natural fez com que o sistema passasse a conviver simultaneamente com momentos de excesso de geração e necessidade crescente de respostas rápidas para preservar o equilíbrio da rede. Em determinados horários, sobretudo durante períodos de forte incidência solar, ocorre excedente de energia elétrica. Poucas horas depois, especialmente no início da noite, quando o consumo aumenta e a geração solar desaparece rapidamente, o sistema passa a demandar recursos capazes de responder com velocidade para garantir estabilidade e segurança operacional. Em outras palavras, o desafio deixou de ser apenas produzir energia. Passou também a ser administrar a intermitência e garantir flexibilidade operacional em tempo real. Diante desse quadro, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) tem registrado crescimento dos chamados cortes de geração, conhecidos como “curtailment”, situação em que usinas renováveis precisam reduzir sua produção para preservar a segurança operacional da rede. Além disso, a operação passa a exigir volumes crescentes de capacidade de reserva para responder rapidamente às oscilações de oferta e demanda, com impacto na conta de luz. É nesse contexto que o armazenamento de energia deixa de ser uma tecnologia acessória para se tornar infraestrutura fundamental da transição energética. (Valor)
Leilão de baterias com conteúdo local já atrai fabricantes para o Brasil
O anúncio de um leilão de baterias exclusivo para projetos com conteúdo nacional já leva fornecedores internacionais do setor a procurarem o BNDES com interesse de se instalar no Brasil. Hoje, apenas a WEG e a Moura estão credenciadas no banco para atender aos requisitos do leilão. A WEG, inclusive, investiu R$ 280 milhões em uma fábrica para esse setor em Santa Catarina. Entre as empresas interessadas em entrar no país, há fabricantes chinesas e americanas. “Tem diversos fornecedores falando com a gente já em reuniões para estabelecer qual rota querem cumprir, como vão fazer, como vão se estabelecer aqui no Brasil, já conversando com a gente para encaminhar esse credenciamento”, afirmou a chefe do Departamento de Produtos e Desenvolvimento de Cadeias Produtivas do BNDES, Natasha Galotta, a jornalistas no Rio na quinta (02/7). Segundo ela, os dois principais desafios para a instalação dos fabricantes no país hoje são o prazo curto para o leilão, previsto para dezembro, e a garantia de uma demanda futura, após o certame. Apesar das incertezas, o governo tem sinalizado que os dois leilões previstos para dezembro são apenas o pontapé inicial para a inserção da tecnologia na rede elétrica. “Não é o último leilão. No planejamento, a gente tem como diretriz justamente ir identificando as necessidades do sistema e contratando de uma forma periódica”, disse o diretor de Planejamento e Outorgas de Geração de Energia Elétrica da Secretaria Nacional de Transição Energética e Planejamento do MME, André Perim, em evento no Rio. (Eixos)
Falta de regra para data centers preocupa governo e oposição: Minas como destino de ‘lixo’ da IA
A abertura do estado para expansão dos data centers voltados à inteligência artificial acendeu um alerta na Assembleia Legislativa de Minas Gerais (ALMG). Governo e oposição defenderam, nesta quinta-feira (2/7), a criação de regras específicas para instalação desses empreendimentos no Estado. O risco é que o “vácuo legal” atraia empresas de tecnologia sem exigir contrapartidas ambientais e sociais proporcionais aos impactos gerados. A preocupação é que Minas se torne destino da chamada “parte suja” da indústria da inteligência artificial. Esses centros de processamento costumam consumir grandes volumes de água e energia elétrica, além de gerar resíduos eletrônicos em larga escala. Durante audiência pública na ALMG, o secretário de Estado de Meio Ambiente e Desenvolvimento Sustentável (Semad), Lyssandro Norton Siqueira, afirmou que o tema exige regulamentação específica e destacou que o debate já ocorre em outras partes do mundo. “Ou seja, estamos aqui em consonância com discussões de outras cidades no mundo”, afirmou o secretário, ao citar um pacto internacional lançado na última semana, durante a agenda climática de Londres, para orientar a instalação de data centers urbanos. Segundo ele, as recomendações internacionais incluem o uso de energia de baixo carbono, tecnologias para reúso de água, planejamento urbano adequado, governança com participação das comunidades e geração de empregos qualificados. “Só o desenvolvimento tecnológico não interessa ao Estado. É preciso ter diretrizes específicas para esse segmento”, reforçou. (O Tempo)
Gigante americana Blackstone faz aquisição de indústria brasileira do setor elétrico
A MacLean, fabricante de produtos para infraestrutura de energia e controlada pela trilionária gestora americana Blackstone, está comprando uma companhia brasileira. A coluna apurou que o grupo vai adquirir 100% da Indel Bauru, empresa paulista fundada há quase 40 anos pela família Brustello que fabrica e vende insumos como elos fusíveis e cordoalhas, essenciais para a cadeia de distribuição de energia. Não está claro quanto a MacLean está pagando pelo negócio, que inclui também os imóveis utilizados pela Indel e a subsidiária por meio da qual a empresa distribui seus produtos no mercado dos EUA. Até então, a companhia brasileira era 100% controlada por três membros da família Brustello. A empresa está sediada no distrito industrial de Bauru e mantém escritório na capital paulista. A aquisição ocorre cerca de sete meses depois de a Blackstone comprar a MacLean em uma transação que avaliou a companhia em US$ 4 bilhões. (O Globo)
Sete usinas do LRCap comprovam transporte de gás
Sete termelétricas vencedoras do leilão de reserva de capacidade (LRCap) realizado em março cumpriram a exigência de comprovação da contratação de capacidade firme de transporte de gás prevista no edital do certame. Todas as usinas comercializaram energia no Produto 2026, cujo suprimento dos contratos começa em 1º de agosto de 2026. Trata-se de empreendimentos já existentes localizados em São Paulo, Bahia, Rio de Janeiro e Minas Gerais. Em despacho publicado nesta quinta-feira, 2 de julho, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) reconheceu como comprovados os Termos de Compromisso referentes às UTEs Paulínia Verde, Termobahia, EDF Norte Fluminense, CT Santa Cruz, Nova Piratininga, Seropédica e Juiz de Fora. Os termos de compromisso contemplam usinas de diferentes grupos geradores e as três transportadoras que operam o STGN. A UTE Paulínia Verde, que teve o termo assinado pela Mercurio Partners, utilizará capacidade da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG); a UTE Termobahia, da Petrobras, da Transportadora Associada de Gás (TAG); enquanto as UTEs EDF Norte Fluminense, da EDF, CT Santa Cruz, da J&F Energia, e Nova Piratininga, Seropédica e Juiz de Fora, da Petrobras, serão atendidas pela Nova Transportadora do Sudeste (NTS). A manifestação atende às exigências da Portaria Normativa MME 118/2025 para os empreendimentos conectados ao Sistema de Transporte de Gás Natural (STGN), que devem comprovar, junto à ANP, o compromisso de contratação de capacidade firme de transporte de gás antes da assinatura dos contratos de potência. (Megawhat)
O BNB (Banco do Nordeste) avalia que a expansão da energia renovável no Ceará não esbarra em falta de crédito, mas em gargalos técnicos de transmissão e na necessidade de armazenamento para lidar com a intermitência de fontes eólica e solar. “A gente não tem gargalo, a gente tem dinheiro”, afirmou a superintendente estadual do BNB no Ceará, Eliane Brasil, à coluna durante o Cocal 2026, congresso da indústria de eventos e turismo, realizada em Fortaleza. Segundo ela, o banco já financia projetos de transmissão para destravar a produção de energia e oferece linha de crédito subsidiada específica para armazenamento. São as BESS (sigla em inglês para sistemas de baterias para armazenamento), usadas para equalizar a oferta e a captação de energia ao longo do dia. A avaliação da superintendente é reforçada pela resposta do mercado a um edital lançado no fim do ano passado: a “Chamada Nordeste”, parceria entre BNB, Banco do Brasil, Caixa Econômica Federal, BNDES, Finep e Sudene voltada a projetos de armazenamento, transmissão, biotecnologia e fármacos, previa captar R$ 2 bilhões em propostas e recebeu R$ 13 bilhões. A demanda por energia deve crescer com a chegada de grandes projetos ao Ceará, como o data center anunciado pela ByteDance (dona do TikTok) na Zona de Processamento de Exportação (ZPE) do estado, a ser construído pela Omnia, do grupo Pátria. Centrais de dados para operação de IA (inteligência artificial) consomem quantidades de energia muito maiores do que terminais de outros tipos, como os usados para operar sistemas em nuvem. Segundo Eliane Brasil, o suprimento energético desses empreendimentos já está equacionado por parques eólicos e solares construídos pela Casa dos Ventos, e o banco tem atuado para viabilizar essa articulação entre geração e demanda —embora não financie diretamente os grandes projetos: “os tickets são imensos, não dá pra eu financiar. Mas queremos participar”, disse. (Folha)
EPE estuda 4 GW de novas cargas no Nordeste e propõe soluções de transmissão
A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) desenvolveu um estudo para atendimento de até 4 gigawatts de novas cargas energointensivas na região Nordeste, considerando cenários de eletrificação da indústria, mobilidade elétrica, data centers e hidrogênio verde. O levantamento, lançado na semana passada, propõe soluções de transmissão para viabilizar esses investimentos na região. “Para você ter uma ideia, a ponta da região Nordeste é algo em torno de 16 gigas. Então 4 gigas é algo muito relevante dentro desse cenário de expansão possível”, afirmou o presidente da Empresa, Thiago Prado, em entrevista ao estúdio eixos durante o EVEx Brasil 2026, em João Pessoa (PB) na quarta (1º/7). Assista na íntegra. O estudo contou com modelagem especial para as cargas de hidrogênio verde, desenvolvida em parceria com o Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (Cepel) e fabricantes de plantas de eletrólise. “Isso traz mais maturidade para o planejamento da transmissão, reduz a assimetria de informação e traz mais segurança para os investidores”, explicou Prado. O presidente da EPE destacou que os data centers estão em “compasso de espera” pela definição do Redata, que considera um “gatilho” para a decisão de investimento na região. Ele citou os índices de eficiência e o consumo de água como fatores que podem influenciar a alocação dessas cargas. “Tem um importante debate que se relaciona com a eficiência energética dos data centers. Além disso, existe um debate sobre o consumo de água. A transposição do Rio São Francisco traz um abastecimento importante para a região Nordeste, e os índices de eficiência ajudam a evitar conflitos no uso do recurso hídrico”, afirmou. (Eixos)
Os leilões de transmissão de energia elétrica realizados entre 2023 e 2026 consolidam um dos mais robustos ciclos de expansão da infraestrutura do setor elétrico brasileiro. Com diretrizes estabelecidas pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e realização da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), os certames vêm ampliando a capacidade do Sistema Interligado Nacional (SIN), fortalecendo a segurança energética e criando as condições necessárias para a integração de novas fontes renováveis à matriz elétrica e conexão de carga ao SIN. No período, foram contratados aproximadamente R$ 67,8 bilhões em investimentos, destinados à implantação de mais de 19 mil quilômetros de linhas de transmissão, subestações com capacidade de transformação de aproximadamente 24 mil Megavolt Ampère (MVA) e obras estratégicas na rede elétrica. Para o ministro Alexandre Silveira, os empreendimentos beneficiam diferentes regiões do país ao aumentar a confiabilidade do sistema elétrico e ampliar a capacidade de escoamento da energia gerada, especialmente por fontes solar e eólica. “Os leilões de transmissão realizados nos últimos anos demonstram o compromisso do Governo do Brasil com o fortalecimento da infraestrutura elétrica brasileira. Ao expandir a rede de transmissão, criamos as condições necessárias para integrar a crescente geração de energia renovável, ampliar a segurança energética, atrair investimentos privados e garantir um sistema elétrico cada vez mais moderno, confiável e preparado para sustentar o desenvolvimento econômico e social do País”, afirmou Silveira. (MME Notícias)
Microgeração prejudica o setor de energia elétrica, diz associação
A presidente da Abradee (Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica), Patricia Audi, afirmou em entrevista ao Poder360 que a microgeração distribuída tem prejudicado financeiramente o setor de energia elétrica brasileiro. A empresária explica que a produção de energia nos telhados de casas é realizada de uma maneira “não controlável”, de forma que a energia não utilizada retorna ao sistema integrado nacional. Esse retorno cria a necessidade de “desligar as grandes fontes de geração de energia” renováveis, como eólicas e por biomassa, para evitar um blackout em todo o sistema por causa do excesso de energia produzida. “Você percebe que essa situação é prejudicial financeiramente para os investidores e para os consumidores”, afirma Patricia. “Nós temos picos de energia em que há excesso de energia nesse sistema, e à noite nós temos a necessidade de energia sem que essa energia eólica e solar seja gerada e seja necessário acionamento, por exemplo, de usinas termelétricas”, completa. A presidente da Abradee diz defender a realização dos leilões de bateria a fim de que não exista “falta de geração” para o setor. Patricia afirma que o investimento nas reservas de energia para os momentos de alta demanda será absorvido pelos consumidores, mas o gasto, no momento, “era absolutamente necessário”. Segundo Patricia Audi, os subsídios para as pessoas que investiram em energia solar nos telhados aumentou a conta de luz para todos, incluindo pessoas que não têm condições de investir em microgeração de energia elétrica. “Se a gente pega os aumentos que foram dados os reajustes que foram dados nas contas de luz de 1 ano e meio para cá, essa média soma 12,6%. Seis por cento desses 12,6% não existiriam caso esses subsídios solares não fossem dados. Então, você vê que a conta de luz do brasileiro, em geral, teria aumentado pela metade caso esses subsídios não fossem dados”, explicou a empresária. (Poder 360)
Amazônia reduz total de sistemas elétricos isolados
O número de sistemas isolados de energia na Amazônia Legal caiu de 212 para 160 nos últimos três anos, impactando mais de 1 milhão de pessoas que não tinham acesso ao serviço ou que viviam em regiões onde as condições de fornecimento precária. Os dados compõem relatório do Ministério de Minas e Energia (MME) elaborado em parceria com a Global Energy Alliance (GEA), ao qual o Valor teve acesso. No entanto, persistem os desafios de interligar outras áreas isoladas, encontrar alternativas locais para o fornecimento e diminuir a dependência de combustíveis fósseis. Sistemas isolados são aqueles que não estão conectados ao Sistema Interligado Nacional (SIN), a principal rede de conexão de energia do país. Os resultados do relatório foram alcançados por meio do programa Energias da Amazônia, criado em 2023 pelo governo federal. As medidas implantadas visam com que mais pessoas recebam energia por meio SIN ou que haja fontes de geração com menor custo e emissão de gases de efeito estufa. As ações adotadas incluem leilões e autorizações de transmissão, leilões para contratação de soluções de suprimento para sistemas isolados, como realizado em 2025, programas de redução estrutural dos custos de geração e mecanismos de reembolso de investimentos nessas localidades. “A Amazônia ocupa papel estratégico na agenda energética brasileira. Esses resultados mostram o trabalho que estamos desenvolvendo desde 2023 e sinalizam ao mundo que é possível conciliar segurança energética, desenvolvimento regional e sustentabilidade, por meio de políticas públicas inovadoras e da ampliação do uso de fontes renováveis,” afirmou o ministro de MME, Alexandre Silveira, por meio de nota. O documento aponta que, entre os principais avanços, está a realização de 15 interligações ao SIN em 2025, incluindo a conexão de Boa Vista (RR), última capital brasileira a ser interligada. O projeto, que substituiu a geração térmica isolada, beneficiou aproximadamente 650 mil pessoas e deve gerar economia anual de cerca de R$ 1,9 bilhão em encargos. (Valor)
Perdas técnicas de energia na distribuição custam R$ 11,7 bilhões em 2025, aponta Aneel
As perdas técnicas de energia elétrica nas redes de distribuição custaram aproximadamente R$ 11,7 bilhões em 2025, segundo dados divulgados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). O valor foi calculado a partir dos montantes de energia perdidos nas redes e do preço médio da energia considerado nos processos tarifários do período, sem inclusão de tributos. De acordo com a agência, as perdas técnicas somaram 45,2 terawatts-hora (TWh) no ano passado, o equivalente a 7,2% da energia injetada no sistema de distribuição. Esse tipo de perda decorre de fenômenos físicos inerentes à operação das redes elétricas, como o aquecimento de cabos, transformadores e demais equipamentos utilizados para transportar energia até os consumidores. Os dados da autarquia mostram ainda que as perdas totais no sistema de distribuição alcançaram 14,3% da energia injetada em 2025. Além das perdas técnicas, o índice inclui 45,0 TWh de perdas não técnicas, relacionadas principalmente a furtos de energia, fraudes em medidores, ligações clandestinas e outras irregularidades. Segundo a agência, as perdas técnicas apresentaram comportamento estável em relação aos últimos anos. Dadas as características físicas do sistema elétrico, reduções expressivas nesses índices não são esperadas, diferentemente das perdas não técnicas, que podem ser mitigadas por meio de ações de fiscalização, modernização das redes e melhorias na gestão das distribuidoras. A região Norte lidera as perdas técnicas e não técnicas, seguida pelo Nordeste, Centro-Oeste, Sudeste e Sul. As concessionárias de grande porte, cujo mercado é maior do que 700 gigawatts-hora (GWh), são responsáveis por quase a totalidade dos montantes das perdas não técnicas no Brasil. As 10 distribuidoras com maiores montantes de perdas respondem por 76,2% das perdas não técnicas do Brasil, e apenas Light e Amazonas Energia respondem por 31,2%. O mercado de baixa tensão dessas duas distribuidoras representa somente 5,8% do mercado brasileiro. (Eixos)
Inadimplência do MCP deve cair para R$ 424 milhões, estima CCEE
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) estima que a liquidação financeira do Mercado de Curto Prazo (MCP) referente à contabilização de maio deve fechar com R$ 424,4 milhões em aberto, abaixo dos R$ 441,86 milhões registrados na operação anterior. O número ainda não representa o resultado definitivo da liquidação, que será concluída em 8 de julho, mas reflete a melhor estimativa disponível até agora, com base em informações já conhecidas pela câmara, como aportes de garantias financeiras e demais movimentos prévios ao fechamento da operação. Os dados foram apresentados pela CCEE ontem, 1º de julho, na reunião ordinária do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE). Segundo a entidade, a contabilização de maio somou R$ 3,07 bilhões. Desse total, R$ 2,64 bilhões foram liquidados. A câmara informou ainda que R$ 414,81 milhões, equivalentes a 15,7% do valor liquidado, foram destinados à Conta de Energia de Reserva (Coner). Os valores indicam uma redução do montante não pago em relação à liquidação anterior, mas a confirmação deles depende da conclusão da liquidação, quando será possível separar o que é inadimplência efetiva de valores bloqueados, suspensos por decisão judicial, cautelares regulatórias, parcelamentos ou outros efeitos que entram na composição do valor não pago, mas não necessariamente correspondem a descumprimento de pagamento pelos agentes. Os valores indicam uma redução do montante não pago em relação à liquidação anterior, mas a confirmação deles depende da conclusão da liquidação, quando será possível separar o que é inadimplência efetiva de valores bloqueados, suspensos por decisão judicial, cautelares regulatórias, parcelamentos ou outros efeitos que entram na composição do valor não pago. (Megawhat)
TJPR e STJ freiam decisão que permitiu zerar contratos da Electra na CCEE
Decisões do Tribunal de Justiça do Paraná (TJPR) e do Superior Tribunal de Justiça (STJ) limitaram os efeitos de uma decisão de primeira instância no Paraná que havia determinado à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) o cancelamento ou zeramento de registros de contratos da Electra no Ambiente de Contratação Livre (ACL). A decisão original foi dada em 18 de junho pelo juízo da recuperação judicial da comercializadora, em Curitiba, e passou a ser contestada por contrapartes que alegam risco de alteração de posições contratuais ainda controvertidas e impactos na contabilização e na liquidação do mercado de energia. A decisão original foi dada em 18 de junho pelo juízo da recuperação judicial da comercializadora, em Curitiba, e passou a ser contestada por contrapartes que alegam risco de alteração de posições contratuais ainda controvertidas e impactos na contabilização e na liquidação do mercado de energia. A reportagem procurou a CCEE para saber como a entidade interpreta as decisões posteriores, se a suspensão do TJPR vale para todos os contratos alcançados pela ordem original ou apenas para os das empresas que recorreram, e se algum registro chegou a ser cancelado, zerado ou teve vigência reduzida antes das decisões de efeito suspensivo. A câmara respondeu que não foi oficialmente intimada dessas decisões e que, após a ciência oficial, adotará as providências necessárias para assegurar o cumprimento. As decisões do TJPR foram dadas em 1º de julho, em recursos apresentados por Itaú Unibanco Comercializadora, ABC Brasil Comercializadora e Czarnikow Brasil contra a decisão de 18 de junho. (Megawhat)
Enel São Paulo bate recorde de investimentos na rede elétrica
Com mais de 8,5 milhões de unidades consumidoras, a Grande São Paulo concentra uma das operações de distribuição de energia mais complexas do mundo. A densidade de clientes na área de concessão da Enel chega a ser 20 vezes superior à média nacional. Além disso, a capital ainda carrega um paradoxo estrutural: é reconhecida internacionalmente como Cidade Árvore do Mundo, título que destaca municípios com gestão exemplar de arborização urbana. Para o setor elétrico, no entanto, mais árvores próximas à rede significam maior exposição a interrupções, especialmente em períodos de ventos e chuvas intensas. Esse cenário se agravou nos últimos anos com o aumento da frequência e da intensidade dos eventos climáticos. Temporais mais fortes e ventos mais intensos passaram a pressionar uma infraestrutura que já operava em condições de alta exigência. A combinação de densidade urbana, arborização e clima adverso coloca São Paulo em uma complexidade maior dentro do setor elétrico brasileiro. Foi nesse contexto que a Enel São Paulo estruturou um plano de reforço operacional com volume recorde de investimentos, de cerca de R$ 5 bilhões nos últimos dois anos. A companhia, uma das maiores investidoras estrangeiras no Brasil, ampliou equipes, expandiu bases regionais e acelerou a modernização tecnológica da rede para aumentar a resiliência do sistema e a agilidade no atendimento. Entre 2024 e 2025, a Enel São Paulo contratou 1.600 novos profissionais, sendo cerca de 600 formados pela própria Escola de Eletricistas da companhia. Também foram incorporados 318 novos veículos à frota operacional, mais de 100 motoeletricistas e abertas novas bases regionais para reduzir o tempo de deslocamento das equipes. Na prevenção, o volume de podas da arborização urbana mais que dobrou, chegando a 650 mil intervenções só em 2025. (CNN Brasil)
Copel se prepara para ‘super El Niño’ com reforço de equipes e orçamento
A Companhia Paranaense de Energia (Copel) está se preparando para enfrentar um “super El Niño” que deve atingir a região Sul entre setembro e fevereiro de 2027 com chuvas acima dos registros históricos, segundo o presidente da companhia, Daniel Slaviero. Em entrevista durante o EVEx Brasil 2026, em João Pessoa (PB), ele afirmou que a distribuidora está realizando uma “força-tarefa” com reforço de equipes e estruturas para garantir o atendimento durante o período. “As melhores estimativas hoje dizem que ele vai ser um super El Niño muito forte ou até um Godzilla El Niño. Ele tende a ser de setembro a fevereiro de 2027. Vai ser um período muito difícil para nós no Paraná, na Copel e principalmente na região Sul”, afirmou Slaviero ao estúdio eixos na quarta (1º/7). Assista na íntegra. O presidente destacou que as alterações climáticas são o “novo normal” e exigem adaptação. “Nós não controlamos o clima e não controlamos os fatos, nós controlamos como a gente reage aos fatos. Temos uma equipe preparada e um centro de operação para mitigar ao máximo os danos”, disse. Slaviero também detalhou os investimentos da Copel em modernização da rede, com destaque para o programa de redes elétricas inteligentes, considerado o maior do Brasil, com 2 milhões de unidades consumidoras atendidas. A empresa fechou um ciclo de investimentos de R$ 20 bilhões na revisão tarifária de 2026, a maior base entre as distribuidoras do país. (Eixos)
Aneel libera 100 MW de solares da Engie e Scatec e suspende hidrelétrica em MG
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) publicou autorizações que somam 101,08 MW de nova capacidade em operação comercial no país, além de liberar testes de usinas fotovoltaicas no Paraná e no Espírito Santo. A autarquia também suspendeu a operação comercial de uma unidade geradora da UHE Pedro Affonso Junqueira após identificar anomalias em um transformador. As liberações foram divulgadas na edição desta quinta-feira, 2 de julho, no Diário Oficial da União. A Aneel liberou para início de operação comercial das UG34 a UG77, somando 15,48 MW, da UFV Paracatu 1; e as UG34 a UG78, totalizando 31,6 MW, das UFVs Paracatu 2 e 3. Os ativos integram o complexo fotovoltaico Paracatu, localizado no município homônimo, em Minas Gerais. O empreendimento é composto por quatro usinas solares, que somam 132 MW de capacidade instalada. O complexo foi adquirido pela Engie Brasil Energia em 2022 e incorporado ao seu parque gerador. A autorização para operação permanece válida até 2051. A Scatec recebeu o mesmo aval para as UG1 a UG112, que somam 30 MW, da UFV Urucuia 2; e para as UG01 a UH89, totalizando 24 MW, da UFV Urucuia 3, localizadas no município mineiro de Pintópolis. As usinas integram o complexo de mesmo nome, que terá capacidade instalada de 142 MW e investimento total estimado em R$ 506 milhões. Localizada na cidade mineira de Poços de Caldas, a UHE Pedro Affonso Junqueira teve a operação comercial da unidade geradora UG07, de 4 MW, suspensa após a identificação de anomalias durante uma inspeção no transformador elevador, com efeitos retroativos a 17 de junho de 2025. O ativo é de responsabilidade da DME Distribuição. (Megawhat)
Engie Energia recua na Bolsa após renúncia no conselho
As ações da Engie Brasil Energia operam em queda nesta semana e chegaram a cair 4,74% na 4ª feira (1º.jul.2026). O movimento nos preços coincide com uma mudança na estrutura de governança da geradora de energia, que comunicou aos seus acionistas a renúncia de um dos integrantes do conselho de administração. As ações da empresa atingiram o valor mínimo de R$ 33,03 na 4ª feira (1º.jul). O desempenho negativo superou a baixa geral do Ibovespa, principal índice da Bolsa brasileira, que recuou 0,36% no mesmo dia. O portal Investing.com destacou que a queda foi influenciada por um cenário econômico cauteloso e pela inflação acima da meta, o que restringe os cortes na taxa básica de juros. Esse ambiente torna os títulos de renda fixa mais atrativos e estimula a retirada de capital de empresas prestadoras de serviços básicos, como as elétricas. De acordo com o site NC News, o movimento de desvalorização atinge, de forma geral, as companhias do setor elétrico desde o início do ano. Além do peso macroeconômico, o site ainda aponta que a baixa reflete uma frustração de parte do mercado. Havia uma expectativa de que a Engie anunciasse a distribuição de lucros extraordinários aos acionistas. Como a geradora decidiu manter sua política tradicional de repasses, sem valores excepcionais, investidores passaram a realocar seus recursos para outras empresas com maiores descontos. A Engie anunciou a renúncia de Pierre Jean Bernard Guiollot do cargo de membro titular do conselho de administração. O comunicado aos acionistas foi divulgado na noite de 3ª feira (30.jun), depois do encerramento das negociações no mercado. A empresa não vinculou a renúncia ao atual desempenho das ações. Em comunicado, a companhia afirmou que a saída ocorre “em decorrência da assunção de novos desafios profissionais e responsabilidades no Grupo Engie”. (Poder 360)
Brasil é o 3º em economia com renováveis
O Brasil foi o terceiro país que mais economizou gastos com combustíveis fósseis graças à participação de renováveis na matriz, mostra um mapeamento publicado hoje (2/7) pela Agência Internacional de Energia Renovável (Irena, em inglês) No mundo, a expansão das energias renováveis evitou custos de US$ 480 bilhões com petróleo, gás e carvão em 2025. A China liderou, com cerca de US$ 177 bilhões— ou aproximadamente 47% — do custo total evitado, seguida pelos Estados Unidos (US$ 35 bilhões) e o Brasil (US$ 32 bilhões). Na sequência, aparecem Índia e Alemanha, com US$ 18 bilhões cada, e o Japão, com US$ 15 bilhões economizados. De acordo com o relatório de custos da Irena, alternativas como solar e eólica não são apenas mais baratas, mas também um importante “amortecedor geopolítico” para a segurança energética e estabilidade econômica. A agência estima que mais de 90% da capacidade renovável em escala de utilidade pública adicionada em 2025 foi mais barata do que a alternativa fóssil de menor custo. Além de evitar a emissão de 8,4 bilhões de toneladas de CO2, as renováveis estão ajudando algumas economias a atravessarem crises geopolíticas. Em 2025, três economias do Sudeste Asiático dependentes de importações — Indonésia, Tailândia e Filipinas — substituíram o consumo de carvão e gás avaliado em US$ 5,7 bilhões que, de outra forma, teriam sido adquiridos, aponta a Irena. (Eixos)
O Ministério de Minas e Energia (MME) realizou, na última semana, a 3ª reunião do Grupo Técnico 19 (GT-19), responsável por desenvolver estudos para subsidiar a estruturação da Política Nacional para Pequenos Reatores Modulares (SMRs, na sigla em inglês). O encontro marcou o início da Fase 3 dos trabalhos, dedicada ao diagnostico técnico e territorial para a implantação dessa tecnologia no Brasil, e reuniu entes públicos, instituições reguladoras, empresas estatais, setor produtivo e academia. O subsecretário de Governança do MME, Dênis Soares, destacou que o grupo tem avançado de forma consistente na construção das bases que permitirão ao Brasil desenvolver uma política nacional voltada aos pequenos reatores modulares, tecnologia considerada uma das principais tendencias da indústria nuclear mundial. “As características de confiabilidade, modularidade e possibilidade de produção em série tornam os SMRs uma tecnologia promissora para o futuro energético do País. Nesse cenário, as capacidades desenvolvidas pela Marinha do Brasil, especialmente por meio do LABGENE, constituem uma importante base tecnológica nacional para apoiar futuras iniciativas nessa área”, afirmou o Soares, que coordena os trabalhos do grupo. Durante a reunião, a Autoridade Nacional de Segurança Nuclear (ANSN) apresentou um diagnóstico preliminar sobre os critérios para a instalação segura de SMRs no território brasileiro. Entre os temas debatidos, estiveram o mapeamento de possíveis localidades para implantação dos reatores, os desafios relacionados ao transporte e à instalação de grandes componentes em regiões remotas, a necessidade da validação de novas tecnologias de segurança, além da integração entre os processos regulatórios, ambientais e de gestão de rejeitos radioativos. (MME Notícias)
Investimentos em saneamento mais que dobram após marco legal, diz Abdib
O novo marco legal do saneamento colocou o Brasil em um ciclo de expansão sem precedentes dos investimentos no setor. A avaliação é do presidente-executivo da Abdib (Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústrias de Base), Venilton Tadini. Segundo ele, os aportes anuais saltaram de R$ 18 bilhões para R$ 42 bilhões, encerrando um período de mais de uma década de estagnação. Entre os principais casos estão a privatização da Sabesp e da Copasa. Na avaliação de Tadini, o ritmo atual permitirá que o país realize, em apenas sete anos, um volume de obras equivalente ao que deixou de ser feito ao longo de sete décadas. “Não vamos universalizar em 2033, mas vai ser feito em sete anos o que não foi feito em 70 anos neste país em saneamento”, diz. Apesar do avanço, Tadini reconhece que a meta legal dificilmente será alcançada no prazo previsto. Segundo ele, as estimativas da Abdib indicam que seria necessário manter investimentos de cerca de R$ 50 bilhões por ano durante dez anos para universalizar os serviços de água e esgoto. Apesar do avanço dos investimentos, Tadini diz que ainda há “nichos de resistência” à participação da iniciativa privada, em alguns lugares do Nordeste. Segundo ele, essa resistência dificulta o avanço de novos projetos de saneamento. O executivo defende também a criação de consórcios de municípios para reunir cidades, ganhar escala e tornar os projetos mais atrativos para investidores. Na avaliação da Abdib, esse modelo pode acelerar a expansão do saneamento em regiões onde os investimentos ainda avançam lentamente. (CNN Brasil)
Investimento em infraestrutura deve atingir R$ 300 bi em 2026, aponta Abdib
Os investimentos em infraestrutura no Brasil devem atingir cerca de R$ 300 bilhões em 2026, segundo projeção da Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústrias de Base (Abdib). O presidente-executivo da entidade, Venilton Tadini, avalia que o país entrou em um “ciclo virtuoso” de investimentos, impulsionado pela melhoria na estruturação de projetos, no ambiente regulatório e nas fontes de financiamento. A Abdib monitora periodicamente os investimentos em infraestrutura e aponta que o Brasil registrou, nos últimos dois anos, o maior volume de aportes da série recente. Ainda assim, os investimentos representam aproximadamente 2,3% do Produto Interno Bruto (PIB), patamar distante dos 4% a 4,5% do PIB por ano que especialistas consideram necessários durante cerca de uma década para reduzir o déficit de infraestrutura do país. Para Tadini, o avanço recente representa uma mudança estrutural após um longo período de estagnação na década passada. “É uma curva de aprendizados, o país passa a ter competência na estruturação de projetos, sabe fazer mitigação de riscos, definir taxas e retornos adequados, contratos bem feitos e maior governança do setor público”, afirmou ao Conexão Infra, programa de TV da CNN. Segundo o executivo, entre 2016 e 2018, os investimentos permaneceram praticamente estagnados em torno de R$ 170 bilhões por ano. Em 2025, esse volume subiu para aproximadamente R$ 200 bilhões, enquanto a expectativa da entidade é de que salte para R$ 300 bilhões em 2026. Somados, os projetos atualmente previstos representam cerca de R$ 780 bilhões em investimentos que deverão ser executados ao longo dos próximos anos. Na avaliação de Tadini, o crescimento não deve ser passageiro. Segundo ele, 2027 deverá manter um ritmo elevado de investimentos, com exceção do setor de telecomunicações, que já realizou boa parte dos aportes necessários e tende a entrar em uma fase de estabilização. (CNN Brasil)
PPPs de infraestrutura social aceleram e vivem melhor ciclo, aponta estudo
As parcerias público-privadas (PPPs) voltadas à infraestrutura social vivem um momento de expansão no país e devem marcar o atual ciclo de investimentos dos estados, segundo apontou um levantamento da Radar PPP. Voltado ao 2º trimestre deste ano, o estudo mostrou que há um crescimento expressivo no número de contratos assinados e um pipeline robusto nos projetos em áreas como educação, saúde, sistema prisional e centros administrativos. Do volume total de iniciativas no ciclo 2023-2026, seis contratos são de infraestrutura social contra apenas um firmado no anterior (2019-2022). A expextativa é de que esse número só aumente e chegue a mais de 15 projetos. Em relação aos contratos assinados, São Paulo (17), Paraná (11) e Minas Gerais (9) lideram o maior número de assinaturas. “Esse ciclo vai ficar marcado pelo início real da revolução das PPPs de infraestrutura social (…) o momento não é só da infraestrutura, o momento é da participação privada em infraestrutura”, afirmou o sócio-fundador da Radar PPP, Guilherme Naves, em entrevista à CNN. Entre os exemplos no setor estão a PPP das unidades educacionais na rede pública de ensino em Minas Gerais e as PPPs de hospitais regionais no Rio Grande do Sul, em Mato Grosso do Sul e de escolas de tempo integral no Paraná, que teve o contrato assinado pelo governo estadual na última semana pela CS Infra, empresa de concessões a longo prazo da Simpar. (CNN Brasil)
A reforma que falta ao gás natural
O Brasil chega a 2027 com uma oportunidade rara: transformar o gás natural em vetor de competitividade industrial. Para isso, porém, não basta ampliar a produção, construir gasodutos ou regulamentar o acesso às infraestruturas essenciais. É preciso enfrentar o ponto central que ainda limita a abertura do mercado: a concentração da oferta. É nesse contexto que o programa de gas release ganha relevância. A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) indicou que pretende abrir consulta pública sobre o tema entre outubro e novembro deste ano, com implementação prevista para 2027. A medida, prevista na Lei do Gás de 2021, tem como objetivo obrigar o agente dominante a liberar parte do gás que controla para comercializadores e consumidores, criando liquidez e concorrência em um mercado que ainda não se tornou plenamente competitivo. A discussão não é menor. O preço do gás natural para a indústria brasileira segue entre os mais altos do mundo. Segundo levantamento da Confederação Nacional da Indústria, o gás entregue ao consumidor industrial no Brasil chegou a cerca de US$ 20 por milhão de BTU em 2025, valor cinco vezes superior ao praticado nos Estados Unidos e aproximadamente o dobro do observado na Europa. Em 2024, a própria Confederação Nacional da Indústria (CNI) apontava preço médio de US$ 18,96/MMBtu para consumidores industriais no Brasil, contra US$ 3,75/MMBtu nos Estados Unidos. Trata-se de uma desvantagem competitiva que penaliza a indústria nacional justamente em um insumo estratégico para diversos segmentos produtivos. No caso específico da indústria nacional de revestimentos cerâmicos, produtora de pisos, azulejos, faixas e pastilhas, o setor tem capacidade instalada que permite o aumento da sua produção em mais de 25%, caso o preço do gás natural seja competitivo em relação aos praticados em países onde estão os players internacionais do segmento. (Eixos)
Gasmig investe R$ 1 bilhão para levar gás ao Triângulo Mineiro
A Gasmig vai investir mais de R$ 1 bilhão para levar gás natural e biometano ao Triângulo Mineiro, interligando os municípios de Uberaba, Uberlândia, Araxá e Indianópolis. O projeto prevê a injeção inicial de 250 mil metros cúbicos (m3) de gás por dia na rede, abastecendo indústrias, comércios, frotas e o mercado urbano da região, segundo o gerente Comercial do Segmento Automotivo da distribuidora, Welder Souza. “É um projeto audacioso, a maior rede isolada da América Latina. A nossa ideia é interligar os supridores, principalmente da CMAA [Companhia Mineira de Açúcar e Álcool], através de uma parceria com a Mitsui Gás“, afirmou Souza, em entrevista ao estúdio eixos durante o EVEx Brasil 2026, em João Pessoa (PB) na quarta (1º/7). Assista na íntegra. O gás que abastecerá a região virá do biometano produzido no próprio Triângulo Mineiro, a partir de resíduos da agroindústria, com o gás natural atuando como suporte firme para garantir a continuidade do fornecimento. “É o desenvolvimento chegando à cidade com o diferencial da economia local. Tudo é construído através da energia do gás, do biometano sendo produzido no próprio Triângulo Mineiro”, destacou. Além da infraestrutura de gás, a Gasmig oferece um “hub de soluções” que integra o fornecimento de gás veicular com energia elétrica renovável, por meio da controladora Cemig. O cliente pode contratar energia livre da Cemig com desconto de até 35% para abastecer os compressores dos postos, enquanto as lanchonetes contam com energia solar da Cemig SIM. (Eixos)
Gasmig nomeia Marise Grinstein como diretora Administrativa
A estatal mineira Gasmig anunciou a nomeação de Marise Grinstein como diretora administrativa, em mais uma mudança na composição da administração da companhia após a chegada de Gustavo de Marchi à presidência. A executiva tem mais de 30 anos de experiência nos setores de energia elétrica e gás natural e trajetória em gestão, governança corporativa e desenvolvimento de novos negócios. Engenheira civil formada pela Universidade do Estado do Rio de Janeiro (UERJ), com mestrado em Geotecnia pela PUC-Rio e MBAs em Projetos e em Gestão Empresarial pela Fundação Getulio Vargas (FGV), Marise ocupou posições no Ministério de Minas e Energia (MME), na Eletrobras Furnas, atuou como superintendente de Gás no governo fluminense, foi CEO da Emae e diretora na Ambipar. Com a nomeação, a diretoria da Gasmig passa a ser formada por Gustavo de Marchi e Silva, na presidência; Marise Grinstein, na Diretoria Administrativa; Ronalde Xavier Moreira Júnior, na Diretoria Financeira e de Relações com Investidores; e Rodrigo Solha Pazzini de Freitas, na Diretoria Técnico-Comercial. A mudança ocorre em um momento de reorganização da gestão da companhia. Em maio, a Gasmig anunciou De Marchi como diretor-presidente, no lugar de Carlos Ivan Camargo de Colón, que estava no cargo desde agosto de 2024. Na mesma ocasião, a empresa informou 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. (Megawhat)
MME fortalece agenda regulatória com 200 atos normativos elaborados pela SNPGB
A Secretaria Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (SNPGB), do Ministério de Minas e Energia (MME), alcançou a marca de 200 atos normativos elaborados entre 2023 e 2026. O resultado evidencia o fortalecimento da atuação técnica e regulatória da secretaria na formulação de políticas públicas voltadas à modernização do setor energético, à ampliação da segurança jurídica e ao desenvolvimento sustentável da cadeia de petróleo, gás natural, biocombustíveis e combustíveis. Ao longo do período, foram produzidos instrumentos de diferentes naturezas, entre eles 71 portarias, 35 resoluções do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), 28 decretos, 17 portarias interministeriais, além de medidas provisórias, análises de impacto regulatório (AIR), acordos de cooperação técnica, memorandos de entendimento, projetos de lei e outros instrumentos normativos. O maior volume de publicações ocorreu em 2024, com 66 atos, seguido de 2025, com 55, demonstrando a continuidade da agenda de aperfeiçoamento regulatório conduzida pela secretaria. O conjunto de atos consolida o compromisso do MME com a construção de um ambiente regulatório mais moderno, transparente e previsível, capaz de impulsionar investimentos, ampliar a competitividade dos mercados e fortalecer a segurança energética do país. As medidas adotadas nesse período deram suporte a políticas estratégicas do Governo do Brasil, contribuindo para o avanço da transição energética, da descarbonização da matriz, e do aproveitamento sustentável dos recursos energéticos nacionais. (MME Notícias)
Quinta-Feira 02 de Julho
Destaques: (i) CMSE sinaliza possibilidade de acionar termelétricas em cenários de maior demanda e condições climáticas adversas (MME Notícias); (ii) CMSE sinaliza possibilidade de acionar termelétricas em cenários de maior demanda e condições climáticas adversas (Valor); e (iii) Preço de energia com hora e CEP: quem ganha com as mudanças no mercado (Brazil Journal)
O Ministério de Minas e Energia (MME) realizou, nesta quarta-feira (1º/7), a 320ª reunião ordinária do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE). O colegiado destacou a melhora contínua das condições hidrometeorológicas na Região Sul ao longo do mês de junho, especialmente na bacia do rio Iguaçu, em comparação aos meses anteriores. O cenário contribuiu para a recuperação dos níveis de armazenamento dos reservatórios da região, que alcançaram níveis satisfatórios, reforçando a segurança do atendimento eletroenergético do país em 2026. De acordo com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a atuação frequente de frentes frias e massas de ar frio nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste favoreceu a ocorrência de chuvas e a redução das temperaturas ao longo do período. Nessas três regiões, os termômetros registraram valores abaixo da média histórica para a época do ano. Já as bacias dos rios Iguaçu, Tietê, Grande, Paranaíba e a incremental à UHE Itaipu apresentaram totais de precipitação superiores à média mensal. No caso das bacias dos rios Tietê, Grande e Paranaíba, os índices históricos de chuva para esta época do ano são naturalmente reduzidos. Para grande parte das demais bacias do Sistema Interligado Nacional (SIN), os cenários apresentam condições próximas à média histórica. Na reunião, também foi ressaltada a elevada probabilidade de ocorrência do fenômeno El Niño no segundo semestre de 2026, com predominância de projeções que apontam para intensidade forte ou muito forte. (MME Notícias)
O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) sinalizou nesta quarta-feira (1) que poderá acionar usinas termelétricas em cenários de maior demanda por energia elétrica e condições climáticas adversas. A medida poderá ser alinhada com a operação otimizada das hidrelétricas do rio São Francisco e ao uso estratégico do reservatório da usina hidrelétrica de Itaipu. De acordo com nota divulgada pelo Ministério de Minas e Energia (MME), durante reunião do colegiado, foi ressaltada a “elevada” probabilidade de ocorrência do fenômeno El Niño no segundo semestre de 2026, com predominância de projeções que apontam para intensidade forte ou muito forte. Apesar disso, o colegiado indicou a melhoria contínua das condições hidrometeorológicas na região Sul ao longo de junho, o que contribuiu para a recuperação dos níveis de armazenamento dos reservatórios da região, que alcançaram níveis satisfatórios, reforçando a segurança do atendimento eletroenergético do país em 2026. De acordo com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a atuação frequente de frentes frias e massas de ar frio nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste favoreceu a ocorrência de chuvas e a redução das temperaturas ao longo do período. Nessas três regiões, os termômetros registraram valores abaixo da média histórica para a época do ano. Já as bacias dos rios Iguaçu, Tietê, Grande, Paranaíba e a incremental à Itaipu Binacional apresentaram totais de precipitação superiores à média mensal. No caso das bacias dos rios Tietê, Grande e Paranaíba, os índices históricos de chuva para esta época do ano são naturalmente reduzidos. Para grande parte das demais bacias do sistema elétrico nacional, os cenários apresentam condições próximas à média histórica. (Valor)
Preço de energia com hora e CEP: quem ganha com as mudanças no mercado
Para empresas do setor elétrico, não basta mais só produzir e vender o máximo possível de energia. Com mudanças regulatórias e na matriz elétrica do País, é cada vez mais importante quando, onde e como cada megawatt foi gerado. A distribuição da eletricidade ao longo das horas do dia, conhecida como modulação, tem se tornado um fator chave para as geradoras e comercializadoras de energia, resultando em lucros extraordinários para algumas – e quebradeira para outras. O mercado elétrico também passou a ter diferenças mais frequentes de preço entre regiões, pela falta de capacidade de transmissão para escoar toda geração em determinados momentos. Isso pode ocasionar perdas para as geradoras que venderam a energia de suas usinas a clientes em outras localidades – o chamado risco de submercado. Na prática, levando em conta esses fatores, é como se a geração de uma hidrelétrica no Sudeste tivesse valido R$ 26 por megawatt-hora a mais no primeiro tri, enquanto uma usina solar perdeu até R$ 106 por MWh em valor, de acordo com cálculos da AXIA Energia divulgados junto com seu balanço do período. Os preços no mercado elétrico começaram a ser calculados de forma horária em 2021. Mas as diferenças de valores ao longo do dia e entre regiões foram aumentando junto com a geração renovável – e se agravaram com a popularização de placas solares em telhados. Isso levou ao cenário atual, em que os preços da energia têm despencado entre o início da manhã e o meio-dia, o pico da geração solar no sistema. (Brazil Journal)
Itaipu fará piloto de armazenamento com baterias em usina solar flutuante
A Itaipu Binacional vai instalar um sistema de armazenamento por baterias em sua usina solar flutuante, em um projeto-piloto de 1 MW-pico. A iniciativa visa testar a combinação das duas tecnologias e avaliar sua contribuição para a estabilidade do sistema elétrico. A usina, quitada em fevereiro de 2023, planeja ampliar a capacidade solar para mais de 1.000 MW. “A bateria hoje é uma necessidade para que a gente possa acoplar essas fontes intermitentes e entregar uma energia com qualidade para o sistema”, afirmou o diretor financeiro da hidrelétrica, André Pepitone, em entrevista ao estúdio eixos durante o EVEx Brasil 2026, ao vivo de João Pessoa (PB) nesta quarta (1º/7). Assista na íntegra. Segundo Pepitone, a usina hidrelétrica já garante a confiabilidade do sistema, mas as fontes eólica e solar — que somam 40% da potência instalada do país — não entregam estabilidade de tensão e de frequência (a chamada potência). “A eólica e a solar entregam capacidade de realizar trabalho, mas não entregam estabilidade. A bateria tem a capacidade de limpar essa energia e devolver para o sistema com os três atributos: capacidade de realizar o trabalho, estabilidade de tensão e frequência”, explicou. A Binacional também estuda a instalação de duas novas turbinas na usina, que não ampliariam a geração de energia, mas aumentariam a disponibilidade de potência para o sistema. (Eixos)
Armazenamento de energia ganha protagonismo inédito nos resultados da Tesla
A divisão de armazenamento de energia da Tesla, alavancada pelo sucesso comercial do sistema de baterias Megapack, passou a ocupar um papel importante na geração de receitas e na rentabilidade da companhia de Elon Musk. A solução voltado para usinas de grande porte da empresa foi projetada para estabilizar a rede elétrica, evitar quedas de energia e integrar fontes de energia renováveis, como eólica e solar. O desempenho do equipamento voltado a concessionárias de energia e grandes consumidores transformou a divisão de energia em um dos principais motores de crescimento da Tesla, ao lado de seu tradicional negócio de veículos elétricos. Os números consolidados do encerramento do exercício de 2025 mostram que a área de geração e armazenamento de energia assumiu um protagonismo inédito dentro da companhia. A receita da divisão de geração e armazenamento de energia alcançou US$ 12,77 bilhões no ano passado, avanço de 27% em relação aos US$ 10,09 bilhões registrados em 2024. O resultado foi incrementado principalmente pelo Megapack, cujas instalações atingiram o recorde de 46,7 GWh em 2025, crescimento de 49% sobre o ano anterior. O desempenho da divisão energética ocorreu justamente em um momento de maturação do mercado global de veículos elétricos, reforçando a mudança gradual no perfil de negócios da Tesla. Embora a fabricação de automóveis continue respondendo pela maior parte do faturamento da empresa, as soluções de armazenamento de energia passaram a representar uma parcela cada vez mais relevante da geração de resultados. (Canal Solar)
Fox ESS reforça presença no Brasil e amplia parcerias na América Latina durante evento na China
A Fox ESS, fabricante global em soluções de armazenamento de energia e inversores solares, reforçou seu compromisso com o crescimento do mercado latino-americano durante o Fox ESS Experience LATAM–China 2026. O evento reuniu 36 empresas líderes do setor, entre distribuidores, integradores, representantes da mídia e parceiros estratégicos do Brasil e da Argentina para uma semana de imersão técnica, comercial e institucional na China. Com forte presença de parceiros brasileiros, o programa foi desenvolvido para aproximar o mercado nacional da estrutura global da Fox ESS, com o objetivo de oferecer uma visão mais completa sobre a capacidade industrial, inovação tecnológica e estratégia de expansão da companhia para o Brasil e para a América Latina. Durante o evento, os participantes visitaram a fábrica da Fox ESS em Wenzhou, participaram de reuniões executivas com lideranças globais da empresa e acompanharam treinamentos técnicos e comerciais sobre o portfólio de soluções Fox ESS. A agenda permitiu que os convidados compreendessem melhor como funciona a escala de produção, os padrões de qualidade e a visão de longo prazo que orientam o desenvolvimento das soluções de armazenamento de energia da marca. Os participantes também puderam conhecer a linha de produção do G-MAX Plus, acompanhando desde as etapas de fabricação e montagem do sistema, além de interagir com engenheiros e responsáveis pela produção dos equipamentos. Além da programação técnica e de negócios, o Fox ESS Experience LATAM–China 2026 também contou com atividades culturais e de networking. A delegação ainda visitou pontos icônicos de Shanghai, participou de um cruzeiro pelo Rio Huangpu, jantares de relacionamento e experiências que apresentaram a cultura, a hospitalidade e o dinamismo da China. (Canal Solar)
Comércio impulsiona consumo de energia em maio; indústria recua
O consumo nacional de energia elétrica alcançou 48.021 GWh em maio de 2026, alta de 2,1% em relação ao mesmo mês do ano passado, segundo a Resenha Mensal do Mercado de Energia Elétrica da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). O avanço foi puxado principalmente pela classe comercial, que registrou crescimento de 5,1%, enquanto a indústria foi a única classe com retração no período, de 0,7%. O resultado representa o segundo mês consecutivo de expansão do consumo nacional. No acumulado dos últimos 12 meses, a demanda por eletricidade somou 569.595 GWh, crescimento de 0,5%. Além do comércio, o consumo residencial avançou 4,2% e a classe “outros” cresceu 1,2%. Segundo a EPE, temperaturas acima da média em diversas regiões do país sustentaram o uso de aparelhos de climatização, enquanto o frio mais intenso no Sul elevou a utilização de equipamentos de aquecimento. O aumento da renda das famílias, da base de consumidores e da penetração de eletrodomésticos também contribuiu para o desempenho da classe residencial. No comércio, a expansão refletiu o bom desempenho da atividade econômica e das vendas do varejo, além das condições climáticas. A EPE cita indicadores do IBGE que mostram crescimento de 1% nas vendas do comércio varejista e de 1,9% no setor de serviços em abril, reforçando o ambiente favorável ao aumento da demanda por eletricidade. (Megawhat)
Expansão da infraestrutura elétrica fortalece o Sistema Interligado Nacional
Com planejamento e investimento em geração e transmissão, o setor energético brasileiro avançou no fortalecimento do Sistema Interligado Nacional (SIN), ampliando a capacidade de atendimento aos consumidores, reforçando a segurança energética e conectando regiões historicamente afastadas da infraestrutura elétrica do país. Entre 2023 e 2026, foi ampliada a integração elétrica do país, reforçando a confiabilidade do fornecimento de energia em diferentes regiões do Brasil. O principal marco foi a interligação de Roraima ao SIN. Com a entrada em operação do Linhão Manaus-Boa Vista, em 2025, todas as capitais brasileiras passaram a integrar a rede nacional de transmissão de energia elétrica. O fortalecimento do setor também se deu por meio da conexão de localidades anteriormente atendidas por sistemas isolados. Regiões como Parintins e Itacoatiara, no Amazonas, e Juruti, no Pará, passaram a ser atendidas pelo SIN, ampliando a confiabilidade do fornecimento de energia para milhares de brasileiros e reduzindo a dependência de geração térmica e de combustíveis fósseis, além de minimizar custos para todos os consumidores. “Estamos construindo um sistema elétrico cada vez mais forte, integrado e preparado para o futuro. A interligação de Roraima ao Sistema Interligado Nacional marcou um momento histórico para o país e simboliza os avanços que estamos promovendo em geração, transmissão e segurança energética. Com mais investimentos e planejamento garantimos mais confiabilidade no fornecimento para milhões de brasileiras e brasileiros”, ressaltou o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira. (MME Notícias)
ANEEL prossegue com consulta sobre medidores inteligentes
A ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) abriu a segunda fase da Consulta Pública nº 1/2026, etapa que deverá consolidar os requisitos mínimos para os sistemas de medição inteligente destinados aos consumidores de baixa tensão. As contribuições poderão ser encaminhadas até 14 de agosto e servirão de base para a elaboração da futura regulamentação que disciplinará a implantação desses equipamentos em residências, pequenos comércios e demais unidades do Grupo B. Diferentemente da primeira etapa, voltada à definição das premissas gerais do projeto, a nova consulta coloca em discussão uma proposta de resolução normativa que altera dispositivos dos PRODIST (Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional) e da Resolução Normativa nº 1.000/2021. O texto estabelece que o sistema de medição inteligente deverá ser composto por quatro elementos integrados: medidor, interface de comunicação com o consumidor, sistema de comunicação de dados e sistema de gestão das informações. Na atual fase, a agência reguladora pretende receber sugestões sobre aspectos operacionais e tecnológicos que deverão integrar os futuros medidores inteligentes. Entre os temas submetidos à consulta estão os requisitos mínimos dos equipamentos, os prazos e formatos para disponibilização das informações aos consumidores, as funcionalidades necessárias para viabilizar modalidades como o pré-pagamento de energia e possíveis aperfeiçoamentos relacionados à segurança cibernética, interoperabilidade entre sistemas e qualidade das informações disponibilizadas. (Canal Solar)
MME abre consulta pública sobre Estratégia de Dados Energéticos
O Ministério de Minas e Energia (MME) abriu consulta pública sobre a Estratégia Nacional de Dados Energéticos (Ende) 2027-2031, documento que estabelece diretrizes para modernizar a gestão das informações do setor energético brasileiro e ampliar a integração entre bases de dados de diferentes instituições. A consulta foi aberta por meio de portaria publicada no Diário Oficial da União desta quarta-feira, 1º de julho, e integra a implementação da estratégia aprovada pelo ministério para fortalecer a governança, a padronização, a interoperabilidade e a transparência dos dados energéticos. Os interessados poderão contribuir pelo período de 30 dias. De acordo com o MME, a iniciativa busca tornar os dados energéticos mais consistentes, interoperáveis e acessíveis, permitindo seu uso mais eficiente no planejamento energético, na formulação de políticas públicas, na regulação e na operação do sistema, além de facilitar o acesso às informações por agentes de mercado, pesquisadores e pela sociedade. A implementação da estratégia ocorrerá de forma gradual, respeitando a disponibilidade orçamentária e as competências dos órgãos envolvidos, podendo ser revisada periodicamente em função da evolução tecnológica, das demandas do setor e das contribuições recebidas durante o processo de participação social. Segundo o documento, a Ende funcionará como um instrumento estratégico para orientar iniciativas relacionadas à produção, integração, compartilhamento e uso de informações energéticas no país. A coordenação da estratégia ficará a cargo da Secretaria Nacional de Transição Energética e Planejamento, que também será responsável pelo acompanhamento de sua implementação em conjunto com os demais órgãos do setor. (Megawhat)
O país onde sobra energia e falta eletricidade
Existe algo profundamente errado quando um país precisa desligar usinas porque há energia demais e, ao mesmo tempo, teme um apagão porque pode faltar potência para manter o sistema funcionando. Parece um contrassenso. Não é. É exatamente o retrato do setor elétrico brasileiro. Durante a partida entre as seleções do Brasil e do Japão, pela Copa do Mundo, o Operador Nacional do Sistema Elétrico precisou retirar cerca de 20 GW de produção renovável para preservar o equilíbrio da rede. A queda abrupta do consumo durante o jogo expôs o sistema a uma situação delicada: havia energia demais entrando em uma rede cuja demanda havia despencado. Logo depois, com o fim da partida, o desafio se inverteu. O consumo voltou a crescer rapidamente, exigindo resposta imediata da operação para recompor o atendimento à carga. O ONS cumpriu sua missão com competência. Agiu como deveria agir. Evitou o desequilíbrio, preservou a segurança do sistema e impediu que uma ocorrência operacional se transformasse em vexame nacional. Mas o episódio não pode ser tratado só como uma curiosidade da Copa. Ele revela uma deficiência muito mais profunda. O Brasil acostumou-se a afirmar que sofre por falta de planejamento. No setor elétrico, o diagnóstico é ainda mais grave. O país construiu um modelo em que produção, transmissão, distribuição e consumo evoluíram segundo lógicas distintas, velocidades diferentes e incentivos frequentemente incompatíveis entre si. A produção renovável avançou com força, sobretudo nas fontes solar e eólica. A transmissão não acompanhou no mesmo ritmo. A distribuição opera sob outra lógica. O consumo segue sujeito a variações bruscas, sem mecanismos modernos suficientes de resposta, armazenamento ou precificação dinâmica. (Poder 360)
A deterioração institucional do setor elétrico brasileiro
Talvez o ponto mais preocupante de todo o debate recente no setor elétrico sobre o leilão de capacidade seja que esquecemos algo básico: em mercados maduros, o debate central raramente é qual tecnologia deve “ganhar”. O papel do mercado e de seus mecanismos, como os leilões, é descobrir as tecnologias vencedoras, não determiná-las. Mercados devem ser agnósticos em relação às tecnologias: a composição ótima de recursos deve ser um resultado, uma seleção por aptidão para entregar os atributos especificados via competição por menor preço. Por isso, é tão importante desenhar leilões com foco no produto, e não em qual fonte o produzirá. Não por acaso, há arranjos em que baterias e térmicas são utilizadas de forma complementar e conjunta pelos próprios empreendedores, em diferentes contextos para capturar preços mais altos em produtos de serviços ancilares específicos. Isso fica particularmente evidente nos mercados maduros que operam com dupla contabilização. Neles, todos os dias os agentes negociam, por meio de um leilão centralizado, um conjunto de 24 contratos financeiros horários, um para cada hora do dia seguinte. O objetivo é equilibrar oferta e demanda ao menor custo possível, respeitando as restrições da rede, as limitações operativas dos geradores e os requisitos de segurança do sistema. No dia da operação, um mercado de tempo real liquida as diferenças entre o que foi contratado e o que efetivamente foi gerado ou consumido, geralmente em intervalos de poucos minutos, refletindo as condições reais do sistema. (CNN Brasil)
Irrigantes e aquicultores terão mais flexibilidade para acessar desconto na conta de luz
Produtores rurais que utilizam energia elétrica nas atividades de irrigação e aquicultura agora contam com mais liberdade para organizar o consumo e aproveitar os descontos previstos para a Classe Rural. Formalizada pelo Ministério de Minas e Energia (MME), em parceria com os ministérios da Integração e do Desenvolvimento Regional e da Agricultura e Pecuária, a Portaria Normativa nº 137/2026 garante maior flexibilidade na escolha dos horários de utilização do desconto tarifário, permitindo que o consumidor adapte o benefício às necessidades da propriedade e aos diferentes períodos de produção. Com a nova regra, o desconto poderá ser usado durante um período diário de até 8 horas e 30 minutos, entre 21h30 às 17h, que poderá ser: contínuo ou dividido em até três períodos; ajustado de acordo com diferentes épocas do ano; e definido com preferência para o consumidor, observando os períodos de menor demanda do sistema elétrico. “Estamos dando mais autonomia ao produtor rural para escolher os horários que melhor atendem às necessidades da sua produção e aproveitar os descontos na conta de energia. Essa é uma medida que reduz custos, melhora o planejamento das atividades no campo e reforça o compromisso do Governo do Brasil com o fortalecimento da irrigação e da aquicultura no Brasil”, destaca o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira. A iniciativa busca fortalecer a política pública de incentivo às atividades de irrigação e aquicultura, que dependem da energia elétrica para garantir produtividade. Ao ampliar a autonomia dos consumidores rurais, a medida contribui para o melhor planejamento das operações no campo e para a redução dos custos com energia. (MME Notícias)
Com data center no Ceará, China inaugura nova fase de investimentos no Brasil
Avistadas da rodovia, parcialmente escondidas por palmeiras-leque e outras formas de vegetação, as fileiras simétricas de colunas de cerca de 5,5 metros evocam os grandiosos edifícios do Império Romano. De perto, porém, percebe-se que não se trata de uma ruína antiga, mas de um monumento em ascensão às ambições geopolíticas de uma superpotência contemporânea: a China. Neste remoto canto do estado do Ceará, centenas de trabalhadores estão construindo um data center para a ByteDance, proprietária do TikTok. A instalação será o maior complexo de centros de dados da empresa fora da China, em um projeto cujo custo total estimado é de R$ 200 bilhões (US$ 39 bilhões). O gerente da obra, Wellysson Costa, mal consegue conter o entusiasmo. — Aqui era tudo mato e vegetação rasteira — diz ele, caminhando entre guindastes, betoneiras e blocos quadrados de fundação de concreto do tamanho de banheiras de hidromassagem. Costa trabalha para a Omnia, empresa brasileira especializada na construção de data centers. No ano passado, a companhia apresentou aos executivos da ByteDance a proposta de instalar o empreendimento em uma zona de livre comércio no Ceará, evitando assim as elevadas tarifas que o Brasil cobra sobre a importação de equipamentos de informática. Em menos de seis meses, as equipes de construção transformaram uma área de vegetação na estrutura de aço e concreto do complexo. Em breve, as colunas serão fechadas por paredes, e a cobertura do primeiro dos 20 salões de dados já está sendo instalada. Esses espaços serão futuramente preenchidos com servidores e equipamentos de rede. (O Globo)
Data center a gás viram tendência nos EUA e impulsionam mercado de geradores
O avanço dos data centers, impulsionado pela inteligência artificial, abriu uma nova frente de disputa no setor de energia dos Estados Unidos. Com instalações que precisam operar sem interrupção e consomem grandes volumes de eletricidade, empresas de tecnologia passaram a buscar geração própria para fugir das filas de conexão às redes tradicionais. O movimento tem beneficiado principalmente fabricantes de geradores elétricos. Segundo levantamento do Wall Street Journal, parte relevante dos novos projetos de data centers no país passou a incluir sistemas próprios movidos a gás natural. Entre os empreendimentos que informaram seus planos, cerca de 55% devem usar turbinas a gás, enquanto 29% pretendem adotar motores alternativos, equipamentos semelhantes aos usados em carros e embarcações. A Agência Internacional de Energia estima que os data centers norte-americanos possam consumir até 130% mais energia até 2030 em relação aos níveis atuais. A pressão não envolve apenas o volume de eletricidade, mas também a velocidade de entrega. Grandes projetos de infraestrutura elétrica podem levar anos para serem concluídos, o que levou empresas de tecnologia a recorrerem a soluções instaladas diretamente perto das operações. A procura já aparece nos resultados de fabricantes, segundo o WSJ. A Innio informou que suas vendas para data centers mais que dobraram no primeiro trimestre ante o mesmo período do ano anterior. A Caterpillar afirmou que sua carteira de pedidos de motores alternativos, usados também nos setores de petróleo e gás, cresceu mais de 3,5 vezes. Já a Rolls-Royce registrou alta de 35% na receita ligada a data centers no último trimestre de 2025. (Exame)
Regulamentação da Reforma Tributária traz conforto para o setor de infraestrutura
A Reforma Tributária acarretará uma ampla mudança na carga tributária efetiva de todos os setores. Alguns serão beneficiados, outros penalizados. Com isso, espera-se significativa mudança nos preços relativos e na atratividade de novos projetos de infraestrutura. Cada projeto deverá ser afetado de maneira distinta, inclusive dentro do mesmo setor. No caso de novos projetos, devem ser consideradas três grandes mudanças trazidas pela Reforma: (i) o aproveitamento integral e imediato de créditos para aquisição de bens de capital; (ii) o provável aumento dos custos com serviços; e (iii) a geração de créditos decorrente de custos financeiros. O texto da Emenda Constitucional nº 132/2023, que trouxe as diretrizes da Reforma Tributária, já havia admitido a desoneração da aquisição de bens de capital. A Lei Complementar nº 214/2025 incorporou essa diretriz. Agora, o Decreto nº 12.955/2026, que regulamenta normas comuns à Contribuição sobre Bens e Serviços (CBS) e ao Imposto sobre Bens e Serviços (IBS), em conjunto com a resolução nº 6 divulgada pelo Comitê Gestor do IBS (CGIBS), passou a dar contorno mais concreto a esse desenho ao disciplinar regimes de bens de capital e trazer, inclusive, um anexo com taxas anuais de depreciação. Em seu artigo 195, fica expressamente assegurado o crédito integral e imediato da CBS. A apropriação imediata do crédito não produz apenas um efeito técnico-tributário. Ela afeta diretamente a viabilidade econômico-financeira de projetos de infraestrutura, especialmente aqueles intensivos em investimentos. A decisão de investir em um ativo imobilizado envolve custo líquido de aquisição, prazo de retorno, base depreciável, necessidade de financiamento, expectativa de demanda, reposição de capacidade e produtividade futura. (Exame)
Aneel determina suspensão retroativa de hidrelétrica da Enel
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) suspendeu a operação comercial da unidade geradora UG01, de 95 MW, da usina hidrelétrica Volta Grande, de responsabilidade da Enel Green Power, com efeitos retroativos a 22 de outubro de 2025. O empreendimento, localizado entre os municípios de Conceição das Alagoas, em Minas Gerais, e Miguelópolis, São Paulo, possui capacidade instalada de 380 MW. A unidade está indisponível desde 2 de outubro do ano passado, após desligamento automático causado por falha grave no gerador, que danificou o estator. No entanto, a Enel só comunicou oficialmente o fato à Aneel em 8 de abril de 2026, fora do prazo previsto na resolução normativa nº 1.029/2022, caracterizando descumprimento de obrigação regulatória. Em justificativa à autarquia, a empresa alegou que o evento foi imprevisível, decorrente de um incêndio acidental em um equipamento recentemente revitalizado, e informou que o atraso na comunicação ocorreu por uma falha pontual em seus procedimentos internos, que já foi corrigida. “O evento não apresentou elementos que indiquem má gestão do ativo, tampouco se relaciona a falha decorrente de negligência humana, gerencial ou de descumprimento de rotinas e diretrizes de manutenção preventiva aplicáveis. Ao contrário, conforme as ações recentemente empreendidas, os esforços na UHE Volta Grande têm sido direcionados à realização de investimentos e melhorias nos ativos, com o objetivo de elevar a confiabilidade operacional e contribuir para a adequada prestação do serviço e a segurança do sistema”, explicou a empresa. (Megawhat)
Âmbar inicia melhorias na distribuição de energia no Amazonas
Amodernização do sistema e a ampliação da capacidade de atendimento estão no centro da estratégia da Âmbar Energia para expandir e aperfeiçoar a distribuição de eletricidade no Amazonas. A empresa assumiu recentemente a operação no Estado e inicia uma nova etapa para superar desafios na região, como os desvios de energia, a complexidade logística e operacional e o desequilíbrio econômico-financeiro da concessionária. No 1º mês de comando da distribuidora, a Âmbar anunciou R$ 2,3 bilhões em investimentos para viabilizar obras de modernização e ampliação da infraestrutura elétrica amazonense até 2028. A iniciativa inclui: retomada do programa Luz para Todos; digitalização da rede; instalação de medidores inteligentes; construção e ampliação de subestações em Manaus e municípios do interior; e projetos de interligação elétrica para substituir a produção térmica movida a diesel. O retorno do programa Luz para Todos no Estado visa a garantir a segurança energética das comunidades da Amazônia Legal. Serão mais de R$ 435 milhões investidos pela empresa para a expansão do fornecimento de energia a 33.000 unidades, sendo 17.000 neste ano (2026). Isso inclui consumidores em comunidades periféricas, ribeirinhas e indígenas, nas regiões do Lago do Piranha, Purus, Rio Negro, Nhamundá, Anori, Atalaia do Norte e Manaus. (Poder 360)
Atlas Renewable cancela 1 GW de projetos solares em Minas Gerais
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) revogou autorizações de 25 usinas solares da Atlas Renewable Energy e aprovou novos projetos de geração que totalizam 459 MW no regime de Produção Independente de Energia Elétrica (PIE). Em despacho publicado nesta semana no Diário Oficial da União, a autarquia revogou as outorgas das UFVs Santa Rita 1 a 25, totalizando 1.030 MW. Os ativos são de titularidade da Atlas Renewable Energy e estão localizados no município mineiro de Buritizeiro. O pedido foi protocolado pela companhia, que alegou inviabilidade técnica dos projetos em razão da ausência de margem de escoamento disponível para a conexão dos empreendimentos ao sistema elétrico dentro do prazo de 48 meses previsto nas resoluções autorizativas para o início da operação comercial. O prazo para a implementação das usinas se encerrava em novembro de 2027. Além disso, os empreendimentos não firmaram contratos no ambiente de contratação regulada (ACR) nem celebraram contratos de uso do sistema de distribuição ou de transmissão (Cusd/Cust). Na contramão da revogação, a Aneel autorizou a implantação e exploração de 459 MW em usinas eólicas e solares no regime de Produção Independente de Energia Elétrica (PIE). A EDP Renováveis Brasil recebeu aval para implantar e explorar no regime as eólicas Barra III, IV e VI a VIII, somando 237,6 MW, localizadas na cidade de Francisco Sá, em Minas Gerais. O complexo eólico da companhia na região é composto por 11 usinas. (Megawhat)
EDF vende operações à KKR e avança com a Vinci para eólica na Bahia
A empresa de private equity KKR fechou acordo para comprar as operações e ativos da EDF Power Solutions, pertencentes ao grupo EDF, no Canadá e nos Estados Unidos por cerca de US$ 4,2 bilhões, com possibilidade de pagamentos adicionais de até US$ 390 milhões. A venda, sujeita à obtenção das aprovações regulamentares necessárias, deverá ser concluída durante o segundo semestre de 2026. Segundo o presidente e diretor-executivo da EDF, Bernard Fontana, a transação faz parte da estratégia de rotação de portfólio do grupo. “O objetivo é maximizar a capacidade financeira da EDF para implementar novas soluções competitivas e de baixo carbono em todas as atividades de excelência operacional do grupo: energia nuclear, hidroeletricidade e energias renováveis”, disse, em nota. Na América do Norte, a EDF desenvolveu 26 GW em projetos de energia eólica, solar e de armazenamento em baterias, além de estações de carregamento para veículos elétricos. A companhia detém e opera um portfólio diversificado de ativos de geração solar, eólica e de armazenamento por baterias em diferentes regiões, além de contar com uma plataforma integrada que abrange o desenvolvimento de projetos, construção, operação e manutenção (O&M) de longo prazo e gestão de ativos. A empresa atende uma ampla carteira de clientes, incluindo concessionárias de energia, companhias privadas e instituições. Sob o seu controle, a KKR espera que a EDF Power Solutions North America conte com recursos financeiros e suporte estratégico para ampliar sua base de ativos, melhorar o desempenho operacional e acelerar o desenvolvimento de seu portfólio de projetos. (Megawhat)
Cade aprova sem restrições a compra da Copasa pela Equatorial
O Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) aprovou a compra de 30% da Companhia de Saneamento de Minas Gerais (Copasa) pelo Grupo Equatorial. A decisão foi tomada nessa terça-feira (30), por meio do rito sumário, que permite a análise célere de negociações. Para se tornar oficial, o parecer ainda precisa ser homologado. O aval do Cade foi dado sem restrições. A Gerais Saneamento, subsidiária da Equatorial envolvida na operação, havia submetido o caso à autarquia em 16 de junho. O documento que dá sinal verde às tratativas leva as assinaturas de Rodrigo Monteiro Ferreira, coordenador-geral da autarquia, e de Felipe Neiva Mundim, superintendente-geral substituto. Se houver recurso, o caso será levado ao tribunal do conselho. “Nota-se, dos dados acima, que a participação conjunta das Partes no(s) mercado(s) com sobreposição horizontal encontra-se abaixo de 20% (filtro a partir do qual se presume posição dominante e, por conseguinte, possibilidade de exercício de poder de mercado), no cenário de concorrência pelo mercado. Já no cenário de concorrência no mercado, trata-se de uma substituição (parcial) de agente econômico. Por todo o exposto, conclui-se que a Operação não possui o condão de acarretar prejuízos ao ambiente concorrencial, recaindo na hipótese de procedimento sumário do art. 8º, incisos II e III, da Resolução nº 33/22”, escrevem. (O Fator)
Simpar conclui venda de participação na Ciclus Amazônia por R$ 124,5 milhões
A Simpar informou, nesta quarta-feira (1º), a conclusão da venda de sua participação de 45% na Ciclus Amazônia para a Alvor Participações, subsidiária da Sustentare Saneamento. A operação já havia sido anunciada em abril deste ano. Segundo a companhia, foram cumpridas todas as condições precedentes, permitindo o fechamento da transação. O valor total ajustado da operação — considerando 100% da empresa — é de R$ 276,6 milhões. A fatia vendida pela Simpar corresponde a R$ 124,5 milhões, que serão pagos de forma parcelada. Do total, R$ 18,5 milhões foram pagos na conclusão do negócio. Outros R$ 13,8 milhões serão quitados em até 90 dias, enquanto o saldo de R$ 92,2 milhões será dividido em três parcelas iguais, com vencimentos em janeiro de 2027, julho de 2027 e janeiro de 2028. (Valor)
Complexo solar de quase 500 MW vai fornecer energia exclusivamente para Sabesp
A Casa dos Ventos iniciará neste mês a operação comercial do Complexo Solar Rio Brilhante, em Mato Grosso do Sul, projeto desenvolvido para atender ao contrato de autoprodução firmado com a Sabesp (Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo). Localizado em Campo Grande (MS), o complexo possui 491 MW de capacidade instalada e recebeu investimentos de aproximadamente R$ 1,5 bilhão. Pelo acordo, a energia gerada pelo empreendimento será destinada integralmente ao atendimento da demanda contratada pela companhia de saneamento. O modelo de autoprodução tem ganhado espaço entre consumidores eletrointensivos por proporcionar maior previsibilidade dos custos com energia, além de permitir o acesso a benefícios regulatórios, como a isenção de determinados encargos setoriais. Atualmente, a Sabesp atende 376 municípios paulistas e ocupa a posição de oitava maior consumidora de energia elétrica do Brasil. Em novembro de 2025, a empresa apresentou ao mercado seu plano de descarbonização, que prevê a redução de 15% das emissões de gases de efeito estufa ao longo dos próximos dez anos. A estratégia inclui uma redução de 43% das emissões de Escopo 2, relacionadas ao consumo de energia elétrica. Entre as principais iniciativas para atingir esse objetivo estão a ampliação da autoprodução e a contratação de energia proveniente de fontes renováveis. (Canal Solar)
Naturgy é punida por atrasar migração da Braskem e CSN ao mercado livre
A Naturgy, detentora das concessões de gás Ceg e Ceg Rio, recebeu penalidades da Agência Reguladora de Energia e Saneamento Básico do Estado do Rio de Janeiro (Agenersa) pela conduta protelatória para migrar para o mercado livre de gás uma planta da Braskem localizada na área de atuação da Ceg, e uma planta da CSN localizada na área de concessão da Ceg Rio. Cada penalidade foi calculada em 1 milésimo do faturamento bruto de cada concessionária nos 12 meses anteriores à infração. Em caso de nova recusa, a Naturgy estará sujeita a nova penalidade, majorada em 50%. As distribuidoras também ficam obrigadas a fazer a migração das plantas em até dez dias úteis. Esta obrigação já foi imposta anteriormente pela Agenersa à Naturgy, mas não foi cumprida. A Braskem tenta, desde março de 2025, fazer a migração de uma planta localizada em Duque de Caxias, com contratação prevista no mercado livre de 40 mil m³ de gás por dia, por meio da comercializadora Voqen, que faz parte da Braskem. A empresa calcula já ter tido perdas superiores a R$ 13 milhões entre diferença de custo de molécula e penalidades que poderiam ter sido mitigadas se a unidade já operasse no mercado livre. “Além disso, a migração permitiria que a Braskem operasse sua unidade em um nível superior ao do atual, visto que hoje opera em baixa carga em função da não competitividade do gás natural no estado do Rio de Janeiro”, disse Vitor Hugo Vogel, que representou a Braskem na sessão regulatória da Agenersa. (Megawhat)
Governo concede benefícios a projetos de biometano em MG e PR
A Secretaria de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do Ministério de Minas e Energia (MME) aprovou a concessão de benefícios para dois projetos de biometano, nos estados de Minas Gerais e Paraná. As decisões constam em portarias publicadas no Diário Oficial da União desta semana. Em Minas Gerais, o enquadramento no Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (Reidi) do projeto “Planta Biometano Juiz de Fora”. O projeto consiste na implantação de uma planta de produção de biometano, com capacidade instalada de 28.600 Nm³/dia, a partir da purificação de biogás bruto captado do aterro sanitário operado pela Vital Engenharia Ambiental S/A. A concessão do incentivo prevê a implantação do projeto no período de 1 de outubro de 2024 a 18 de maio de 2027. A estimativa dos valores de contribuição para o PIS/Pasep e Cofins dos bens e serviços do projeto, sem incidência da contribuição, é de R$ 67,3 milhões. O projeto “Biometano Fazenda Rio Grande”, no estado de Paraná, contará com os benefícios do Reidi para a implantação de uma planta de produção de biometano, com capacidade para processar 240.000 Nm³/dia de biogás e produzir 108.000 Nm³/dia de biometano. O combustível produzido será transportado por caminhões movidos a gás natural comprimido (GNC) até a concessionária local para distribuição. O período de execução do projeto vai de 1 de junho de 2026 a 31 de janeiro de 2028. O valor total, sem a incidência de impostos, não foi informado na portaria. (Megawhat)
Moagem maior e 2ª planta de biometano destacam a safra 2025/26 da Cocal
A safra 2025/26 da bioenergética Cocal foi marcada por moagem de cana superior a da safra 2024/25 e pela entrada da segunda planta de biometano, fora as operações das usinas Rio Brilhante e Passa Tempo, no Mato Grosso do Sul. Em um ambiente que segue exigindo elevada capacidade de adaptação diante de desafios climáticos, econômicos e políticos, mantivemos nosso compromisso com a excelência operacional, a disciplina financeira e a geração de valor de longo prazo para todos os nossos públicos de relacionamento. Segunda planta: Na safra 2025/26, avançamos de forma consistente em nossa estratégia de valorização de resíduos e descarbonização com a inauguração da segunda planta de biometano na unidade de Paraguaçu Paulista (SP), com capacidade de produção de 60 mil m³/dia. Esse projeto reforça nossa visão de transformar resíduos em energia renovável e ampliar o uso do biometano em nossas operações. Conversão: Atualmente, contamos com 57 veículos e implementos movidos a biometano, incluindo a conversão integral da frota de transporte de vinhaça. Substituição: Na safra, essa iniciativa permitiu a substituição de aproximadamente 1,1 milhão de litros de diesel, contribuindo para a redução de emissões e para o aumento da eficiência operacional. BioRota: Também avançamos na ampliação do uso do biometano em nossa cadeia logística por meio da BioRota, em parceria com a Copersucar, iniciativa que já conta com mais de 70 caminhões em operação no transporte de açúcar até o Porto de Santos. (Jornal da Cana)
Mercurio mira compra de campos de gás para verticalizar operações de termelétricas
A Mercurio Partners mira oportunidades de aquisição de campos maduros no onshore para verticalizar suas operações de geração a gás natural. A companhia negociou, no 2º Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP), dois projetos termelétricos a gás — a UTE Paulínia (23 MW) e a UTE Pilar (250 MW) — e foca, agora, na montagem da carteira de suprimento de gás das usinas. Em entrevista ao podcast gas week, o sócio-fundador da Mercurio, Alexandre Americano, conta que a Jupiter, comercializadora de gás do grupo, está ativa no mercado e que a empresa mira oportunidades de compra de molécula no Brasil, além dos vizinhos Argentina e Bolívia. “Aí tem outras alternativas para a gente compor isso [carteira de suprimento], inclusive eventualmente a compra de ativos de upstream que tragam um portfólio de molécula própria”. Ele relata que a companhia já participou de alguns processos de aquisição de ativos e que há “frentes abertas” nesse sentido. A Mercurio é uma das fundadoras da MGás (vendida, posteriormente, para o grupo J&F). Após se desfazer do ativo, a empresa criou a Jupiter Gás Natural. Americano conta que a comercializadora está mais focada, hoje, em estruturar os contratos de gás das térmicas, mas que, no futuro, atuar no mercado livre de gás pode fazer sentido. “A gente não está atuando forte nisso, a gente está focando no mercado termelétrico, mas eu diria que a partir de 2027 isso é uma rota bem possível para a Jupiter”, afirmou. (Eixos)
MME destaca papel da transição energética na implementação do mercado de carbono
O Ministério de Minas e Energia (MME) participou, nesta quarta-feira (1º/7), do Café da Manhã & Workshop sobre o Sistema Brasileiro de Comércio de Emissões (SBCE). Durante o evento, a secretária Nacional de Transição Energética e Planejamento do MME, Mariana Espécie, apresentou contribuições do ministério para a construção do mercado regulado de carbono. Durante o encontro, a representante do MME também abordou aspectos relacionados à transição energética, à redução de emissões e à integração do instrumento às diretrizes da política energética nacional. Mariana Espécie destacou que o Brasil reúne condições favoráveis para avançar na implementação desse mercado. “Com a aprovação da Política Nacional de Transição Energética pelo Conselho Nacional de Política Energética, em 2024, o Brasil estabeleceu um marco de política pública de grande relevância. Isso significa que chegamos a esta discussão com bases sólidas, e não a partir de uma página em branco. O país já conta com uma matriz elétrica e energética reconhecidamente limpa e renovável, o que representa um importante diferencial”, afirmou a secretária. Na ocasião, Mariana Espécie também mencionou a experiência do país com instrumentos de mercado voltados à redução de emissões, como o RenovaBio. “O programa é reconhecido como um importante instrumento de mercado ao transformar metas ambientais em compromissos econômicos, proporcionando aprendizados relevantes que poderão contribuir para a estruturação do mercado de carbono”, disse. O MME também apresentou iniciativas relacionadas ao fortalecimento da governança de dados no setor energético, entre elas a consulta pública da Estratégia Nacional de Dados Energéticos, que receberá contribuições até o dia 30 de julho. (MME Notícias)
Remoção de carbono e data centers: vem aí uma nova onda de litígios climáticos
Remoção de carbono, expansão de data centers e poluição por plástico estão emergindo em uma área que promete acender o alerta de empresas e governos no futuro bem próximo: a dos litígios climáticos. Relatório (.pdf) recém publicado pelo Instituto Grantham sobre Mudanças Climáticas e Meio Ambiente da London School of Economics mostra que os processos relacionados ao clima seguem em expansão, com algumas novas tendências. Em 2025, foram registrados 249 novos casos climáticos, elevando o total desde 1986 para mais de 3.600 casos. O número de países que passou a tratar a questão juridicamente também saltou. De 17 para 62 em uma década, com novas ações registradas em Granada, Guatemala, Cazaquistão, Malásia, Singapura e Zâmbia, no ano passado. Mas os pesquisadores também identificaram novos focos de atenção, justamente em setores que têm atraído muitos investimentos, embora seus impactos sobre o clima e a transição energética sejam questionáveis. Um deles é a remoção e armazenamento de carbono. Nos Estados Unidos, por exemplo, campeão em número de casos com 2.078 (contando com 151 novos processos em 2025), os litígios relacionados a projetos de dutos para transporte de dióxido de carbono e de iniciativas para armazená-lo em formações geológicas subterrâneas chamaram a atenção dos pesquisadores. (Eixos)
Quarta-Feira 01 de Julho
Destaques: (i) Aneel aprova novas regras para autoprodução de energia (Poder 360); (ii) Petrobras aprova mecanismo para atenuar volatilidade do preço do gás (Megawhat); e (iii) Sem disputa, Consórcio da Terracom conquista Bloco 1 da Companhia de Água e Esgoto do Cear (Valor)
Aneel aprova novas regras para autoprodução de energia
A diretoria da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) aprovou, nesta 3ª feira (30.jun.2026), os novos procedimentos da CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) para o enquadramento de geradores no regime de autoprodução. Com a decisão, que regulamenta as mudanças trazidas pela Lei de Modernização do Setor Elétrico (Lei 15.269 de 2025), só ativos com outorga de geração poderão ser cadastrados como autoprodutores. Os pedidos protocolados a partir de 25 de novembro de 2025, data da publicação da lei, por usinas sem outorga, como as de capacidade reduzida –com potência inferior a 5 MW–, serão rejeitados. O enquadramento como autoprodutor é concedido ao consumidor que possui uma ou mais outorgas para explorar a geração de energia para uso próprio, de modo a assumir as responsabilidades econômicas e regulatórias do empreendimento. No Brasil, existem 295 registros ativos sem outorga que já estavam modelados como autoprodutores antes da nova legislação. Para esses casos, a Aneel definiu um prazo de transição de até 3 anos, contados a partir da publicação da lei, para que os agentes se mantenham sob o regime atual. A definição do período gerou divergência na diretoria colegiada da agência e foi aprovada por 3 votos a 2. A proposta vencedora foi apresentada pelo diretor Willamy Frota, que determinou a aplicação do teto de 3 anos estabelecido pela área técnica. Ele foi acompanhado por Fernando Mosna e Sandoval Feitosa. A relatora do processo, Agnes Costa, havia sugerido uma regra dupla, que seria 3 anos ou a diferença entre a entrada em operação e o tempo de outorga para a mesma fonte, e foi acompanhada pelo diretor Gentil Nogueira. (Poder360)
Petrobras aprova mecanismo para atenuar volatilidade do preço do gás
A Petrobras anunciou nesta terça-feira, 30 de junho, um mecanismo de proteção à volatilidade dos preços de gás natural. A medida vem no contexto de fortes variações nos preços de petróleo e derivados, em função da guerra no Irã. Segundo a estatal, o sistema poderá reduzir o reajuste da molécula de 22% para cerca de 6%, a depender dos contratos firmados com cada cliente. A adesão ao mecanismo também depende de aditivos contratuais específicos. A proposta considera bandas de valores do Brent nos cálculos dos preços de venda do gás, estruturadas por meio de um piso e um teto. Assim, se passar do teto será mantido o teto e, da mesma forma, o piso vale mesmo que o preço fique abaixo deste valor. “A medida reduz temporariamente o impacto da alta dos preços internacionais (que no caso dos contratos de gás tem efeito trimestral e posterior), trazendo mais previsibilidade e evitando aumentos bruscos, tendo como contrapartida um piso também temporário, mais longo”, diz nota da estatal. O preço da molécula é reajustado trimestralmente e com base nas variações do mercado. Assim, o próximo reajuste da Petrobras deve ocorrer em 1º de agosto. A expectativa do mercado é que os novos preços reflitam a volatilidade nos preços de petróleo e derivados após a eclosão da guerra no Irã. Em maio, data da última mudança nos preços de gás da Petrobras, a Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás) avaliou que o reajuste poderia chegar a 40%. Ao reduzir os impactos da volatilidade dos preços internacionais, a Petrobras espera oferecer maior estabilidade e previsibilidade para os clientes, ao mesmo tempo em que mantém sua competitividade como supridora e preserva a demanda de médio e longo prazo. (Megawhat)
Sem disputa, Consórcio da Terracom conquista Bloco 1 da Companhia de Água e Esgoto do Ceará
Em um leilão com baixo interesse do mercado, a Companhia de Água e Esgoto do Ceará (Cagece) licitou na terça-feira (30) uma nova Parceria Público-Privada (PPP) para a prestação dos serviços de esgoto em 23 cidades, que teve como vencedor o Consórcio Ceará Saneamento, liderado pela Terracom. O grupo, que foi o único interessado, terá que fazer um investimento estimado em R$ 1,1 bilhão e operar os serviços por 28 anos. A estatal havia oferecido ao setor privado outras quatro PPPs, para a operação de mais 104 municípios, porém, não houve propostas por esses projetos. No leilão, o consórcio da Terracom fez oferta de 1,15% de desconto sobre as contraprestações mensais, ou seja, sobre os pagamentos que a Cagece fará à empresa, que deverão somar R$ 3,74 bilhões ao longo do contrato. O lote conquistado é o Bloco 1 (ou bloco Norte-Litorâneo), que inclui cidades como Sobral e Jericoacoara. Em 2022, a Cagece já havia feito a licitação de uma primeira leva de PPPs, com dois projetos de maior porte — ambos ficaram com a Aegea. Naquele leilão, um dos lotes incluiu Fortaleza e outras seis cidades da região metropolitana, e o segundo, Juazeiro do Norte e mais 16 municípios. A nova rodada de leilões do Ceará é realizada em um cenário diferente daquele vivido em 2022. Neste ano, as licitações de PPPs de esgoto têm enfrentado menos atratividade: houve uma tentativa da Saneago, estatal de Goiás, de fazer um leilão em março, mas não houve interessados. Em maio, a concorrência da Cagepa, empresa da Paraíba, atraiu apenas uma oferta, da Acciona. (Valor)
Aneel abre nova fase de consulta pública para discutir sistemas de medição inteligente de energia
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou a abertura de nova fase de consulta pública para discutir regras relacionadas a implementação de sistemas de medição inteligente utilizados no faturamento de consumidores de energia do grupo B, que inclui os residenciais. A agência receberá contribuições pelo prazo de 45 dias. Os medidores inteligentes são dispositivos mais avançados para medição do consumo de energia elétrica dos consumidores. Diferente dos “relógios” eletrônicos instalados, hoje, esse novo modelo tem, por exemplo, conexão com a internet, comunicação direta com a empresa e a medição em tempo real. Essa fase da discussão tem como objetivo explicitar os dados de medição a serem registrados pelo sistema, tendo em vista o uso das informações para faturamento, monitoramento e a fiscalização da qualidade da energia fornecida, prever funcionalidades para a abertura de mercado e modernização tarifária, e adequar o intervalo da integralização dos dados de medição para permitir evoluções tarifárias. A diretoria já havia aprovado em janeiro a abertura de consulta pública sobre o tema. Mas, uma nova regra do Ministério de Minas e Energia (MME), que trata sobre a implantação de sistemas de medição inteligentes no curto prazo, trouxe novos elementos para a avaliação. O governo determinou que as distribuidoras de energia elétrica deverão instalar medidores inteligentes para os consumidores no prazo de 24 meses, contados a partir de 1º de março deste ano. A instalação deverá contemplar 2% dos consumidores atendidos nas áreas de concessão das empresas até março de 2028. (Valor)
Distribuidoras encontram irregularidades, mas impacto do “gato solar” ainda é limitado
A ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) identificou indícios de irregularidades em cerca de 59% das inspeções realizadas pelas distribuidoras para combater alterações não autorizadas em sistemas de MMGD (micro e minigeração distribuída), prática conhecida no setor como “gato solar”. Apesar do elevado índice de confirmação nas vistorias, a potência irregular encontrada até o momento soma aproximadamente 88 MW, equivalente a apenas 0,31% da potência total de MMGD registrada no país. A conclusão consta em nota técnica elaborada pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição e Gerência de Regulação dos Serviços de Transmissão da Aneel, que consolida as informações enviadas pelas distribuidoras em resposta ao pedido da agência para detalhar as ações de fiscalização adotadas contra alterações das características técnicas originais de usinas de geração distribuída. O levantamento foi motivado após o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) encaminhar à Aneel um relatório apontando alterações no perfil de carga associadas à MMGD não registrada. Segundo o Operador, a potência não contabilizada pode variar entre 11,8 GW e 14,6 GW, indicando a necessidade de aprimorar os mecanismos de identificação de instalações que operam acima das características originalmente aprovadas. A nota técnica consolida os resultados de diferentes distribuidoras que já iniciaram programas específicos de fiscalização. Considerando as concessionárias avaliadas, que atendem aproximadamente 43 milhões de unidades consumidoras, a Aneel apurou um índice médio de irregularidades de aproximadamente 59% nas inspeções realizadas. Apesar da elevada taxa de confirmação entre os casos previamente selecionados pelas distribuidoras, a potência irregular identificada foi de aproximadamente 88 MW, o equivalente a apenas 0,31% da potência total de MMGD atualmente registrada no sistema. (Canal Solar)
Consumo de energia elétrica cresce 2,1% em maio, puxado por comércio e residências
O consumo nacional de energia elétrica atingiu 48.021 gigawatts-hora (GWh) em maio de 2026, alta de 2,1% em relação ao mesmo mês em 2025, segundo a Resenha Mensal do Mercado de Energia Elétrica (veja na íntegra), divulgada pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). É o segundo aumento consecutivo no consumo mensal. A classe residencial teve alta de 4,2%, enquanto a comercial subiu 5,1%. A indústria, por outro lado, registrou queda de 0,7%. O consumo industrial, que recuou 0,7%, teve redução em 23 dos 37 setores monitorados pela EPE. A metalurgia puxou a retração (-3,5%; -149 GWh), principalmente em Minas Gerais, enquanto a extração de minerais metálicos (+4,1%) e a fabricação de alimentos (+2,1%) tiveram aumentos. O consumo elétrico cresceu em quatro das cinco regiões: Centro-Oeste (+4,6%), Sul (+3,5%), Sudeste (+3,1%) e Norte (+3,0%). O Nordeste foi a única região com retração, de 3,2%. Nos últimos 12 meses, o consumo acumulado foi de 569.595 GWh, alta de 0,5% na comparação com o período anterior, informou a EPE. O ambiente livre de contratação (ACL) respondeu por 45,8% do consumo nacional em maio, com 22.015 GWh, crescimento de 2,8% no consumo e de 21,8% no número de consumidores, segundo a EPE. O Centro-Oeste teve a maior expansão no consumo livre (+7,4%), enquanto o Norte registrou o maior aumento no número de consumidores livres (+32,1%). Desde a abertura do mercado livre para todos os consumidores de alta tensão, em janeiro de 2024, mais de 25 mil consumidores já haviam migrado para o ACL em 2024, e outros 22 mil em 2025. A previsão para 2026 é de mais 11 mil migrações, segundo relatório da Aneel. (Eixos)
Mercado livre amplia disputa por consumidores de energia
A abertura do mercado livre de energia entrou em uma nova fase no Brasil. Depois de décadas restrito a grandes consumidores industriais, o modelo começa a se expandir para um universo muito maior. A partir de 2027, pequenas empresas e estabelecimentos atendidos em baixa tensão poderão escolher seu fornecedor de eletricidade. Em 2028, será a vez dos consumidores residenciais. A mudança altera uma das principais características do setor elétrico brasileiro. No mercado regulado, o consumidor compra energia exclusivamente da distribuidora local, com tarifas definidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). No mercado livre, passa a negociar diretamente com comercializadoras, podendo escolher preços, prazos contratuais e até a origem da energia. Segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), cerca de 85 mil consumidores já participam do mercado livre. Eles representam aproximadamente 43% de toda a eletricidade consumida no País. Apenas em 2025, foram registradas 21,7 mil novas migrações para esse ambiente. A expectativa do setor é de que a abertura amplie a concorrência entre fornecedores e acelere a oferta de novos produtos. Estimativas da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia apontam que a liberalização completa poderá gerar uma economia anual de até R$ 35 bilhões para consumidores residenciais e pequenos negócios. Além do preço, outro atrativo é a previsibilidade. Contratos de longo prazo reduzem a exposição às variações tarifárias do mercado regulado. (Estadão)
O valor estratégico da energia nuclear para o Brasil
Durante décadas, a energia nuclear foi tratada no Brasil como um tema periférico: considerada cara, politicamente sensível e frequentemente associada a um modelo energético antigo. Mas o mundo e o setor elétrico brasileiro mudaram. Se por um lado a expansão das fontes renováveis, especialmente solar e eólica, trouxe ganhos extraordinários de sustentabilidade e competitividade, por outro, esse contexto criou um desafio: como garantir estabilidade, confiabilidade e segurança em uma matriz cada vez mais intermitente. É nesse ponto que a energia nuclear ganha espaço nas discussões do setor. A fonte é uma oportunidade para complementar uma matriz que já é majoritariamente renovável, oferecendo exatamente aquilo que hoje começa a faltar ao sistema –geração firme, previsibilidade, robustez elétrica e resiliência operacional. Assim, a tese nuclear deixa de ser defensiva e passa a ser estratégica. O mercado brasileiro passa a valorizar outros atributos sistêmicos além da energia. O Brasil vive uma contradição energética. Nunca tivemos tanta geração renovável instalada, mas o operador precisa administrar um sistema extremamente complexo. No Nordeste, por exemplo, solar e eólica já superam as fontes convencionais desde 2021, criando desafios inéditos de estabilidade elétrica. O apagão ocorrido em agosto de 2023, que afetou 25 estados e o Distrito Federal, foi um sinal de alerta: aconteceu pela manhã, em horário de baixo consumo energético, evidenciando que o problema já não era só falta do insumo, mas a falta de robustez sistêmica. (Poder 360)
ONS: próximo jogo do Brasil poderá ter operação ainda mais complexa para atender demanda de energia
O próximo jogo do Brasil na Copa do Mundo de futebol, marcado para domingo, 5, pode representar um desafio maior também para o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), responsável por garantir a segurança do Sistema Interligado Nacional (SIN) e o atendimento às variações demanda por energia durante a partida. A avaliação é do diretor-geral do Operador, Marcio Rea. “Avaliamos que mais pessoas estarão ligadas na Copa, o que poderá aumentar ainda mais a complexidade da Operação. De qualquer maneira, estamos preparados para continuar garantindo o equilíbrio do SIN e o atendimento às demandas da nossa torcida e de toda a sociedade brasileira”, disse, em nota na qual comentava sobre o comportamento da carga durante a partida de segunda-feira, 29, contra o Japão. O primeiro jogo da seleção realizado às 14h nesta Copa já resultou em uma operação mais complexa, visto que registrou uma redução do consumo de até 21% durante a partida, em relação a um dia de referência, exigindo um corte de geração renovável da ordem de 20 gigawatts (GW). Foi uma diminuição do consumo mais forte do que a observada nos jogos anteriores, quando oscilaram entre 8,6% e 14%. O comportamento da carga de energia nesta segunda-feira apresentou oscilações típicas de grandes eventos esportivos. A partir de uma hora antes da partida, às 13h, a demanda do SIN iniciou uma rampa de redução que totalizou 8.641 megawatts (MW) até o final do primeiro tempo. No intervalo do jogo, às 14h49, observou-se um aumento de cerca de 2.659 MW em 9 minutos. A carga voltou a cair no segundo tempo e, após o apito final, às 16h02, uma rampa de aumento da carga de 12.783 MW foi registrada em 60 minutos, refletindo a retomada das atividades econômicas e domésticas. Esse volume equivale à soma das demandas médias dos Estados de Minas Gerais e Paraná. Por volta das 18h, a carga voltou ao padrão típico de uma segunda-feira. (Estadão)
Bônus de Itaipu é fixado em R$ 872,1 milhões, com bônus nas contas de luz de agosto
A diretoria colegiada da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) decidiu homologar o bônus de Itaipu em R$ 872,1 milhões. A Empresa Brasileira de Participações em Energia Nuclear e Binacional S.A. (ENBPar), responsável pela comercialização da energia de Itaipu no Brasil, deverá repassar o valor às distribuidoras até o dia 25 de julho, para que os consumidores já recebam o bônus nas faturas emitidas em agosto. Assim, a tarifa bônus será de R$ 0,00747181/kWh, a ser aplicada pelas concessionárias de distribuição a todos os consumidores rurais e residenciais com consumo até 350 kWh. O bônus será referente aos meses em que o consumo faturado mensal foi inferior ao limite de 350 kWh, e será creditado em parcela única. O processo teve relatoria da diretora Agnes da Costa, mas a redação final seguiu voto-vista em mesa do diretor Fernando Mosna que, ao fim da reunião de diretoria, propôs para a reserva técnica financeira de Itaipu alíquota de 4% em vez de 5% do recolhimento anual estimado das distribuidoras à usina em 2026. Assim, o montante remanescente para o bônus aos consumidores aumentou em 13,7%. A reserva técnica financeira de Itaipu para 2026 em R$ 419,5 milhões, equivalente a 4% do recolhimento anual estimado das distribuidoras à usina. O voto inicial da relatora Agnes da Costa seguia a recomendação das áreas técnicas da Aneel, que considerava a alíquota de 5%, teto de reserva permitido pelo Decreto nº 12.390/2025. A arrecadação máxima foi considerada prudente pelas áreas técnicas da agência, em função do fim da recomposição, pelas distribuidoras, de valores utilizados para mitigar aumentos tarifários decorrentes da pandemia de covid-19. Em 2025, esta recomposição foi de R$ 599,8 milhões. Além disso, a indefinição sobre a tarifa de Itaipu para 2027 também foi considerada um fator de risco que inspirava uma reserva técnica mais robusta. (Megawhat)
Conta de luz sobe 10,2% para clientes da Enel São Paulo
A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou o reajuste tarifário anual da Enel São Paulo, que entra em vigor em 4 de julho. O efeito médio será de 10,18%, com aumento médio de 15% para os consumidores atendidos em alta tensão e de 8,97% para os consumidores de baixa tensão. A distribuidora atende cerca de 8,92 milhões de unidades consumidoras na Região Metropolitana de São Paulo. O principal fator do reajuste foi a inclusão dos componentes financeiros, responsável por 4,03% do índice final. Em seguida aparecem os custos com transmissão, que responderam por 1,34%, os encargos setoriais, com impacto de 1,03%, os custos de compra de energia, com 0,97%. A retirada dos componentes financeiros considerados no reajuste anterior acrescentou outros 2,43% ao efeito médio percebido pelos consumidores. Entre os componentes financeiros, o maior impacto veio da Conta de Compensação de Variação de Valores da Parcela A (CVA), responsável por 6,29% do reajuste. Em sentido contrário, a devolução de créditos de PIS/Cofins reduziu o índice em 1,10%. Segundo a Aneel, a Enel SP já compensou R$ 8,35 bilhões em créditos tributários junto à Receita Federal entre maio de 2020 e junho de 2026, após antecipar esses valores aos consumidores entre 2021 e 2025. (Megawhat)
Reajuste tarifário da Energisa Tocantins será de 7,9% em julho
A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira, 30 de junho, o reajuste tarifário anual da Energisa Tocantins (ETO), com efeito médio de 7,92% para os consumidores. Para os consumidores conectados em alta tensão, o reajuste médio será de 7,21%. Já para a baixa tensão, o aumento médio será de 8,11%. As novas tarifas entram em vigor em 4 de julho para cerca de 707 mil unidades consumidoras no Tocantins. O reajuste foi puxado principalmente pelos componentes financeiros, que contribuíram com 2,74% para o efeito médio, e pela atualização dos custos da Parcela A, que respondeu por 2,96%. A Parcela B, que remunera a atividade de distribuição, acrescentou 1,29% ao índice. Dentro da Parcela A, o maior impacto veio dos encargos setoriais, com efeito de 1,58%. O item foi pressionado principalmente pela alta da CDE Uso e pelos encargos de ESS, EER e ERCap. Os custos de aquisição de energia também pesaram no resultado, com impacto de 1,35%. Já os custos de transmissão tiveram efeito praticamente neutro no reajuste, com impacto negativo de 0,03% no índice final. Entre os componentes financeiros, o principal fator foi a Conta de Compensação de Valores da Parcela A (CVA) em processamento, com efeito de 4,34%. Esse resultado decorre da diferença entre a cobertura tarifária concedida anteriormente e os custos efetivamente incorridos pela distribuidora com energia, transporte e encargos. (Megawhat)
Axia Energia e CEL negociam controle de transmissora no Mato Grosso do Sul
A Axia Energia e a CEL Engenharia negociam a aquisição da Caldas Novas Transmissão (CNT), concessionária responsável pela operação de instalações de transmissão ligadas à subestação Corumbá, no Mato Grosso do Sul. O ativo pertence à Santa Rita Comércio e Instalações, empresa em recuperação judicial. Conforme autos do processo analisado pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), a CNT foi constituída para participar do leilão de transmissão de 2010, levando o lote C voltado à ampliação da instalação. A transmissora opera desde 2013, sendo responsável pela construção, operação e manutenção das instalações vinculadas à concessão. A justificativa apresentada pelas empresas indica que, para a Axia, a aquisição está alinhada à estratégia de otimização de participações minoritárias, disciplina de capital e simplificação da estrutura societária. Já para a CEL Engenharia, a operação permitirá consolidar o controle da Caldas Novas Transmissão e ampliar sua atuação no segmento de transmissão de energia. Para a Santa Rita, em recuperação judicial, a venda representa uma oportunidade de racionalizar sua estrutura societária., As empresas apresentaram a operação ao Cade, que decidiu não conhecer o ato de concentração. A Superintendência-Geral do órgão antitruste concluiu que a operação não atende aos critérios legais de faturamento que tornam obrigatória sua notificação à autoridade antitruste. Embora os grupos econômicos da Axia Energia e da CEL superem, respectivamente, os limites de faturamento de R$ 750 milhões e R$ 75 milhões previstos no artigo 88 da Lei nº 12.529/2011, o Cade entendeu que o requisito não foi atendido pelo lado vendedor. (Megawhat)
Gerdau recebe aval para assumir 100% da hidrelétrica Dona Francisca
O Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) aprovou a aquisição pela Gerdau da participação da Celesc na Dona Francisca Energética (Dfesa), empresa responsável pela operação da hidrelétrica Dona Francisca de 125 MW de capacidade instalada. A operação envolve a venda de 23,03% do capital social da Dfesa, com base em um enterprise value de R$ 150 milhões. A decisão do Cade foi publicada no Diário Oficial da União desta segunda-feira, 29 de junho. A operação ainda será submetida à aprovação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Com a conclusão da operação, a Gerdau passará a deter 100% do capital social da Dfesa. A companhia já era acionista majoritária da geradora e, com a compra da participação remanescente da Celesc, a estatal catarinense deixará de integrar o quadro societário da empresa Segundo as informações apresentadas ao Cade, a aquisição faz parte da estratégia da siderúrgica de ampliar o uso de energia renovável em suas operações industriais por meio do autoconsumo. “Por meio da operação, a compradora pretende se beneficiar da produção energética da Dfesa para autoconsumo e continuar atingindo os objetivos de maior competitividade de custos produtivos, com vistas a se tornar uma empresa ainda mais sustentável no longo prazo”, afirmaram as empresas no processo. Já para a Celesc, a alienação da participação representa uma oportunidade de gerar retorno financeiro aos acionistas e direcionar recursos para novos investimentos no mercado de geração e comercialização de energias renováveis. (Megawhat)
Centro de dados: Kinea e Just Climate investem na brasileira 247
As gestoras de investimentos Just Climate e Kinea são as novas investidoras da brasileira 247 Data Centers, empresa de construção e operação de centros de dados de larga escala. A proposta, segundo a 247, é acelerar os projetos que incluem o lançamento de dois campi de centros de dados no eixo São Paulo-Campinas. A empresa 247, fundada em 2024 pela gestora independente de capital privado Arch Capital, informa que os campus terão capacidade total de até 300 megawatts (MW) para atender empresas com alta demanda de processamento computacional, contando com um sistema de resfriamento líquido e fonte de água reutilizável. Segundo a 247, “a transação fortalece a estrutura de capital da empresa e amplia sua capacidade de desenvolver infraestrutura digital no Brasil em um momento de forte aceleração da demanda do mercado”. O valor aplicado pelos novos investidores e a participação no capital da empresa não foram informados. A Kinea Investimentos, afiliada ao Itaú, é uma das principais gestoras de recursos do país, e a Just Climate é especializada em investimentos em setores mais distantes do alcance das metas climáticas globais. A gestora foi criada pela Generation Investment Management, cofundada pelo ex-vice-presidente americano Al Gore com foco em sustentabilidade. (Valor)
Torcedores que acompanhavam o jogo do Brasil contra o Japão, válido pela Copa do Mundo e disputada nesta segunda-feira (29), foram surpreendidos por uma interrupção no fornecimento de energia em um shopping de Fortaleza (CE). Imagens compartilhadas nas redes sociais mostram corredores e estabelecimentos sem iluminação, enquanto centenas de pessoas deixam o local rapidamente para tentar assistir ao restante do jogo em outros lugares. Em nota, o Shopping RioMar Kennedy informou que a interrupção da transmissão do jogo do Brasil foi provocada por uma falha no fornecimento de energia da concessionária, situação que afetou o processo de sincronização do sistema de geração de emergência do empreendimento. Segundo o shopping, a operação foi restabelecida posteriormente. A Enel Ceará, por sua vez, informou que a ocorrência teve origem na rede de alta tensão que abastece o empreendimento. De acordo com a distribuidora, equipes técnicas foram mobilizadas e constataram que um balão metálico entrou em contato com a rede elétrica, provocando a interrupção do serviço. A concessionária informou ainda que o fornecimento foi normalizado às 16h01. O caso do Shopping RioMar Kennedy evidencia uma das aplicações dos sistemas de armazenamento de energia com baterias (BESS): aumentar a resiliência energética de grandes empreendimentos comerciais. Dependendo da configuração e do dimensionamento adotados, a tecnologia pode reduzir ou até evitar interrupções percebidas pelos consumidores, atuando como solução de backup e suporte operacional. Yanael Medeiros, engenheira da CS Consultoria, unidade de engenharia e comissionamento de usinas do Grupo Canal Solar, explica que, embora o shopping já contasse com geradores a diesel para situações de emergência, um sistema BESS poderia atuar de forma complementar, eliminando o intervalo entre a interrupção do fornecimento pela concessionária e a entrada efetiva dos geradores. (Canal Solar)
Do mercado à tecnologia: a evolução do armazenamento C&I, na visão da Dyness
O desenvolvimento de novas tecnologias de armazenamento de energia deve sempre partir de uma pergunta simples: o que o mercado realmente precisa? Na Dyness, acreditamos que a inovação só faz sentido quando está conectada às necessidades reais dos clientes. Foi justamente dessa filosofia que nasceu a Série Stack, uma solução criada para atender um segmento que vem crescendo rapidamente em todo o mundo: o armazenamento de energia para aplicações C&I (comerciais e industriais). Durante muitos anos, os principais projetos de armazenamento de energia concentravam-se em dois extremos: sistemas residenciais de pequeno porte e grandes usinas de energia. Embora o mercado C&I já existisse, a maioria das soluções disponíveis era baseada em gabinetes (cabinets) de grande porte. Esses equipamentos oferecem diversas vantagens, mas frequentemente apresentam desafios relacionados ao transporte, movimentação, instalação e expansão futura. À medida que mais empresas, fazendas, comércios e pequenas indústrias passaram a buscar soluções de armazenamento, tornou-se evidente a necessidade de um produto mais flexível, modular e fácil de instalar. Foi nesse contexto que a Dyness desenvolveu a Série Stack. A principal proposta da Série Stack é combinar alta capacidade energética com extrema facilidade de instalação. Seu conceito modular e empilhável permite que os módulos sejam montados verticalmente, sem necessidade de cabeamento complexo entre as baterias. Além disso, o sistema Plug & Play reduz significativamente o tempo de instalação e minimiza erros durante a implementação, permitindo que integradores e distribuidores realizem projetos com muito mais eficiência. (Canal Solar)
Os projetos relacionados à transição energética no Rio Grande do Sul monitorados pela Invest RS, agência de desenvolvimento do Estado, já somam R$ 14 bilhões, segundo a instituição. Ao todo, são 26 iniciativas ligadas ao tema e desenvolvidas por 25 empresas com potencial para gerar 23 mil empregos diretos e indiretos, estima a instituição. De acordo com o presidente da Invest RS, Rafael Prikladnicki, o assunto é um dos que compõem o plano estratégico do Estado e, portanto, é priorizado pela agência de atração de investimentos que opera há 18 meses. Considerando todas as áreas de atuação, são 71 propostas que totalizam quase R$ 30 bilhões. As iniciativas ligadas à transição abrangem os segmentos de geração de energia eólica, hidrelétricas e biocombustíveis, como combustível de aviação sustentável (SAF, na sigla e inglês), biodiesel, além de hidrogênio verde e seus derivados. “Existem quatro projetos de produção de plantas-piloto para a produção de hidrogênio verde em desenvolvimento do Estado. Para além deles, nós temos buscado conversar com outras empresas que submeteram propostas para esse edital de hidrogênio”, afirmou Prikladnicki a jornalistas durante o evento Novas Energias, organizado pela Secretaria do Meio Ambiente e Infraestrutura (Sema) e pela agência em Porto Alegre (RS) para discutir o potencial do Estado nesta frente. A secretária Marjorie Kauffmann, da Sema, lembrou que as quatro iniciativas se dão no âmbito de chamada pública realizada pelo governo estadual no ano passado, com recursos que totalizam R$ 100 milhões em subvenção econômica via a agência de fomento gaúcha, o Badesul. Ela pontuou ainda que no mundo todo a tecnologia tem usado subsídios para se viabilizar. Citou ainda que outras tecnologias passaram pelo mesmo trajeto até tornarem-se economicamente viáveis. (Valor)
O setor elétrico precisa de convergência
O setor elétrico brasileiro vive um momento decisivo. Em meio à transição energética, ao avanço das novas tecnologias, à necessidade de expansão da infraestrutura e aos desafios de competitividade do país, cresce a percepção de que chegamos a um ponto de inflexão: ou construímos uma agenda comum para o setor, ou continuaremos reproduzindo uma dinâmica fragmentada, marcada por disputas pontuais e soluções incompletas. O debate energético no Brasil sempre foi intenso — e isso é natural em um segmento tão estratégico e complexo. Geradores, distribuidores, comercializadores, consumidores, investidores, fontes renováveis, térmicas, transmissão, gás natural, armazenamento: todos têm interesses legítimos, visões próprias e pautas relevantes. O resultado é conhecido. Reformas incompletas, judicialização, insegurança regulatória, custos crescentes e um sistema que frequentemente opera tensionado por decisões fragmentadas. Prevalece a lógica de uma disputa distributiva: quem ganha, quem perde, quem arca com a conta. Mas, talvez este seja justamente o momento de virar essa chave. O Brasil se aproxima de um novo ciclo eleitoral e é nesse momento que surgem oportunidades para a construção de consensos mínimos sobre temas estruturantes. O setor elétrico — essencial para o crescimento econômico, para a competitividade industrial e para a qualidade de vida da população — precisa aproveitar essa janela para construir uma agenda transversal, capaz de ultrapassar governos e interesses específicos. Há muitos pontos de convergência possíveis. (Eixos)
Kraken, software por trás da Octopus, está de olho no mercado livre brasileiro
Respondendo por mais de 90 milhões de contas de usuários de serviços de concessionárias em mais de 15 países, a Kraken vê na abertura do mercado livre brasileiro a oportunidade para lançar seus tentáculos no país. A empresa responde pela plataforma de gestão de mesmo nome, baseada em dados, machine learning e inteligência artifical e que, no mercado de energia, proporciona ganhos de operação otimizando tarifas, oferta e consumo. O sistema da Kraken está por trás do sucesso da Octopus, comercializadora que revolucionou o mercado britânico com energia verde e tarifas mais baratas, e em seguida expandiu o modelo pela Europa e outros continentes. Devrim Celal, C-level à frente da área de Flexibilidade e Marketing da Kraken, explica que a Octopus surgiu para ser um “cliente piloto” da Kraken e provar o modelo. “E esse piloto se tornou a maior varejista do Reino Unido”, disse o executivo à MegaWhat. Em setembro de 2025, a Octopus fez o spin-off da Kraken, que hoje é uma empresa independente. Antes disso, seu sistema já estava disponível a outras concessionárias de energia e outros serviços públicos, com produtos para gestão de clientes, geradores, distribuidores e outros. De olho na abertura do mercado livre de energia para a baixa tensão, a Kraken planeja desembarcar também no Brasil. “Vocês já são o maior sistema verde do mundo e, em novembro de 2028, vocês se tornam o maior mercado varejista competitivo do mundo. Para nós, é muito empolgante”, disse Celal. (Megawhat)
Diretor da Aneel defende discussão global sobre impactos de ‘quebradeira’ de comercializadoras
A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira, 30 de junho, a rescisão dos contratos da Gold Comercializadora no ambiente regulado, e a discussão na deliberação expôs uma preocupação mais ampla da agência com os efeitos da quebra de comercializadoras sobre distribuidoras, permissionárias e consumidores. O diretor Fernando Mosna, relator do processo, defendeu que a agência avance para uma visão mais global do problema, em vez de tratar caso a caso os efeitos de comercializadoras em recuperação judicial ou inadimplência. O diretor-geral Sandoval Feitosa afirmou que essa discussão estrutural já está em curso em processo sob relatoria do diretor Willamy Frota. “Talvez, ao invés de a agência analisar temas decorrentes de quebras de comercializadoras no varejo, como fizemos com a Gold agora e mais cedo no voto do Gentil, pudéssemos ter uma visão mais global, não tendo que dar caso a caso desse fenômeno de quebradeira de comercializadoras”, afirmou Mosna, referindo-se ao voto do processo tarifário da Cocel, relatado pelo diretor Gentil Nogueira, que foi impactado pela rescisão unilateral de contratos pela comercializadora Electra. O diretor mencionou a existência de R$ 10 bilhões em contratos de comercializadoras que precisarão de tratamento no ambiente livre ou regulado. O valor apareceu em uma reportagem da CNN Brasil, que apontou que as sucessivas quebras de comercializadoras de energia deixaram um passivo que pode superar R$ 10 bilhões, com reflexos no mercado livre e no regulado. (Megawhat)
Aneel aprova tratamento excepcional para Cocel após inadimplência da Electra
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) começou a enfrentar, em caso concreto, os efeitos tarifários da inadimplência de comercializadoras sobre distribuidoras e permissionárias de menor porte. Em decisão unânime nesta terça-feira, 30 de junho, a diretoria aprovou tratamento excepcional para a Companhia Campolarguense de Energia (Cocel), afetada pela falta de entrega de energia contratada com a Electra, e permitiu que a energia não suprida fosse valorada pelo Valor de Referência (VR), em vez dos preços contratuais originais ou da exposição ao mercado de curto prazo (MCP). Pelo voto do diretor Gentil Nogueira, relator do processo, a Aneel decidiu desconsiderar, para fins tarifários, os contratos bilaterais firmados entre a Cocel e a Electra e valorar o déficit de energia pelo VR de 2026, de R$ 291,49/MWh. A medida resultou no reconhecimento de R$ 22,35 milhões para um montante de 76.685 MWh. A Electra deixou de registrar na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) os montantes referentes às competências de abril e maio de 2026, expondo a Cocel à liquidação no MCP pelo PLD. Segundo o voto, os contratos com a comercializadora representam cerca de 24% do custo de energia da distribuidora e aproximadamente 50% da energia contratada pela empresa. O diretor Gentil Nogueira afirmou que a simples reprodução dos preços originais dos contratos, de R$ 97,28/MWh e R$ 181,80/MWh, levaria ao reconhecimento de custos sem correspondência com a necessidade de recomposição do suprimento. Por outro lado, a internalização direta dos custos da exposição ao MCP também foi considerada inadequada, por poder transferir ao consumidor final a volatilidade de um evento extraordinário e externo à gestão da distribuidora. (Megawhat)
Cooperativas ganham flexibilidade para recontratar energia
A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) negou o pedido cautelar apresentado pela Infracoop, que buscava o reconhecimento imediato da exposição involuntária ao Mercado de Curto Prazo (MCP) para cooperativas permissionárias de distribuição afetadas pelo descumprimento de contratos por comercializadoras de energia. Em contrapartida, a diretoria aprovou uma flexibilização temporária das regras para contratação de energia, reduzindo os prazos mínimos das licitações públicas realizadas por essas distribuidoras até o fim de agosto de 2026. A agência autorizou que esses agentes realizem licitações simplificadas para recompor seus contratos de compra de energia, reduzindo o prazo mínimo entre a publicação do edital e a realização do certame para sete dias. Pela regulamentação atual, esse intervalo é de pelo menos 30 dias. A decisão foi relatada pelo diretor Willamy Frota e alcança não apenas as 17 cooperativas representadas pela Infracoop, mas também outras permissionárias e concessionárias de pequeno porte, com mercado inferior a 700 GWh por ano, que comprovadamente estejam em situação semelhante. Durante o voto, Frota afirmou que a atual crise provocada pelo comportamento de algumas comercializadoras exige respostas regulatórias, mas ressaltou que essas soluções precisam preservar os princípios que regem a contratação de energia pelas distribuidoras. O relator também informou que o descumprimento contratual das comercializadoras será analisado em processo específico já distribuído à sua relatoria. (Megawhat)
Aneel aprova rescisão de contratos da Gold e condiciona uso de multas ao pagamento
A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira (30) a rescisão dos contratos regulados firmados entre distribuidoras e permissionárias de energia elétrica e a Gold Comercializadora de Energia, que está em recuperação judicial. O colegiado, contudo, decidiu que os valores das multas a serem pagos pela empresa só deverão ser revertidos em benefício tarifário após o efetivo pagamento das penalidades, a fim de evitar prejuízos às empresas de distribuição. O entendimento foi proposto pelo relator do processo, diretor Fernando Mosna. A possibilidade de resolução, pela agência reguladora, em situações excepcionais que afetem a continuidade da relação contratual com os agentes de distribuição estava prevista nas cláusulas dos contratos. De acordo com o voto do relator, no caso em questão foram identificadas praticamente todas as hipóteses previstas, o que justifica a rescisão dos contratos por diferentes fundamentos. Entre eles estão a revogação da autorização da Gold para atuar como agente comercializador de energia e o desligamento da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), além do descumprimento de obrigações contratuais. A agência também determinou a rescisão dos contratos bilaterais regulados firmados com a comercializadora, visando à proteção das cooperativas e dos consumidores, à continuidade do suprimento e à preservação do equilíbrio econômico-financeiro do setor elétrico. (Valor)
Agências fortes são condição para transição energética
A discussão sobre o orçamento das agências reguladoras federais pode parecer técnica, distante do cotidiano do setor elétrico e da agenda de energia limpa. Mas ela está no centro da previsibilidade necessária para que o Brasil continue atraindo investimentos, modernizando sua infraestrutura e avançando na transição energética. O que está em debate no Congresso é relativamente simples de explicar. Há uma frente voltada à derrubada de veto presidencial a dispositivo da Lei de Diretrizes Orçamentárias que buscava proteger as verbas de regulação e fiscalização das agências contra bloqueios. Em paralelo, avança o Projeto de Lei Complementar nº 73/2025, já aprovado pelo Senado e encaminhado à Câmara dos Deputados, que altera a Lei de Responsabilidade Fiscal para retirar as despesas das agências reguladoras federais da limitação de empenho e movimentação financeira, quando vinculadas às suas atividades-fim e custeadas por receitas próprias, taxas de fiscalização ou fundos específicos. Na prática, isso significa impedir que a execução orçamentária das agências seja interrompida por contingenciamentos que comprometem sua capacidade de regular, fiscalizar, supervisionar e decidir. Não se trata de um favor às agências. Trata-se de preservar instituições de Estado que receberam, por lei, mandatos independentes para atuar sobre setores estratégicos como energia elétrica, petróleo, transportes, mineração, telecomunicações, saneamento, aviação civil, saúde suplementar, vigilância sanitária e proteção de dados. Para o setor de energia limpa e renovável, esse ponto é central. A expansão da geração solar, da geração distribuída, da transmissão, do armazenamento, da digitalização das redes e de novos modelos de negócio exige regras claras, decisões técnicas, fiscalização efetiva e estabilidade institucional. (Canal Solar)
Shell alerta que oferta global de GNL pode encolher se interrupções no Estreito de Ormuz persistirem
A oferta global de gás natural liquefeito (GNL) pode registrar uma contração este ano caso as interrupções no Estreito de Ormuz se prolonguem por um longo período, de acordo com a gigante de energia britânica Shell. Em seu relatório anual sobre o mercado de GNL divulgado nesta terça-feira, a Shell informou que o volume global de cargas físicas vendidas em 2026 pode ficar em patamar semelhante às 422 milhões de toneladas métricas comercializadas em 2025, projetando uma retomada do crescimento apenas para 2027. No entanto, essa previsão depende do retorno do tráfego marítimo aos níveis normais na região ainda neste verão. Caso os gargalos persistam pelo restante do ano, o mercado poderá registrar uma rara contração anual na oferta. Antes do início do conflito no Oriente Médio, a expectativa da petrolífera era de um aumento expressivo nas vendas globais de GNL ao longo de 2026. Esse cenário de crescimento foi revertido pela guerra, que desestruturou os mercados globais de energia e bloqueou a saída de um quinto da oferta mundial de GNL por essa rota vital. A infraestrutura energética regional também foi afetada, prejudicando o abastecimento no curto prazo. Embora navios carregados estejam conseguindo cruzar o estreito atualmente, o acordo de paz permanece frágil, evidenciado pela troca de tiros entre os EUA e o Irã no último fim de semana. As duas partes devem retomar as conversações de paz já nesta terça-feira. Se as negociações forem bem-sucedidas, a Shell avalia o ano de 2026 como um revés temporário antes de uma forte expansão no uso de GNL até 2050. A nova oferta será liderada pelos EUA, que concentram cerca de 60% dos projetos de liquefação em andamento, bem à frente do Catar, em segundo lugar com 15%, segundo a Agência Internacional de Energia (AIE). (Valor)
Petrobras anuncia mecanismo para mitigar impactos de preços externos sobre clientes de gás natural
A Petrobras anunciou um mecanismo para mitigar potenciais efeitos de preços internacionais sobre os clientes de gás natural da estatal, como forma de proteção à volatilidade externa. Segundo a companhia, o mecanismo é baseado na introdução de bandas de valores do petróleo tipo Brent no cálculo dos preços de venda do gás. O Brent é um dos principais componentes de cálculo do preço do gás natural pela Petrobras para distribuidoras e grandes clientes. Nesse mecanismo, segundo a empresa, as bandas serão estruturadas por meio de piso e teto para o Brent. Clientes que desejarem aderir ao mecanismo poderão fazê-lo por meio de aditivos aos contratos de fornecimento. A Petrobras afirmou que a iniciativa tem como principal objetivo reduzir de forma temporária os impactos da volatilidade dos preços internacionais, que, no caso dos contratos de gás, são reajustados trimestralmente, trazendo mais previsibilidade e evitando aumentos bruscos. “O mecanismo tem como principal objetivo reduzir, de forma temporária, os impactos da volatilidade dos preços internacionais, em especial em cenários de elevação expressiva das cotações do Brent, promovendo maior estabilidade e previsibilidade para os clientes, ao mesmo tempo em que preserva demanda de médio e longo prazo e mantém a competitividade da Petrobras como supridora”, disse a empresa, em comunicado. (Valor)
A Agenersa, a agência reguladora do Rio de Janeiro, aprovou nesta terça-feira (30/6) a aplicação de novas multas à Naturgy por descumprir a regulação estadual e impor barreiras ao mercado livre de gás natural. A agência julgou dois casos concretos de conduta protelatória e negativa das distribuidoras CEG e CEG Rio a migrações de cliente industriais: um da Companhia Siderúrgica Nacional (CSN), em Porto Real, e outro da Braskem, em Duque de Caxias. A Agenersa determinou que a Naturgy avance com a migração das unidades da CSN e Braskem – materializada com a assinatura do contrato de uso do sistema de distribuição (Cusd) – no prazo de dez dias úteis. CEG e CEG Rio foram multadas, cada uma, no valor de 0,001% do faturamento anual pelos casos. Ambas já haviam sido penalizadas em 2025, em 0,002% do faturamento, pelo descumprimento da regulação estadual. “Ao retardar ou inviabilizar a migração de agentes elegíveis para o ambiente livre, a concessionária impede que esses usuários usufruam dos benefícios econômicos decorrentes da livre negociação do suprimento, restringe a competitividade do mercado, reduz incentivos à entrada de novos agentes e compromete os objetivos que orientaram a modernização do setor de gás”. “Em última análise, trata-se de conduta que prejudica não apenas consumidores livres diretamente interessados na migração, mas o próprio desenvolvimento socioeconômico do Estado do Rio de Janeiro”, citou o conselheiro-relator, Vladimir Paschoal, em seu voto. (Eixos)
Consórcio Ceará Saneamento arremata bloco 1 da PPP da Cagece
O Consórcio Ceará Saneamento, representado pela corretora Safra, apresentou a única proposta para o bloco 1 (Norte-Litorâneo) e arrematou o primeiro conjunto de municípios no leilão da concessão administrativa dos serviços de esgotamento sanitário de 127 municípios promovido pelo Governo do Ceará e pela Cagece (Companhia de Água e Esgoto do Ceará), realizado nesta terça-feira (30), na B3. O grupo ofereceu uma contraprestação de R$ 3,741 bilhões a ser paga pela concessionária, o que representa um deságio de 1,15%. Os municípios foram organizados em cinco blocos regionais: Norte-Litorâneo, Centro-Sul, Centro-Leste, Três Climas-Maciço e Sertões de Crateús-Ibiapaba. A divisão busca otimizar a gestão dos serviços e garantir maior eficiência operacional na implantação e na expansão dos sistemas de esgotamento sanitário. (CNN Brasil)
Os argumentos da Equatorial ao Cade por aval à compra da Copasa
Nova sócia de referência da Companhia de Saneamento de Minas Gerais (Copasa), a Equatorial pediu ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) que a operação seja analisada sob rito sumário, modalidade simplificada que permite o exame célere de negociações tidas como menos complexas. Segundo a holding, a aquisição de 30% não gera preocupação quanto à concentração de mercado. Para tal, a investidora âncora sustenta que, neste momento, presta serviços de saneamento exclusivamente no Amapá, por meio da CSA Equatorial, enquanto a Copasa tem atividades restritas ao território mineiro. “Essa relação não suscita preocupações concorrenciais, uma vez que as participações de mercado do Grupo Equatorial após a Operação permanecerão limitadas e o incremento na concentração de mercado será reduzido, com variação de HHI inferior a 200 pontos”, sustentou. A sigla HHI presente nos argumentos da Equatorial se refere ao Índice Herfindahl-Hirschman, utilizado para medir a concentração de mercado em determinado setor. Operações com pontuação abaixo de 200 são consideradas sem risco. A Equatorial encaminhou o pedido de aval ao órgão antitruste em 16 de junho. Como O Fator já mostrou, o grupo estima que o sinal verde será dado até o início de agosto. Segundo consulta feita pela reportagem aos autos do processo nesta terça-feira (30), ainda não há decisão. (O Fator)
O Sistema Cantareira, principal manancial de abastecimento da Região Metropolitana de São Paulo, passará a operar na chamada faixa 3, que significa alerta, a partir desta quarta-feira (1º). A mudança ocorre porque o sistema encerrou o mês de junho com 39,87% do volume útil, abaixo do limite de 40% previsto nas regras de operação definidas pela Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico (ANA) e pela SP Águas. Com a alteração, a Sabesp ficará autorizada a captar até 27 metros cúbicos de água por segundo (m³/s) do Cantareira. Em condições de normalidade, a retirada pode chegar a 33 m³/s. A mudança já era esperada diante da queda gradual dos reservatórios durante o período de estiagem. Na manhã desta terça-feira (30), a ANA e a SP Águas confirmaram oficialmente a entrada do sistema na faixa de alerta para o mês de julho. Segundo os órgãos, o Cantareira registrava 40,52% do volume útil no último dia útil de maio. Um mês depois, o índice caiu para 39,87%, suficiente para alterar a classificação operacional do sistema. Apesar da redução na vazão autorizada, a Sabesp poderá complementar o abastecimento utilizando a água transposta da represa da Usina Hidrelétrica Jaguari, na bacia do Rio Paraíba do Sul, respeitando os limites permitidos pelo estado. A medida foi autorizada pelos órgãos gestores para reforçar a segurança hídrica durante o período seco. (G1)
A universalização do saneamento básico vem ganhando força em diferentes regiões do estado de São Paulo. Com investimentos que alcançam áreas urbanas, comunidades em processo de regularização fundiária, zonas rurais e importantes pólos turísticos, a Sabesp, Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo, acelera a expansão dos serviços de abastecimento de água e saneamento básico, antecipando metas previstas pelo Marco Legal do Saneamento. A estratégia faz parte de um plano de transformação da infraestrutura paulista que busca garantir acesso à água tratada e à coleta e tratamento de esgoto para populações historicamente não atendidas. Além dos impactos diretos na saúde e na qualidade de vida, as ações também contribuem para a preservação ambiental, a valorização dos territórios e o desenvolvimento econômico regional. Em Monte Mor, no interior paulista, a ampliação dos serviços já começa a mudar a realidade dos moradores do Residencial Santa Clara do Lago. A Sabesp assumiu o sistema de abastecimento de água da região e iniciou a implantação da infraestrutura de esgotamento sanitário, beneficiando cerca de 1.200 imóveis. A iniciativa foi viabilizada após o avanço do processo de regularização imobiliária do bairro, etapa fundamental para que os investimentos em infraestrutura pudessem ser realizados. Atualmente, equipes da companhia percorrem a região realizando o cadastramento dos moradores e orientando a população sobre a adesão aos serviços. (Terra)
Terça-Feira 30 de Junho
Destaques: (i) JBS e Âmbar investem para quintuplicar produção de biometano com resíduos da Friboi (Info Money); (ii) Sinais de preço e resposta da demanda: o papel das baterias na era da tarifação horária compulsóri (Canal Solar); e (iii) Com Redata no limbo, projetos na Câmara tentam incentivar data centers no Nordest (Eixos)
JBS e Âmbar investem para quintuplicar produção de biometano com resíduos da Friboi
A JBS (JBSS32) e a Âmbar Energia vão investir R$65 milhões para ampliar a produção de biometano a partir de resíduos das operações da Friboi, com a meta de quase quintuplicar os volumes do combustível renovável utilizado em processos industriais e na logística do grupo, disseram à Reuters as empresas pertencentes à holding J&F. Os projetos, desenvolvidos nas unidades da Friboi de Campo Grande II (MS), Lins (SP) e Andradina (SP), além de outras iniciativas em avaliação, deverão elevar a produção de biometano da companhia para cerca de 40 mil metros cúbicos (m³) por dia, ou 14 milhões de m³/ano. O cronograma prevê que o nível de produção atual, de 8 mil m³/dia, aumente para 20 mil m³/dia até fevereiro de 2027, devendo atingir o total de 40 mil m³/dia em julho de 2028. O combustível renovável terá usos tanto na área logística, na frota de caminhões da JBS, quanto industriais, em equipamentos que demandam energia térmica, como secadores de proteínas, e outros processos que hoje consomem gás combustível, disse a JBS. Os aportes planejados vão contemplar aquisição de equipamentos, obras de integração industrial, instalação dos sistemas de purificação, compressão, armazenamento e infraestrutura necessária para produção e distribuição do biometano. A iniciativa está alinhada à aposta no biometano por parte de empresas, especialmente indústrias que usam gás natural e diesel em seus processos produtivos e logística, como uma forma de descarbonizar o consumo de combustíveis. (Info Money)
Sinais de preço e resposta da demanda: o papel das baterias na era da tarifação horária compulsória
A busca por uma sinalização econômica eficiente para os consumidores conectados em baixa tensão no cenário brasileiro possui raízes profundas, remontando à idealização da antiga Tarifa Amarela, em 1985. Após um longo período de amadurecimento das discussões do setor, o conceito foi reformulado e deu origem à Tarifa Branca por meio da Resolução Normativa nº 733/2016 da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) posteriormente compilada na Resolução Normativa nº 1.000/2021. Concebida sob a premissa de refletir os custos horários associados à prestação do serviço de transporte na rede de distribuição (componente TUSD Transporte), a Tarifa Branca pretendia alinhar a cobrança ao estresse que o perfil de consumo impõe à infraestrutura. Contudo, o modelo original de adesão espontânea e voluntária mostrou-se ineficaz. Até o ano de 2025, a modalidade havia alcançado cerca de 0,09% do mercado elegível em termos de energia consumida. Esse cenário é atribuído, em grande parte, às dificuldades de comunicação para o engajamento do consumidor final e à própria estrutura regulatória definida no Submódulo 7.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária (Proret) na época. É importante ressaltar que o modelo foi proposto em um contexto tecnológico distinto do atual, quando a rede elétrica ainda não possuía a dinâmica e a bidirecionalidade proporcionadas hoje pela geração distribuída e pelos sistemas de armazenamento. Naquele cenário, a simples migração tarifária poderia gerar vantagens ou prejuízos sem que houvesse, de fato, uma mudança real no comportamento do consumidor. (Canal Solar)
Com Redata no limbo, projetos na Câmara tentam incentivar data centers no Nordeste
Projetos de lei que atrelam a instalação de centros de processamento de dados no Brasil à contratação de energia renovável avançaram em comissões da Câmara dos Deputados nas últimas semanas, enquanto o presidente do Senado reluta em pautar a proposta do governo que cria um marco legal para o setor. Derivado da medida provisória 1318/2025, o PL 278/2026 aguardando análise dos senadores cria um Regime Especial de Tributação para Serviços de Datacenter (Redata), condicionado a questões como conteúdo local e uso de energia renovável ou “limpa”. Após a euforia de aprovação na Câmara na madrugada de 25 de fevereiro, o presidente do Senado, Davi Alcolumbre (União/AP), frustrou as expectativas de uma passagem tranquila por lá, e decidiu, unilateralmente, não colocar o projeto em votação — deixando a medida provisória caducar. É nesse cenário de indefinições que outras propostas começam a caminhar no Legislativo. Aprovado pela Comissão de Ciência, Tecnologia e Inovação (CCTI) da Câmara no início de junho, o PL 490/26 cria estímulos para o fornecimento de energia limpa e competitiva a data centers instalados nas regiões Norte e Nordeste, e institui um selo verde. O texto ainda será analisado pelas comissões de Minas e Energia; de Meio Ambiente e Desenvolvimento Sustentável; de Finanças e Tributação; e de Constituição e Justiça e de Cidadania. (Eixos)
AZ Quest entra no jogo dos data centers com oferta de R$ 482 milhões
A AZ Quest está no mercado para levantar até R$ 482 milhões para um novo fundo imobiliário (FII) que pretende capturar o crescimento acelerado do mercado de data centers no Brasil. A operação prevê a emissão de 4,82 milhões de cotas do fundo AZ Quest Panorama Data Centers, ao preço de subscrição de R$ 100 por unidade. Não está previsto lote adicional, e a oferta está condicionada à subscrição e à integralização de, no mínimo, R$ 291 milhões. No prospecto, a gestora informa que o fundo pretende adquirir quatro ativos imobiliários da Scala Data Centers, que celebrará um contrato de sale and lease back com a empresa pelo prazo de 10 anos. Os ativos são o data center da Scala em Fortaleza, juntamente com sua subestação, além de outras duas subestações da empresa, localizadas em Tamboré e Jundiaí, ambas em São Paulo. Segundo o estudo de viabilidade que acompanha o prospecto da operação, o data center de Fortaleza e sua subestação representam 60% do valor da operação. Os ativos estão localizados na Praia do Futuro, por onde chegam 90% dos cabos de fibra óptica de internet do País. (Info Money)
‘Boom’ de painéis solares coloca rede elétrica do Brasil à prova na Copa
Enquanto o Brasil enfrentava o Japão na Copa do Mundo nesta segunda-feira, em Houston, os operadores do sistema elétrico do país tinham outra preocupação em mente: manter o sistema estável enquanto milhões de brasileiros deixam fábricas, escritórios e lojas para assistir à partida. Grandes eventos, como a Copa do Mundo, e até hábitos cotidianos, como o banho no início da noite, há muito tempo colocam à prova o sistema elétrico brasileiro. Tradicionalmente, o sistema depende das hidrelétricas, apoiadas por usinas termelétricas que podem ser acionadas ou desligadas quando a demanda por energia aumenta ou diminui. Desta vez, porém, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) enfrenta um desafio novo e mais imprevisível: milhões de painéis solares instalados nos telhados de residências e empresas em todo o país. Construída ao longo dos últimos 15 anos com apoio do governo, a rede brasileira de painéis solares responde hoje por quase 20% da capacidade instalada de geração de energia do país — pouco menos da metade da capacidade das usinas hidrelétricas. (O Globo)
ONS corta 20 GW de renováveis durante Brasil x Japão na Copa
A forte mobilização dos brasileiros em frente a TV para acompanhar a partida entre Brasil e Japão, nesta segunda-feira (29), pelas oitavas de final da Copa do Mundo de 2026, levou o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) a restringir cerca de 20 GW (gigawatts) de geração de energia renovável ao longo do jogo. Segundo o operador, a medida foi necessária diante da combinação entre a elevada geração distribuída, principalmente de sistemas solares instalados em telhados de residências, comércios e indústrias, e a expressiva redução da carga do SIN (Sistema Interligado Nacional) durante o horário da partida. O ONS explicou que, quando milhões de brasileiros interrompem simultaneamente suas atividades para acompanhar os jogos da seleção, o consumo de eletricidade cai significativamente, alterando o comportamento esperado da demanda. Nesse cenário, torna-se necessário reduzir parte da geração renovável para preservar o equilíbrio entre oferta e consumo de energia. “O ONS reforça que a redução se deve a elevada geração distribuída e carga muito reduzida, ou seja, quando a demanda por energia pela sociedade é baixa em determinado momento. Neste cenário, o objetivo da redução é prevenir riscos à estabilidade do SIN (Sistema Interligado Nacional) e evitar a perda de controlabilidade do sistema, preservando a segurança e a continuidade do fornecimento de energia à sociedade”, disse em nota. (CNN Brasil)
ONS corta uma “Itaipu” de eólica e solar no Nordeste
O ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) voltou a registrar neste domingo (28) elevados níveis de restrição à geração renovável no SIN (Sistema Interligado Nacional), conhecido pelo jargão “curtailment”. Segundo o Informativo Preliminar Diário da Operação (IPDO), o Nordeste teve um pico de corte de 14.278 MW ao longo do dia, mantendo a região como principal foco das limitações operativas enfrentadas pelo sistema brasileiro. Em equivalências energéticas, o montante equivale a capacidade instalada de Itaipu Binacional, terceira maior hidrelétrica do planeta. As restrições ocorreram durante praticamente todo o dia — entre 0h e 17h49 e novamente entre 18h46 e 23h59 — e tiveram como causas o controle de inequações regionais de instrução de operação normal, além de intervenções relacionadas ao controle de frequência do sistema elétrico. O volume restringido no Nordeste supera com folga o observado nos demais submercados. No Sudeste/Centro-Oeste, a restrição máxima chegou a 645 MW, entre 6h25 e 16h45, exclusivamente por controle de frequência. No Sul, o valor máximo foi de 203 MW, entre 6h26 e 15h47, também pelo mesmo motivo. Já no Norte, o ONS informou apenas que houve limitação entre 6h25 e 15h46, sem detalhar um valor máximo, igualmente por necessidade de controle de frequência. Apesar das restrições, o Nordeste continuou sendo o principal polo de geração renovável do país. No balanço energético diário, a região produziu 13.365 MW médios de energia eólica e 2.785 MW médios de geração solar, respondendo pela maior parcela da produção renovável nacional. A carga do submercado foi de 11.994 MW médios, o que reforça a necessidade de escoamento da energia excedente para outras regiões do país. (CNN Brasil)
Eólicas e solares do Nordeste geraram por apenas uma hora no domingo
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) realizou o corte 14.278 MW de renováveis do Nordeste no domingo, 28 de junho. O montante é superior à capacidade instalada de Itaipu Binacional (14 GW) e se aproxima da potência somada em eólicas e solares do estado da Bahia. As usinas operaram apenas por uma hora, das 17h50 às 18h45. Segundo o operador, o corte ocorreu por controle de inequações regionais de instrução de operação normal e intervenções em andamento e controle de frequência. Nos demais submercardos, os cortes não chegaram a 1 GW. No Sudeste/Centro-Oeste, houve restrição de 645 MW, das 6h25 às 16h45, enquanto no Sul, a limitação foi de 203 MW, das 6h26 às 15h47, ambos para controle de frequência. A previsão de excesso de geração de energia no domingo, combinada à expectativa de baixo consumo, levou o ONS a emitir alerta amarelo para possível corte de geração na mesma data de usinas conectadas diretamente à rede de distribuição. O corte busca evitar desequilíbrios no Sistema Interligado Nacional (SIN), diante da combinação de carga reduzida, alta geração de micro e minigeração distribuída (MMGD) e condições meteorológicas favoráveis. Previstas no Plano Emergencial de Gestão de Excedentes de Energia na Rede de Distribuição, as restrições são direcionadas a usinas Tipo III, conectadas diretamente às redes de distribuição, sem despacho centralizado, como pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), usinas a biomassa e pequenos parques solares e eólicos. (Megawhat)
Tarifa continuará sob pressão sem reforma de custos, diz Sandoval
O diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Sandoval Feitosa, afirmou que a tarifa de energia elétrica continuará sob pressão de alta nos próximos anos se não houver uma reestruturação dos custos que compõem a conta de luz. A avaliação foi feita ao comentar os efeitos da quitação antecipada do Uso do Bem Público (UBP), que dará alívio temporário às tarifas, e o esgotamento de outros componentes financeiros que ajudaram a conter reajustes recentes. “Todos esses movimentos foram conjunturais. Eles não se repetirão nos anos seguintes. Se não houver nenhuma reestruturação dos custos que compõem a tarifa de energia elétrica, ela continuará em pressão de alta”, disse Feitosa na sexta-feira, 26 de junho, após a cerimônia de assinatura dos temos aditivos aos contratos de concessão dos agentes que aderiram à quitação antecipada do saldo devedor do UBP. Segundo o diretor-geral, a pressão decorre da necessidade de expansão do sistema elétrico e de manutenção dos contratos já firmados. Ele citou a demanda por novas linhas de transmissão, mais geração, maior segurança no suprimento e cobranças por melhoria na qualidade do serviço das distribuidoras. (Megawhat)
Aneel relicita 4 lotes de transmissão e prevê R$ 1,8 bi em investimentos
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) realiza, na sexta-feira (03), a segunda sessão pública do Leilão de Transmissão nº 1/2026. A primeira etapa foi realizada em março e contemplou cinco lotes com aportes estimados em R$ 3,3 bilhões. Agora, outros quatro serão oferecidos e o investimento esperado soma R$ 1,8 bilhão. Os trechos totalizam 61 quilômetros de linhas e 2.400 megavolt-ampère (MVA) em capacidade de transmissão nos Estados de São Paulo, Mato Grosso e Mato Grosso do Sul. Eles já haviam sido licitados em 2020 e 2021, sendo arrematados pela MEZ Energia na ocasião. A empresa, no entanto, não realizou as obras no cronograma previsto em edital. A Aneel chegou a recomendar a caducidade dos contratos ao Ministério de Minas e Energia (MME), contemplando ainda um quinto lote na mesma condição, mas os cinco foram objeto de um acordo entre a empresa e a pasta. O arranjo permitiu que a companhia mantivesse um dos ativos, mas os outros quatro foram devolvidos à União. São estes que, agora, serão ofertados novamente ao mercado. Enquanto aguardava a homologação do termo de distrato consensual pelo Tribunal de Contas da União (TCU), a diretoria da Aneel optou por fatiar o certame e ofertar os quatro lotes restantes separadamente. O aval veio em maio e, no início de junho, a agência reguladora marcou a nova sessão. Para a advogada Laura Souza, sócia de infraestrutura e energia do TozziniFreire, a composição foi bem-vinda e reduziu o risco de eventual litígio com relação aos lotes ofertados. “Torna esses lotes, de fato, atrativos para a iniciativa privada para serem licitados em condições de segurança jurídica”, avalia. A expectativa, segundo a jurista, é que o certame será competitivo. “Espero que haja uma atratividade até maior para esses lotes, seja em razão da solução desse problema, seja em razão do atual cenário no qual o escoamento de energia é um processo crítico para endereçar questões como o ‘curtailment’”, citou, em referência aos cortes de geração renovável por razões sistêmicas como, justamente, a falta de infraestrutura de escoamento. (Valor)
ONS recebe inscrições para resposta da demanda até 10 de julho
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) recebe, até o dia 10 de julho de 2026, as inscrições dos agentes interessados em participar do 3º Mecanismo Competitivo de Resposta da Demanda (RD) por Disponibilidade. A minuta de edital propõe a contratação, em 15 de julho de 2026, às 10h, de um produto com vigência de 1º de setembro a 31 de dezembro de 2026 (quatro meses), aplicável aos dias úteis, excluídos os feriados nacionais. Estão previstos dois acionamentos mensais, de Resposta da Demanda, a serem realizados pelo ONS ao longo de todo o período contratual, conforme grade horária definida para o atendimento à ponta de demanda, com duração de quatro horas, no período compreendido entre 18h e 22h, para todos os subsistemas: Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Norte e Nordeste. O preço-teto disponível para contratação das ofertas será de R$ 55.000/MW, considerando a totalidade dos dias úteis dentro do período de vigência contratado. As inscrições deverão ser realizadas por meio do SINtegre, conforme o edital disponível no site do ONS. O acesso será disponibilizado aos participantes devidamente inscritos e homologados pelo Instituto Brasileiro de Certificação e Monitoramento (Ibracem). Como etapa preparatória, será realizada uma simulação do mecanismo no dia 14 de julho de 2026, às 15h, com o objetivo de familiarizar os participantes com a plataforma e os procedimentos operacionais adotados durante o certame. (Megawhat)
Crise de comercializadoras limita crédito
As dificuldades enfrentadas por comercializadoras de eletricidade materializadas em pedidos de recuperação judicial têm feito com que bancos estejam restringindo a oferta de crédito a companhias do segmento. Diante deste cenário, empresas de energia têm apresentado suas estratégias de negócio com foco na diversificação das áreas de atuação, na expectativa de revertê-lo às vésperas da abertura total do mercado de energia. A primeira metade do ano ficou marcada por pedidos de recuperação como o da Tradener, que inaugurou o mercado livre de energia do país, além de Electra, Grupo IBS Energy, Diferencial Energia, entre outras. Nas solicitações à Justiça, as companhias afirmam estar sob uma “questão conjuntural” que une maior volatilidade nos preços de energia, menor oferta de eletricidade e falta de previsibilidade na formação de preços no setor, impulsionando a sensação de crise, embora a dimensão do evento seja questionada. Parte do setor atribui essa situação a uma estratégia arriscada por parte das empresas, que vinham apostado num viés baixista nos preços de energia, o que não se confirmou. Já outros agentes citam atualizações na modelagem de preços unidas à menor oferta, seja para maior captura de valor por parte das geradoras de energia, seja por conta dos cortes de geração por razões alheias aos empreendimentos, o “curtailment”. O presidente do conselho de administração da geradora e comercializadora Matrix Energia, Wilson Ferreira Jr., que agora acumula a presidência da companhia, admite um momento difícil para o segmento, com reflexos na concessão de crédito, mas atribui a restrição, em parte, à atuação dos próprios bancos no negócio. (Valor)
Preços dos contratos futuros de energia caem na BBCE após PMO indicar melhora na hidrologia
A última semana foi marcada pela queda nos preços dos contratos futuros de energia elétrica negociados na BBCE, movimento impulsionado pela divulgação do primeiro Programa Mensal da Operação (PMO) de julho, que indicou condições hidrológicas mais favoráveis para o Sistema Interligado Nacional (SIN). Segundo o PMO, a expectativa é de afluências equivalentes a 102% da Média de Longo Termo (MLT) na região Sudeste/Centro-Oeste e de 172% da MLT na região Sul durante a primeira semana operativa, entre 27 de junho e 3 de julho. O cenário reforçou as expectativas de maior oferta de energia hidrelétrica e pressionou para baixo os preços dos contratos com entrega futura. Como reflexo, o contrato de energia convencional com vencimento em julho, negociado na plataforma EHUB da BBCE, caiu de R$ 174,50/MWh para R$ 149,58/MWh, uma desvalorização de 14,28% na semana. O produto também esteve entre os mais negociados em tela no período de 22 a 26 de junho, com 169 contratos fechados e volume financeiro correspondente a 35 GWh. “Os números refletem a atuação de áreas de instabilidade e a passagem de uma frente fria pela região sul, ocasionando precipitação acima da média para esta região. Dessa forma, a climatologia pode ter contribuído para que os preços dos contratos com entrega de energia para julho apresentassem uma queda 14% na semana”, explica o diretor-executivo de Produtos, Comunicação, Marketing e Relações Institucionais da BBCE, Eduardo Rossetti. (Megawhat)
Nova regra para lâmpadas LED promete economizar mais de 400 TWh até 2040
O Brasil publicou a primeira regulamentação nacional que estabelece índices mínimos de eficiência energética para lâmpadas e luminárias LED — medida que pode gerar economia acumulada entre 283 e 432 TWh até 2040, volume equivalente ao consumo de cerca de 14 milhões de residências no período, segundo estimativas técnicas. A primeira regulamentação nacional, publicada pelo Comitê Gestor de Indicadores e Níveis de Eficiência Energética (CGIEE), presidido pelo Ministério de Minas e Energia (MME), dá prazo de até cinco anos para que produtos fora dos novos padrões sejam retirados do mercado, informa a pasta em nota. “Ao estabelecer padrões mínimos de desempenho para produtos LED, a regulamentação da eficiência energética fortalece a transição energética brasileira ao promover um mercado mais moderno, competitivo e alinhado às melhores práticas internacionais, estimulando a inovação, reduzindo os custos de energia para as famílias, aumentando a eficiência no uso dos recursos energéticos e contribuindo para o desenvolvimento sustentável do país”, afirma o ministro Alexandre Silveira (PSD). (Eixos)
Brasol Invest capta de R$ 550 milhões em fundos de transição energética
A Brasol Invest, gestora de investimentos especializada em ativos de transição energética, encerrou seu primeiro ano de operação com uma captação de R$ 550 milhões em dois fundos imobiliários. Após a consolidação do ciclo inicial, a Brasol Invest já prepara dois novos fundos, com potencial de captação de até R$ 1 bilhão adicional até o final de 2027. Segundo a gestora, a estratégia consiste em estruturar fundos imobiliários (FIIs) lastreados em contratos de locação de longo prazo de ativos operacionais. Atualmente, as carteiras da gestora contam com 114MWp de usinas, nos estados de São Paulo, Rio de Janeiro, Minas Gerais, Ceará, Piauí, Pernambuco, Mato Grosso, Maranhão, Paraíba e Mato Grosso do Sul. O primeiro fundo estruturado pela gestora, distribuído pela EQI Investimentos, já acumula mais de 12 meses de histórico, com um dividend yield anualizado superior a 13% e pagamentos mensais aos cotistas. Um segundo fundo, voltado ao segmento de wealth management e distribuído pela XP Investimentos (via FAMI Capital), segue em fase de maturação. “Estruturamos contratos de locação de longo prazo associados à ativos de geração distribuída e adquirimos projetos performados, sem risco de obra, permitindo ao investidor acessar ativos atraentes, com previsibilidade de receita e baixa volatilidade. Nosso foco é transformar essas características em produtos de investimento com geração de renda mensal consistente para o investidor”, afirma Carlos Eduardo Bacha, diretor de investimentos da Brasol Invest. (Megawhat)
Energisa fecha acordo para entrada do Itaú na Denerge com aporte de R$ 1,4 bilhão
A Energisa anunciou a assinatura de um acordo para a entrada do Itaú Unibanco como investidor na Denerge Desenvolvimento Energético, holding que concentra participações em empresas do setor elétrico. A operação envolve um aporte de aproximadamente R$ 1,4 bilhão, realizado por meio da subscrição de ações preferenciais da companhia. Com o investimento, o Itaú passa a deter cerca de 9,98% do capital social da Denerge, adquirindo uma participação minoritária com exposição indireta a distribuidoras de energia do grupo Energisa, como Energisa Mato Grosso do Sul, Energisa Sul-Sudeste e Energisa Mato Grosso. O aporte foi feito via emissão de novas ações, reforçando a estrutura de capital da holding. Segundo a Energisa, a iniciativa faz parte de uma estratégia para fortalecer a capacidade financeira e aprimorar a reorganização societária do grupo. A operação também inclui a assinatura de um acordo de acionistas, que regula os direitos e deveres dos sócios. Entre as cláusulas, está prevista a possibilidade de a Energisa e outros acionistas adquirirem, no futuro, a participação detida pelo banco. (Valor)
Térmica da Eneva é liberada para atender contrato do LRCap
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou o restabelecimento da operação comercial da usina termelétrica Luiz Oscar Rodrigues de Melo (Lorm), de responsabilidade da Eneva e localizada na cidade de Linhares, no Espírito Santo. A liberação será válida a partir de 1° de julho e compreende as unidades geradoras UG1 a UG24, num total de 204 MW. O empreendimento teve a operação suspensa em abril deste ano devido à inviabilidade econômica associada ao custo variável unitário (CVU). Além dessa usina, a Eneva suspendeu a operação comercial das UTEs Viana I (37,4 MW) e Povoação I (74,9 MW), que operam no modelo merchant, sem contratos, entre 23 de março a 31 de julho de 2026. A UTE Lorm soma 240 MW de capacidade instalada e é movida a gás natural. A usina é uma das vencedoras do primeiro leilão de reserva de capacidade na forma de potência (LRCap), promovido em 2021 e assinou o Contrato de Reserva de Capacidade (CRCap), com início de suprimento previsto para 1º de julho de 2026. Para atender às exigências contratuais, a usina realizou, nos dias 18 e 19 de junho de 2026, o teste de comprovação de disponibilidade. Segundo avaliação da Aneel, o teste foi concluído com sucesso, comprovando a disponibilidade das unidades geradoras UG1 a UG24, cada uma com potência de 8,5 MW, totalizando 204 MW. O resultado também atestou a superação das condições que haviam motivado a suspensão da operação comercial, nos termos do artigo 20 da Resolução Normativa nº 1.029/2022, relacionadas ao valor aprovado do Custo Variável Unitário (CVU) merchant. (Megawhat)
Controlada da Axia (AXIA3) levanta R$ 1,9 bilhão
A AXIA Energia Sul, subsidiária da AXIA Energia (AXIA3), aprovou duas operações financeiras para reforço de estrutura de capital e investimentos de longo prazo. A companhia realizará a 6ª emissão de debêntures no valor de R$ 1,4 bilhão, com prazo de 20 anos, remuneração atrelada ao IPCA ou NTN-B, além de contar com garantia real e fiança da controladora. Os títulos terão pagamento de juros semestral e amortização também semestral, e serão destinados a investidores profissionais com incentivo da Lei 12.431. Além disso, a empresa contratou um financiamento de R$ 500 milhões junto ao BNDES, com recursos do Fundo Clima, também com prazo de 20 anos, juros fixos de 8,05% ao ano, pagamento e amortização mensais, e garantias semelhantes às da emissão de debêntures. (Info Money)
Fitch reafirma nota máxima da Isa Energia (ISAE4) e mantém perspectiva estável
Fitch reafirma nota máxima da Isa Energia (ISAE4) e mantém perspectiva estável. A classificadora ressalta também que, por serem receitas baseadas na disponibilidade dos ativos, a empresa fica isenta de risco de demanda. O longo prazo das concessões também é apontado como positivo, e a agência destaca que apenas uma concessão, de pequeno porte, vence até 2031. Ao mesmo tempo, a Fitch observa que a alavancagem financeira da Isa deve aumentar nos próximos anos, diante de investimentos relevantes, pagamento de dividendos e do término, em 2028, do principal componente de receita associado à Rede Básica do Sistema Existente (RBSE). O perfil de crédito, segundo o relatório, se beneficia de comprovado acesso a linhas de financiamento e de um cronograma alongado de vencimentos, com dívida, assim como a receita, majoritariamente indexada à inflação. A análise da Fitch também incorpora os incentivos que a controladora Interconexión Eléctrica (Isa; IDRs BBB-/Perspectiva Estável) teria para prover suporte, se necessário. Para a Fitch, a Isa Energia tem sido “ativa” na expansão e na melhoria da base de ativos, o que permite gerar receitas incrementais até 2043, quando vence o principal contrato de concessão, que representa cerca de 60% da RAP operacional proporcionalmente às participações nos ativos. A agência projeta redução da concentração de receitas e afirma que a futura perda tende a ser parcialmente compensada pela execução de projetos. (Estadão)
Grande desafio da Copasa é chegar a 90% de esgoto tratado, diz CEO após privatização
A universalização da coleta e do tratamento de esgoto será o principal desafio da nova fase da Copasa após a privatização. Em entrevista exclusiva à EXAME, a CEO da companhia, Marília Carvalho de Melo, afirma que a empresa já alcança, em média, 99% de cobertura de abastecimento de água nos municípios onde atua, mas ainda tem cobertura de 80,04% com serviços de esgotamento sanitário. “O nosso grande desafio é chegar aos 90% do Marco”, diz a executiva, em referência à meta prevista para 2033 pelo Marco Legal do Saneamento. Os indicadores se referem aos municípios onde a Copasa presta cada serviço. Atualmente, a companhia atende 636 dos 853 municípios mineiros com abastecimento de água, mas opera esgotamento sanitário em um número menor de cidades. Em 273 municípios, a empresa fornece apenas água. Segundo Marília, ampliar esse atendimento dependerá da conversão dos contratos com os municípios, processo que continuará após a entrada da Equatorial. “O novo contrato garante as metas de universalização e traz mais segurança para os municípios”, afirma. Por isso, o desafio da nova Copasa pode ser ainda maior que o previsto inicialmente. O plano anterior da companhia de investimentos até 2030 previa R$ 21 bilhões. O valor deve ser revisto pela nova controladora. (Exame)
Copasa: Venda reduz custos e equilibra impacto do Capex na tarifa, diz CEO
A Copasa (Companhia de Saneamento de Minas Gerais) privatizada terá instrumentos para que o custo da universalização dos serviços até 2033 não cause impactos relevantes na tarifa de água e esgoto da população. A avaliação é feita pela presidente da companhia, Marília Carvalho de Melo, na empresa desde o final do ano passado e responsável por conduzir a companhia durante o processo de desestatização concluído na semana passada – pelo qual a Equatorial foi selecionada como investidor de referência. Em entrevista à Agência iNFRA, Melo disse esperar que a gestão privada acelere reduções de custo operacional e destacou que a decisão é de usar o prazo de universalização previsto no marco legal sem antecipações, diferente do que fez São Paulo com a Sabesp. “Vamos até 2033. Constante, sempre e eficiente”, disse. Em paralelo, a companhia continuará perseguindo até o final de setembro a prorrogação dos contratos com os 636 municípios onde atua, processo que também marca a conversão de contratos de programa (fechados sem licitação) para de concessão. A oferta da Copasa ao mercado foi feita sem esse número final. Até agora só foram 22 renovações, embora de municípios que correspondem a 30% da receita da companhia. “Estamos buscando os municípios mais estruturantes, inclusive para manter o sistema Copasa, que funciona com subsídio cruzado”, explicou a executiva, segundo quem a empresa está em fase final de negociação com Contagem e Betim. (Agência Infra)
Sabesp obtém aval para captar mais água de sistema do RJ para reforçar Cantareira
A Sabesp, empresa de saneamento paulista, obteve autorização para captar mais água do sistema que abastece parte do Rio de Janeiro para reforçar o reservatório do Cantareira, uma das principais fontes de abastecimento da capital e de sua região metropolitana. Solicitada diante da persistência das condições de estiagem durante o período de seca, a permissão foi concedida em caráter temporário e excepcional, segundo a ANA (Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico). A água do Rio Jaguari, na bacia do Rio Paraíba do Sul, chega ao Cantareira por meio da Represa de Atibainha, uma das que compõem o sistema, com Jaguari-Jacareí, Cachoeira, Paiva Castro e Águas Claras. Em nota, a companhia informou que a medida é prevista nas regras de operação do Cantareira e integra os mecanismos de gestão previstos em contrato. “A medida faz parte da estratégia permanente da companhia para ampliar a segurança hídrica da região metropolitana de São Paulo”, diz trecho da nota. Com a autorização, o volume anual máximo de água passível de transposição da usina Jaguari para o reservatório Atibainha em 2026 passa de 162 hm³ (hectômetros cúbicos, ou 162 bilhões de litros) para até 268,28 hm³, alta de 66%. A medida vale até 31 de dezembro. Segundo a ANA, a ampliação temporária da cota de transposição já havia sido adotada em 2021 e 2025, diante da persistência das condições de estiagem. (Valor)
Emae encerra OPA da Sabesp sem venda de ações por acionistas minoritários
A Emae encerrou na última semana o período de aquisição de ações remanescentes da oferta pública de aquisição de ações (OPA) realizada pela Sabesp para a compra de até a totalidade das ações ordinárias da companhia. Segundo comunicado, nenhum acionista exerceu o direito de vender suas ações durante os 30 dias subsequentes ao prazo final de adesão à oferta, encerrado em 27 de maio de 2026. De acordo com a empresa, durante o período destinado à aquisição das ações remanescentes, nenhum acionista adotou os procedimentos previstos no edital da OPA para alienar suas participações. Com isso, a oferta pública foi oficialmente concluída sem a adesão de quaisquer acionistas. Conforme informações do formulário de referência da companhia de 10 de junho, a Sabesp detém 79,6% do total de ações da Emae, equivalente a 98% do capital votante. Já Julia Talia Xavier Álvares Otero tem uma fatia de 6% e outros 14,2% estão em circulação. A Sabesp assumiu a gestão da Emae em fevereiro deste ano após a realização da assembleia geral extraordinária, que alterou a composição do conselho de administração da empresa. A Emae é responsável pela gestão dos reservatórios dos dois sistemas e opera o serviço de travessia da represa Billings, além do canal do rio Pinheiros, localizado na capital paulista. Além disso, a empresa opera cinco usinas, que somam 960,8 MW de potência, sendo a maior dela a hidrelétrica centenária Henry Borden, que tem 889 MW, o que aumentará a atuação da Sabesp no setor. (Megawhat)
Sanepar abre edital internacional para investimento de R$ 2 bilhões no Norte do Paraná
A Companhia de Saneamento do Paraná (Sanepar) publicou o edital de licitação internacional para a implantação do Sistema de Abastecimento Integrado do Norte do Paraná (SAINP). O empreendimento será contratado por meio do modelo de locação de ativos e tem leilão previsto para 24 de setembro, na B3, a Bolsa de Valores de São Paulo. A obra irá garantir o abastecimento dos municípios de Arapongas, Apucarana e Rolândia. O edital foi publicado sexta-feira (26). Será declarado vencedor o proponente que apresentar o menor Valor Mensal de Locação (VML), observadas todas as condições e exigências estabelecidas no edital. O valor estimado do contrato, para fins da licitação, é de cerca de R$ 2 bilhões, o que corresponde a soma das parcelas dos VML durante 20 anos de contrato. A locação de ativos é considerada uma alternativa vantajosa para o empreendimento por possibilitar a implantação do sistema em um prazo mais curto. O escopo da contratação contempla a elaboração do projeto executivo, a construção da infraestrutura e a disponibilização dos ativos — como tubulações, equipamentos e edificações — para que sejam operados pela Sanepar. O diretor-presidente da Companhia, Wilson Bley, destaca que o modelo representa um avanço importante para viabilizar empreendimentos de grande porte em prazos menores do que os praticados nas contratações convencionais. (Governo do Paraná)
Aegea anuncia R$ 1,7 bi em novos financiamentos de longo prazo
A Aegea Saneamento anunciou R$ 1,7 bilhão em novos financiamentos de longo prazo para apoiar seu plano de investimentos e ampliar a cobertura dos serviços de saneamento. As operações incluem R$ 825 milhões para a Corsan junto ao BID (Banco Interamericano de Desenvolvimento), R$ 420 milhões para a Águas de Manaus junto ao BNDES, R$ 57,8 milhões para a Ambiental Ceará 2 junto ao BNB (Banco do Nordeste) e a contratação de R$ 350 milhões para a Águas de Manaus junto ao Banco da Amazônia, com prazos entre 14 e 22 anos. Segundo a companhia, os novos financiamentos reforçam a estratégia de diversificar as fontes de recursos, alongar o perfil da dívida e adequar o financiamento ao ciclo de maturação dos ativos de infraestrutura. Com essas operações, a Aegea soma R$ 5,6 bilhões em captações contratadas em 2026, dos quais R$ 5 bilhões já foram desembolsados. (Agência Infra)
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