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.
Quarta-Feira 05 de Agosto
Destaques: (i) Brasil lidera mercado de data centers, mas pressão no sistema elétrico ameaça expansão (Megawhat); (ii) Estados entram em defesa do PL 5.017 para contratação regional de térmicas e PCHs (Megawhat); e (iii) Petrobras reduz preço de gás natural em 0,9% por meio de mecanismo temporário (Eixos)
Brasil lidera mercado de data centers, mas pressão no sistema elétrico ameaça expansão
O Brasil concentra cerca de 49% da capacidade instalada de data centers da América Latina e desponta como principal mercado da região para sustentar o crescimento da inteligência artificial (IA). No entanto, a expansão do segmento dependerá menos da demanda e cada vez mais da capacidade do setor elétrico de fornecer energia firme, ampliar a transmissão e superar gargalos regulatórios e de financiamento, segundo relatório da Moody’s Ratings. De acordo com a agência de classificação de risco, o Brasil lidera a capacidade instalada de data centers na América Latina, à frente de México (27%) e Chile (9%). A América Latina possui cerca de 2.340 MW de capacidade instalada, com crescimento anual estimado entre 15% e 20%, impulsionado pela demanda de hyperscalers e pela migração corporativa para a computação em nuvem. Com a alta anual e a tendência de crescimento, o relatório alerta que os novos campi de IA exigem cargas elétricas equivalentes às de grandes consumidores industriais, aumentando a pressão sobre sistemas de transmissão que não foram projetados para atender concentrações elevadas de demanda. Apesar da abundância de fontes renováveis, especialmente hidrelétrica, eólica e solar no Brasil e no Chile, a região enfrenta limitações relacionadas às filas de conexão, à capacidade de transmissão, ao corte de geração em áreas com elevada geração renovável e aos longos processos de licenciamento para novos empreendimentos. A agência destaca que as empresas de energia precisarão ampliar os investimentos em geração, transmissão e distribuição para atender ao aumento da demanda elétrica provocado pelos data centers e pelas aplicações de inteligência artificial. Além dos desafios financeiros, companhias do setor terão que equilibrar a expansão da infraestrutura com a manutenção da disciplina financeira e dos compromissos com investidores. (Megawhat)
Estados entram em defesa do PL 5.017 para contratação regional de térmicas e PCHs
O Fórum Nacional dos Secretários Estaduais de Minas e Energia (FNSME) manifestou apoio à apreciação, pelo plenário do Senado Federal, do substitutivo ao Projeto de Lei (PL) 5.017/2019 e pediu a preservação dos dispositivos relacionados à distribuição regional das contratações de mais de 7 GW em usinas termelétricas a gás natural e de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs). A posição foi encaminhada em ofício ao presidente do Senado, Davi Alcolumbre, datado de 31 de julho. No documento, o Fórum afirma representar a visão dos estados que recebem empreendimentos do setor de energia, conduzem os processos de licenciamento e convivem diretamente com os impactos e as oportunidades gerados pela expansão da infraestrutura energética. O documento foi assinado por Rooney César Campos Peixoto, presidente da entidade e secretário de Energia, Mineração e Gás do Amazonas. O estado de Peixoto não é mencionado no PL, que contempla contratações de PCHs distribuídas em: 400 MW para as regiões Norte e Nordeste, 3.000 MW para empreendimentos localizados na região Centro-Oeste e 1.500 MW para empreendimentos nas regiões Sul e Sudeste. A medida ainda prevê a contratação de 2.500 MW de centrais termelétricas a gás natural, com inflexibilidade mínima de 70%, com a seguinte localização: 500 MW no estado de Goiás, 500 MW no Distrito Federal e no entorno, 500 MW em Rondônia, 500 MW na região do Triângulo Mineiro e 500 MW no Maranhão, especificamente na região metropolitana de São Luís. Para a entidade, a diversificação da matriz elétrica é necessária para garantir maior segurança ao sistema, ao combinar tecnologias com diferentes características operacionais e capacidade de resposta, reduzindo riscos associados à sazonalidade hidrológica, à variabilidade das fontes renováveis e à concentração geográfica da geração. No documento, o fórum afirma que o substitutivo contribui para reduzir assimetrias regionais ao prever a distribuição regional dos montantes contratados e viabilizar empreendimentos de menor porte, conectados próximos aos centros de consumo. Na avaliação do Fórum, essa diretriz pode ampliar investimentos em regiões que possuem potencial energético, mão de obra e interesse em receber novos projetos. (Megawhat)
Petrobras reduz preço de gás natural em 0,9% por meio de mecanismo temporário
A Petrobras informou que vai aplicar uma redução média de 0,9% nos preços de venda da molécula de gás natural em relação ao início do trimestre anterior, caso tenha adesão de todas as distribuidoras ao mecanismo temporário de proteção à volatilidade anunciado pela companhia em 30 de junho. O novo preço passou a valer a partir de 1.º de agosto. Segundo a estatal, sem a aplicação desse mecanismo, que introduz bandas de preço (piso e teto) para o petróleo Brent no cálculo do gás vendido às distribuidoras, o reajuste médio seria de aumento de cerca de 11,8%. Os contratos de venda de gás natural preveem atualizações trimestrais da parcela do preço vinculada à molécula e, tradicionalmente, relacionam a variação às oscilações do Brent e do câmbio. Desde o início de 2026, a fórmula passou a considerar também a variação do Henry Hub. No período de aferição usado para o reajuste, a Petrobras apontou que a referência do Brent subiu aproximadamente 23,3%, enquanto o Henry Hub caiu cerca de 15,4%. No mesmo intervalo, o câmbio teve apreciação de 4,0%, com redução da quantia em reais necessária para comprar um dólar. A companhia ressaltou que a variação efetiva por distribuidora vai depender da adesão ao mecanismo temporário, dos produtos contratados e dos volumes retirados, além de considerar prêmios de Incentivo à Demanda e Performance criados pela Petrobras a partir de 2024. A estatal também reforçou que o preço final ao consumidor depende de outros componentes, como transporte, portfólio de suprimento e margens das distribuidoras (e, no caso do Gás Natural Veicular – GNV, dos postos), além de tributos e da aprovação das tarifas pelas agências reguladoras estaduais. (Eixos)
Absae cobra segurança jurídica para leilão de baterias
O número recorde de projetos cadastrados para os leilões de reserva de capacidade na forma de potência (LRCap) para sistemas de armazenamento demonstra o interesse dos investidores e a maturidade alcançada pelo mercado brasileiro de baterias, de acordo com a Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia (Absae). Ainda assim, a entidade alertou para a insegurança causada pela incerteza sobre quem vai pagar o encargo que vai remunerar os empreendimentos. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) informou ontem que o leilão voltado a equipamentos com conteúdo nacional recebeu o cadastramento de 5.296 projetos, que somam 261.408 MW. No segundo certame, aberto a sistemas sem exigência de nacionalização, foram cadastrados 5.734 projetos, equivalentes a 281.003 MW. Ao todo, foram cadastrados 6.091 projetos, somando 296,8 GW de potência. Para a Absae, o volume indica que o país conta com capacidade técnica, industrial e financeira para viabilizar investimentos em armazenamento em larga escala. A associação também considera que a quantidade de interessados deverá ampliar a competição e contribuir para a contratação da reserva de capacidade a preços menores. “Mais do que um marco, esse resultado reforça a urgência e a importância da realização do primeiro leilão de armazenamento ainda neste ano, garantindo previsibilidade regulatória, segurança para os investimentos e um passo decisivo para a modernização da matriz elétrica brasileira”, afirmou, em nota, o diretor-executivo da Absae, Fabio Monteiro Lima. Os projetos cadastrados, porém, ainda não estão habilitados para participar dos leilões. Os empreendimentos passarão pela análise técnica prevista nas regras dos certames e que somente após essa etapa será possível conhecer a quantidade de projetos e a potência efetivamente aptos a disputar a contratação. A habilitação técnica está prevista para ser concluída em 17 de novembro. O leilão com conteúdo nacional será realizado em 2 de dezembro, enquanto o produto aberto está marcado para 4 de dezembro. (Megawhat)
Leilões de energia: o governo corre para corrigir seu erro
Todo gato escaldado tem medo de água fria. Os brasileiros todos estamos escaldados pelo último leilão de reserva de capacidade promovido em março deste ano pelo governo da União, por meio do seu ministério de Minas e Energia (MME), que, na contramão do bom senso e remando contra a boa maré da transição energética, priorizou as chamadas energias sujas, oriundas de fontes fósseis, em detrimento das energias renováveis, como a eólica e a solar fotovoltaica, que são abundantes na região Nordeste – o Ceará no meio. Pois bem: o MME acaba de confirmar que os primeiros leilões de armazenamento de energia renovável, gerada pelo vento e pelo sol, serão realizados nos dias 2 e 4 do próximo mês de dezembro. Para o primeiro leilão, denominado de Armazenamento Nacional 2028A (para entrega no ano de 2028), cadastraram-se 5.296 projetos, com capacidade de geração total de 261.408 MW; para o segundo leilão, batizado de Armazenamento 2028B, fizeram cadastro 5.734 projetos. Desse total, 4.939 projetos inscreveram-se nos dois leilões. Agora, a boa novidade: 71% desses projetos de armazenamento de energia localizam-se na região Nordeste, que é o endereço do sol e dos melhores e estáveis bancos de ventos do Brasil e do mundo. Na região Sudeste estão localizados 18,8% dos projetos; na região Sul, 5,1%. O restante, nas outras regiões do país. Superada a fase de cadastramento dos projetos, que se encerrou no último dia 31 de julho, prossegue agora e até 28 de setembro o tempo de elaboração e publicação da Nota Técnica de Capacidade de Escoamento. No dia 17 de novembro, terminará o prazo de habilitação dos projetos, o que será feito pela EPE (Empresa de Planejamento Energético) do MME, onde há grande celebração porque o número de projetos cadastrados foi superior largamente à previsão do governo. Contribuiu para isso “as características modulares dos projetos, aliadas à não exigência de licença ambiental ou certificações de projetos nessa etapa”, como revela um informe distribuído à imprensa pela EPE. (Diário do Nordeste)
Armazenamento de energia avança no Brasil: o que muda com as novas regras da Aneel
A expansão das fontes renováveis, especialmente solar e eólica, tem transformado significativamente a matriz elétrica brasileira nos últimos anos. No entanto, esse avanço também trouxe um novo desafio: como garantir o fornecimento de energia quando o sol não está brilhando ou o vento perde a intensidade? Parte da resposta está no armazenamento de energia, uma tecnologia que permite armazenar a eletricidade gerada em períodos de alta produção e disponibilizá-la conforme a demanda do sistema. Agora, essa solução ganhou impulso com a publicação da Resolução Normativa nº 1.161 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). A normativa estabelece regras específicas para a autorização e operação dos Sistemas de Armazenamento de Energia (SAE), o que, na prática, representa um passo significativo para consolidar um mercado que deve ganhar relevância nos próximos anos, acompanhando a evolução da matriz elétrica brasileira. Durante décadas, o sistema elétrico brasileiro foi estruturado principalmente em torno das hidrelétricas com reservatórios, capazes de armazenar energia na forma de água e ajustar a geração conforme a demanda. Com a expansão das fontes intermitentes (solar e eólica), cresce a necessidade de tecnologias capazes de oferecer flexibilidade ao sistema. É justamente esse o papel dos sistemas de armazenamento. Eles permitem absorver a energia produzida em horários de maior geração e devolvê-la à rede quando o consumo aumenta ou quando há redução da produção renovável. Na prática, funcionam como uma reserva estratégica, contribuindo para equilibrar oferta e demanda, reduzir desperdícios e aumentar a confiabilidade do Sistema Interligado Nacional (SIN). Além do armazenamento por baterias, essa função também pode ser desempenhada por hidrelétricas reversíveis, que utilizam dois reservatórios em diferentes níveis para bombear água nos períodos de menor consumo e gerar eletricidade quando a demanda cresce. (Além da Energia)
ISA Energia cadastra projetos para leilão de baterias, sem meta para vencer
A ISA Energia Brasil afirmou que pretende manter uma postura seletiva na disputa pelo primeiro leilão de reserva de capacidade com sistemas de armazenamento em baterias. Durante teleconferência de resultados do segundo trimestre de 2026, a transmissora informou que cadastrou projetos para preservar a opcionalidade de participação, mas ressaltou que a decisão final dependerá da atratividade econômica dos empreendimentos. Segundo Silvia Wada, CFO da companhia, a ISA Energia está analisando a minuta do edital em consulta pública e contribuirá com sugestões ao processo regulatório. A executiva destacou que o certame deve ser bastante competitivo, considerando os 6.091 projetos cadastrados, que somam 296,8 GW de potência, e afirmou que a empresa não possui metas de participação de mercado, priorizando apenas projetos que atendam aos critérios internos de retorno. “Nós cadastramos projetos para manter a opcionalidade de participação no leilão. […] Vamos participar apenas daquilo que fizer sentido para o momento da companhia e que ofereça a rentabilidade adequada ao perfil do projeto. Tudo indica que será um ambiente bastante competitivo, por isso não temos uma meta de market share ou obrigação de vencer. Vamos atuar de forma diligente e participar apenas onde houver criação de valor para a empresa”, afirmou durante teleconferência realizada nesta terça-feira, 4 de agosto. Ela ainda indicou que a companhia pretende ampliar os investimentos em reforços e melhorias da rede de transmissão. Segundo a executiva, esse segmento deve continuar crescendo, impulsionado pelas novas autorizações obtidas e pela destinação de parte dos recursos captados no follow-on para essas obras. Os investimentos em projetos de reforços e melhorias foram R$ 66,1 milhões (+17,4%) superiores no último trimestre em relação ao mesmo período em 2025. (Megawhat)
A Revolução do Planejamento Integrado
A transformação da matriz energética brasileira passa por um desafio estrutural que vai além da simples adição de megawatts à rede. Trata-se de reimaginar como o sistema elétrico é planejado, operado e integrado. Nesse contexto, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) acaba de lançar um instrumento que pode ser considerado revolucionário: a Base de Dados Integrada de Geração e Transmissão (Base G+T), publicada em 8 de julho de 2026. Essa iniciativa representa muito mais do que uma ferramenta técnica; ela é um marco na evolução do planejamento energético brasileiro e um catalisador para o desenvolvimento de soluções de armazenamento em larga escala. A necessidade de uma base integrada não é recente. Desde os estudos de planejamento de 2017 e 2018, a EPE identificou uma fragmentação crítica nos modelos de análise energética. Os sistemas então disponíveis operavam de forma isolada, com bases de dados descentralizadas e processos em série que demandavam esforços significativos de compatibilização. Essa fragmentação criava lacunas na compreensão de como as decisões de geração impactavam a transmissão e vice-versa, prejudicando especialmente a avaliação de tecnologias emergentes como baterias e sistemas de armazenamento de energia. Segundo a EPE, a transformação da matriz energética exige novas capacidades computacionais e metodológicas. Quatro requisitos-chave foram identificados como essenciais para o novo modelo: detalhamento espacial da rede, detalhamento temporal em base horária, representação adequada de novas tecnologias (baterias, hidrogênio renovável, conversores estáticos e sistemas FACTS) e, crucialmente, integração verdadeira entre os estudos de geração e transmissão. A Base G+T não é um projeto modesto. A EPE modelou mais de 9 mil recursos energéticos, representando a diversidade do parque gerador brasileiro com granularidade sem precedentes. A rede de transmissão foi representada com mais de 10 mil linhas e 7.500 transformadores, capturando a complexidade real da infraestrutura que conecta geradores a consumidores. (Portal Solar)
Com El Niño no radar, Enel SP pede à Aneel acordo para compartilhar equipes em emergências
Diante do risco de temporais mais intensos com o avanço do El Niño, a Enel São Paulo quer ampliar a capacidade de convocar equipes, equipamentos e materiais de outras distribuidoras para acelerar o atendimento em situações de emergência. A empresa pediu apoio à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para destravar acordos prévios de ajuda mútua entre as concessionárias. A companhia enfrenta uma batalha na Aneel para não perder sua concessão após uma sequência de apagões durante fortes temporais que atingiram São Paulo nos últimos anos. Na carta à agência reguladora, a distribuidora afirmou que o tema ganhou ainda mais relevância diante da perspectiva de intensificação do fenômeno El Niño, que pode atingir forte intensidade e ampliar a ocorrência de eventos climáticos extremos no país. Na última semana, uma análise divulgada pelo Instituto Nacional de Meteorologia com outros órgãos do governo destacou que as projeções climáticas indicam a manutenção e a intensificação do fenômeno El Niño ao longo do segundo semestre de 2026, com elevada probabilidade de que o evento atinja intensidade muito forte entre a primavera e o início do verão. O cenário aumenta a probabilidade de ocorrência de impactos hidrometeorológicos em diferentes regiões do Brasil, cuja intensidade e distribuição dependerão da evolução das condições atmosféricas e oceânicas. Na carta endereçada aos superintendentes de Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD) e de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica (SFT), a Enel São Paulo informou que adequou seus procedimentos internos após a publicação da Resolução Normativa nº 1.137/2025, responsável por estabelecer disposições para o aumento da resiliência do sistema de distribuição e de transmissão a eventos climáticos severos, e firmou acordo prévio entre as distribuidoras do grupo. Além disso, enviou minutas de acordo para outras distribuidoras com o objetivo de iniciar negociações em conformidade o que já está previsto nas regras. As distribuidoras, no entanto, demonstraram insegurança para avançar com os compartilhamentos de equipes e materiais. (Megawhat)
Eneva inicia operação comercial da termelétrica Azulão I
A Eneva recebeu autorização da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para iniciar a operação comercial da unidade geradora UG1 da termelétrica Azulão I, no município de Silves, no Amazonas. Embora a unidade possua 361,5 MW de potência instalada, a usina foi contratada para disponibilizar 295,42 MW de potência no leilão de reserva de capacidade (LRCap) realizado em 2021, com contrato válido por 15 anos. O empreendimento começou a atender ao contrato em julho deste ano, com vigência até 30 de junho de 2041. A autorização da Aneel marca a entrada em operação comercial da primeira usina do Complexo Termelétrico Azulão 950, um dos principais projetos da Eneva para ampliar a oferta de geração térmica a gás natural no país. Localizada em Silves, no Amazonas, a termelétrica utiliza gás natural produzido no Campo de Azulão e está conectada ao barramento de 500 kV da subestação Silves, de propriedade da Manaus Transmissora. Para garantir o abastecimento da usina, a Eneva apresentou contrato de fornecimento de combustível com início em 5 de agosto de 2026, prevendo a entrega de 1,7 milhão de metros cúbicos de gás natural por dia durante 15 anos. A UTE Azulão I faz parte do Complexo Termelétrico Azulão 950, formado pelas usinas Azulão I e Azulão II, ambas abastecidas pelo gás natural produzido no Campo de Azulão. O projeto adota o modelo Reservoir-to-Wire (R2W), desenvolvido pela Eneva, que integra a produção de gás natural e a geração de energia elétrica em uma mesma cadeia operacional. A Azulão I está sendo implantada em ciclo simples e possui garantia física de 26,5 MW médios. Já a Azulão II, contratada em leilão realizado em setembro de 2022, será construída em ciclo combinado, reunindo uma turbina a gás natural de 360 MW e uma turbina a vapor de 230 MW, totalizando 590 MW de capacidade instalada. (Megawhat)
ONS autoriza energização de projetos da Taesa que somam R$ 141,9 milhões em receita anual permitida
A Taesa informou, nesta terça-feira (4), a energização de novos trechos de transmissão dos projetos Ananaí e Tangará, após as liberações emitidas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Com as energizações, os dois projetos passam a adicionar cerca de R$ 141,9 milhões à receita anual permitida (RAP) da empresa, com efeitos retroativos a 27 de julho de 2026. Na concessão Ananaí, localizada entre São Paulo e Paraná, a energização das linhas de transmissão de 500 quilovolts (kV) Ponta Grossa-Assis elevou a RAP habilitada em aproximadamente R$ 123,6 milhões, levando o total já operacional do empreendimento para R$ 168,7 milhões, o equivalente a 97,3% da receita prevista para a concessão. O projeto possui RAP total de R$ 173,3 milhões no ciclo 2026-2027 e investimento regulatório estimado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em R$ 1,75 bilhão. Segundo a companhia, o projeto entrou em operação entre oito e dez meses antes do prazo regulatório previsto para março de 2027. A infraestrutura, composta por 363 quilômetros de linhas de transmissão e quatro subestações, é considerada estratégica por reforçar o intercâmbio de energia entre as regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste e ampliar o atendimento ao parque industrial da Região Metropolitana de Curitiba. Já no projeto Tangará, entre Maranhão e Pará, a energização da Subestação Encruzo Novo e da linha de transmissão Encruzo Novo-Santa Luzia III adicionou cerca de R$ 18,3 milhões à RAP da concessão. Com isso, a receita habilitada do empreendimento alcança aproximadamente R$ 104,5 milhões, correspondendo a 92% da RAP total prevista de R$ 113,4 milhões. O projeto possui investimento regulatório de R$ 1,117 bilhão. A empresa destacou que Tangará foi parcialmente entregue entre 20 e 25 meses antes do prazo estabelecido pela Aneel, previsto para março de 2028. O sistema conta com mais de 265 quilômetros de linhas de transmissão, incluindo trechos em circuito duplo, e reforça a malha elétrica das regiões Norte e Nordeste. (Valor)
País trava no setor elétrico ao trocar competição por influência e risco privado por encargo público
Prosperidade não nasce apenas de recursos naturais, capital ou boas intenções. Nasce de instituições capazes de distribuir oportunidades, disciplinar o poder econômico e permitir que novas tecnologias desafiem velhos arranjos. Essa é uma das principais lições de Daron Acemoglu, Simon Johnson e James A. Robinson, laureados com o Nobel de Economia de 2024 por seus estudos sobre como as instituições se formam e afetam a prosperidade. Sociedades avançam quando constroem instituições inclusivas. Ficam para trás quando preservam instituições extrativas: aquelas que concentram ganhos em poucos grupos, socializam custos e bloqueiam a inovação que poderia reorganizar mercados. O setor elétrico brasileiro deveria refletir sobre essa lição. Num setor estratégico, transparência, concorrência e segurança jurídica estimulam investimentos e inovação. O País tem recursos naturais, tecnologia, capital e consumidores atentos à tarifa. Ainda assim, o setor centraliza decisões, transfere riscos e protege soluções tradicionais. A inovação é celebrada, mas nem sempre entra nas regras. O Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência (LRCAP) 2026 expõe essa disfunção. Contratar potência para suprir horários críticos é legítimo. A questão é por que uma decisão bilionária avançou sob dúvidas relevantes: mudança de modelagem, alta de preços-teto, baixa competição e concentração em poucos grupos. Nada disso prova irregularidade isoladamente; em conjunto, exige escrutínio. A área técnica do Tribunal de Contas da União (TCU) estimou sobrepreço de até R$ 214 bilhões; R$ 138 bilhões em cálculo alternativo. O Ministério Público Federal (MPF) alertou para impacto superior a R$ 500 bilhões nos contratos. A Aneel indicou alta de R$ 2,3 bilhões no encargo de potência até abril de 2027. A discussão saiu dos autos e chegou à tarifa. (Estadão)
Mercado atual exige muito mais do que só preços competitivos, diz RB Solar
O comportamento do consumidor brasileiro tem mudado e refletido diretamente na forma como o mercado de energia solar se posiciona. De acordo com a RB Solar, o cenário atual exige mais do que preços competitivos: demanda soluções flexíveis, rapidez no atendimento e argumentos comerciais capazes de demonstrar o retorno do investimento em sistemas fotovoltaicos. A leitura da empresa tem como base a pesquisa “Full View dos Consumidores”, da NielsenIQ, que aponta que as despesas básicas comprometem, em média, R$ 1.300 da renda das famílias brasileiras. Ao mesmo tempo, o levantamento realizado pela companhia mostra que os consumidores continuam investindo em itens voltados ao conforto dentro de casa, como lava-louças, cujas vendas cresceram 136%, e consoles de videogame, com alta de 39%.Segundo a RB Solar, esse comportamento indica que o consumidor não abriu mão de qualidade de vida, mas passou a analisar com mais rigor onde investir seu dinheiro. Nesse contexto, a empresa entende que a energia solar deixa de ser percebida apenas como um investimento de longo prazo e passa a ser apresentada como uma alternativa para reduzir uma despesa fixa recorrente a conta de energia elétrica e ampliar a capacidade de consumo das famílias. Para a companhia, essa mudança também alterou o perfil de atuação dos integradores. O cliente, hoje mais criterioso, exige propostas personalizadas, rapidez na elaboração de orçamentos e opções compatíveis com diferentes perfis financeiros. Diante desse cenário, a RB Solar afirma ter reformulado sua estratégia comercial para oferecer mais suporte aos parceiros. “A gestão de pessoas e o estudo profundo desse consumo atual mudaram a forma com que a RB Solar vê o setor de energia fotovoltaica. A empresa entendeu que, para o integrador fechar vendas com esse cliente que está com o bolso apertado e altamente racional, ele precisa de opções, agilidade e argumentos comerciais sólidos”, afirmou a companhia. Como resultado desse posicionamento, a distribuidora informa ter registrado crescimento de 45% entre dezembro de 2025 e julho de 2026 em que o desempenho foi impulsionado pela ampliação da equipe comercial e técnica, com foco em profissionais preparados para compreender as necessidades dos integradores e apoiar a estruturação dos projetos. (Canal Solar)
Eventos climáticos viraram desafio permanente para o setor de energia, dizem executivas
Eventos climáticos se tornam, cada vez mais, um desafio operacional permanente para o setor elétrico, e é preciso responder tanto com o reforço do sistema quanto com a comunicação com o consumidor. Essa foi uma das principais mensagens do painel sobre transição energética no Energy Hub, nesta terça-feira (4), durante o Rio Innovation Week, que reuniu a diretora de Grid e Inovação da Axia Energia, Maiza Goulart, e a diretora financeira do Grupo EDP para a América do Sul, Maria Marta Geraldes. As executivas defenderam que o avanço da transição energética dependerá, principalmente, da capacidade de tornar redes elétricas resilientes, incorporar novas tecnologias, preparar consumidores para um mercado mais aberto e acelerar a tomada de decisões pelas empresas. Para Maria Marta Geraldes, os eventos registrados recentemente na Europa, como a onda histórica de calor seguida de incêndios florestais, e no Brasil, como a forte ventania que castigou Rio e São Paulo na última semana, evidenciam que nem mesmo empresas acostumadas a lidar com riscos climáticos conseguem mais antecipar a intensidade dos fenômenos. Segundo ela, a EDP acompanha com preocupação os impactos do verão europeu extremo, mesmo mantendo planos específicos de preparação para a estação. “Pegou a todos de surpresa. O mesmo que aconteceu aqui no Brasil [com a ventania]. Cada vez mais, estas alterações climáticas, estes desastres nos apanham de surpresa, portanto temos que estar cada vez mais preparados”, disse Geraldes ao Valor. Segundo a executiva, a resposta passa por investimentos contínuos na resiliência das redes e pela capacidade de reação rápida das distribuidoras diante de eventos extremos, reduzindo o tempo de recomposição do fornecimento de energia. A EDP vai investir R$ 10 bilhões na área de distribuição entre 2025 e 2030 (áreas de concessão de São Paulo e Espírito Santo), crescimento de 30% em relação ao ciclo de 2019 a 2024. Cerca de 70% desse investimento estão direcionados ao reforço da resiliência da rede, automação e digitalização da infraestrutura nas duas distribuidoras. (Valor)
Aneel cancela multa de R$ 305 mil aplicada pela CCEE por falta de lastro
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) cancelou uma multa de R$ 305.579,53 aplicada ao Estaleiro Atlântico Sul por insuficiência de lastro de energia e determinou que sua área técnica avalie a fiscalização sobre possíveis falhas operacionais na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). A decisão foi publicada no Diário Oficial da União desta terça-feira, 4 de agosto, por meio do despacho nº 2.821/2026. A diretoria relacionou a decisão à proferida o caso da Cimento Apodi, julgado em junho, em que a Aneel também afastou uma penalidade decorrente de falha sistêmica da CCEE. A fiscalização deverá avaliar a abrangência desses problemas, seus impactos sobre os agentes e a adequação dos controles internos e mecanismos de governança adotados pela CCEE. Entre os pontos que poderão ser analisados estão a recorrência de falhas nos processos de modelagem, tratamento de dados, contabilização e medição, bem como a necessidade de medidas corretivas ou eventual responsabilização da câmara. No caso do Estaleiro Atlântico Sul, a penalidade dizia respeito ao período entre fevereiro de 2024 e janeiro de 2025. A empresa alegou que a insuficiência de lastro não decorreu de sua atuação, mas de uma pendência criada indevidamente pela própria CCEE durante o processo de modelagem de um ativo, impedindo sua migração para janeiro de 2024. Segundo o voto do diretor Gentil Nogueira, o ativo já havia concluído todas as pendências em 21 de dezembro de 2023 e estava apto a participar da contabilização das operações de janeiro de 2024. Ainda assim, uma interpretação equivocada da CCEE levou à abertura de uma pendência indevida, impedindo sua inclusão na contabilização daquele mês. (Megawhat)
Pode o Estado brasileiro exigir investimentos bilionários em ativos de vida útil de quatro décadas enquanto reserva para si a prerrogativa de redefinir, retroativamente, o valor do capital que já foi imobilizado? Essa não é uma dúvida teórica ou acadêmica. Trata-se do nó cego regulatório que a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) colocou no centro do debate ao pautar, na Consulta Pública nº 11/2026, a adoção do Método do Capital Recuperado (RCM) para a recalibragem da Base Regulatória de Ativos (BRA) das transportadoras ova Transportadora do Sudeste (NTS) e Transportadora Associada de Gás (TAG). Ao retratar a medida como um ajuste necessário em favor do consumidor, a narrativa oficial esconde uma inflexão perigosa. A controvérsia em torno do RCM não opõe o interesse público à rentabilidade privada; opõe a busca discricionária por um alívio tarifário imediato à sustentabilidade dos investimentos em infraestrutura no longo prazo. O investimento em infraestrutura de transporte de gás possui uma natureza econômica singular: o capital é altamente específico, de maturação longa e de reduzida reversibilidade. Uma vez enterrado o duto, o investidor não pode redirecionar o ativo para outro mercado ou aplicação. A única salvaguarda contra o risco de expropriação indireta é a estabilidade das regras vigentes no momento em que a decisão de investimento foi tomada. A aplicação do RCM altera profundamente essa alocação original de riscos. Ao olhar para trás e reclassificar receitas contratuais históricas — auferidas estritamente sob a égide da legalidade e do ambiente regulatório da época — como amortização antecipada do capital, a Agência altera ex-post o nexo causal entre o risco assumido e a remuneração esperada. O impacto dessa manobra extrapola as transportadoras diretamente afetadas. A mensagem emitida ao mercado é que contratos de longo prazo no Brasil carregam um risco implícito de revisão metodológica retrospectiva. (Eixos)
Relivre muda metodologia e cria rating para avaliar abertura do mercado de gás
Três anos após seu lançamento, o Relivre, antes conhecido como Ranking do Mercado Livre de Gás, apresenta sua nova versão, agora como rating. A ferramenta, que avalia as normas estaduais vigentes para o mercado livre de gás, agora classifica os estados em cinco níveis de rating, de acordo com critérios do Relivre, que também foram modernizados. De acordo com os organizadores do Relivre, as mudanças ocorreram após contribuições dos agentes do mercado. O sistema de rating, por exemplo, foi adotado por ser uma metodologia de maior familiaridade, considerando agências e avaliações de empresas e títulos públicos. Os critérios principais do Relivre continuam os mesmos: desverticalização, facilidade de migração, isonomia entre consumidores livres e cativos e comercialização. Entretanto, se antes todos os critérios tinham o mesmo peso de 25% na composição da nota final de cada estado, agora os itens têm pesos diferentes, sendo a isonomia o de maior relevância, com 39% da ponderação. Em seguida, vem a comercialização, com peso de 25%; a facilidade de migração, a 23% e a desverticalização, a 13%.Os subitens também foram revisados, com avaliações mais complexas do que as anteriores respostas binárias de “sim” e “não”. Agora há, também, uma divisão entre subitens estruturantes e administrativos. Os estruturantes são capazes de determinar o tamanho do mercado livre – como, por exemplo, o volume mínimo para migração, que pode determinar quantos consumidores estarão aptos a migrar para o ambiente livre. Já os subitens administrativos consideram a forma como as regras são cumpridas sob a ótica administrativa, como, por exemplo, o prazo para a migração. (Megawhat)
Reinjeção de gás natural em junho é a 3ª maior da história
O Brasil reinjetou 126,2 milhões de m³ (metros cúbicos) de gás natural por dia em junho de 2026, o equivalente a 58% da produção diária do período, de 217,3 milhões de m³. É o 3º maior volume da série histórica iniciada em 2010, segundo dados da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis). A indústria brasileira só havia reinjetado mais de 58% da produção nacional de gás em outras duas ocasiões: março de 2024 (58,31%) e maio de 2026 (58,29%). A reinjeção é o processo de devolução do gás natural extraído de volta para o reservatório subterrâneo, usado principalmente para aumentar a produção de petróleo. O procedimento é realizado no Brasil por 3 razões: manter a pressão – o gás é comprimido e devolvido ao reservatório para elevar a pressão interna, o que aumenta a extração de óleo; falta de infraestrutura – o setor ainda enfrenta gargalos no acesso à malha de gasodutos, o que limita o escoamento da molécula até os centros consumidores; rentabilidade – parte relevante do gás do pré-sal tem alto teor de CO₂, o que reduz sua atratividade comercial em comparação com o gás importado da Bolívia. No Brasil, a adoção de práticas de reinjeção se deu a partir de 2010, após a descoberta do pré-sal. Nessa camada de exploração, assim como em outros campos de petróleo brasileiros, há predominância de reservatórios de petróleo com gás natural associado –produzido ao mesmo tempo que o óleo. Cerca de 85% do gás natural extraído pela indústria brasileira é do tipo associado, o que obriga as empresas a decidir entre comercializar o insumo ou reinjetá-lo, já que sua retirada é necessária para viabilizar a produção de petróleo. (Poder 360)
Segurança jurídica não significa imutabilidade da regulação, mas respeito aos princípios que orientam a atuação regulatória. Isso fica claro nas experiências internacionais e se aplica à discussão mais premente no mercado de gás: a revisão tarifária dos gasodutos de transporte. Tudo começa com o vencimento dos contratos legados das Malhas Sudeste e Nordeste dos gasodutos de transporte de gás natural, herdados pelas transportadoras. Exercendo seu papel, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) considera aplicar, para o cálculo das tarifas de transporte, o Método de Capital Recuperado (RCM). O RCM, no caso dos contratos legados, não representa uma ruptura regulatória, como alegam os transportadores, mas um método que permite, no âmbito regulatório, compatibilizar a adequada remuneração dos investimentos com a eficiência econômica, a competitividade e a modicidade tarifária em benefício da sociedade. Sem a adoção do RCM, o risco seria perpetuar distorções por pelo menos mais uma década, ou seja, consumidores pagariam novamente por investimentos que já foram remunerados. Caso prevaleça a proposta defendida pelas transportadoras, a cobrança em duplicidade do ciclo passado continuaria também no ciclo 2026-2030 e poderia alcançar um montante acumulado, no final de 2030, de cerca de R$ 20 bilhões cobrados em duplicidade dos consumidores. Essa cifra expressiva não chega a causar nenhuma surpresa para quem observa as referências internacionais. A simples realização de um benchmark, comparando a NTS e TAG com outros TSOs (Transmission System Operators) devidamente regulados, permite constatar que a relação Ebitda/km.rede de ambas é muito superior aos dos TSOs europeus, americanos e canadenses, chegando a ser até 20 vezes superior em alguns casos. (Eixos)
Privatização da Copasa será julgada no CADE nesta quarta-feira; entenda os argumentos
O Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) marcou para esta quarta-feira (5/8), às 10h, o julgamento do processo que analisa a entrada da Equatorial Energia no capital da Copasa, etapa considerada decisiva para a privatização da companhia de saneamento de Minas Gerais. O caso será analisado pelo Tribunal do Cade após um recurso apresentado pelo Sindágua-MG, que contestou a decisão da Superintendência-Geral do órgão de aprovar, sem restrições, a aquisição de 30% das ações da Copasa pela Gerais Saneamento, subsidiária da Equatorial Energia. O processo está sob relatoria do conselheiro José Levi Mello do Amaral Júnior. Em relatório divulgado nesta terça-feira (4/8), o relator detalha a tramitação do caso e confirma que o julgamento foi incluído na pauta da 269ª Sessão Ordinária do Tribunal Administrativo de Defesa Econômica. A operação prevê a compra, pela Gerais Saneamento, de 30% das ações ordinárias da Copasa atualmente pertencentes ao Estado de Minas Gerais, dentro do processo de desestatização da empresa. Segundo as requerentes, a operação não envolve aquisição do controle da companhia. A Equatorial sustenta que o investimento faz parte da estratégia de expansão do grupo no setor de saneamento, onde já atua no Amapá, e permitirá ampliar sua presença no mercado de utilities. Já o governo de Minas argumenta que a venda das ações ampliará a capacidade de investimentos da Copasa e ajudará a antecipar as metas de universalização do saneamento previstas no novo marco legal do setor. O negócio havia sido aprovado sem qualquer restrição pela Superintendência-Geral do Cade em 30 de junho. No entanto, o Sindágua-MG apresentou recurso administrativo e pediu habilitação como terceiro interessado no processo. O sindicato questiona a aprovação da operação e aponta supostas falhas na análise concorrencial realizada pela área técnica do Cade. A Presidência do órgão aceitou a participação da entidade no processo e determinou a redistribuição do caso ao Tribunal. (O Tempo)
Terça-Feira 04 de Agosto
Destaques: (i) Leilão de baterias atrai oferta recorde com mais de 6 mil projetos (Megawhat); (ii) Aneel discute esticar concessão da Engie; Copel e AXIA se opõem (Brazil Journal); e (iii) ‘Enel ainda não atende requisitos mínimos’, apontam técnicos da Aneel em recurso (Megawhat)
Leilão de baterias atrai oferta recorde com mais de 6 mil projetos
Os dois leilões de reserva de capacidade na forma de potência para contratação de sistemas de armazenamento em baterias receberam um número recorde de projetos cadastrados, segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Ao todo, foram cadastrados 6.091 projetos, que somam 296,8 GW de potência. No leilão voltado a equipamentos com conteúdo nacional, previsto para 2 de dezembro, foram cadastrados 5.296 projetos, que somam 261.408 MW. Já o segundo certame, sem exigência de nacionalização e marcado para 4 de dezembro, recebeu 5.734 projetos, equivalentes a 281.003 MW. Segundo a EPE, 4.939 projetos, que somam 245.603 MW, foram cadastrados simultaneamente nos dois produtos, tanto no leilão com conteúdo nacional quanto no certame aberto. A estatal de planejamento explicou que as características modulares dos sistemas de armazenamento, associadas à dispensa de licença ambiental e de certificações de projeto na etapa de cadastramento, contribuíram para o elevado volume. A empresa afirmou que o resultado reforça a importância da habilitação técnica como mecanismo de avaliação dos projetos candidatos. A EPE também informou ter respondido a mais de 1.300 dúvidas de agentes sobre o cadastramento e a habilitação técnica dos empreendimentos. O Nordeste concentrou 71,1% da potência cadastrada nos dois leilões. O Sudeste respondeu por 18,8%, seguido pelo Sul, com 5,1%, Centro-Oeste, com 3,4%, e Norte, com 1,6%. Os projetos ainda passarão pela análise técnica da EPE, que deverá verificar o atendimento aos requisitos definidos para os leilões e as condições de conexão, carregamento e descarregamento dos sistemas. A nota técnica com a capacidade de escoamento disponível para os certames está prevista para 28 de setembro. A habilitação técnica deverá ser concluída em 17 de novembro, cerca de duas semanas antes da realização dos leilões, marcados para 2 e 4 de dezembro. (Megawhat)
Aneel discute esticar concessão da Engie; Copel e AXIA se opõem
A Agência Nacional de Energia Elétrica deve colocar em votação ainda este mês uma proposta que permitiria à Engie prorrogar o contrato de concessão de uma de suas hidrelétricas em troca de investimentos na instalação de duas turbinas adicionais. Se aprovada na diretoria da agência, a regulamentação mudaria paradigmas do setor, e poderia viabilizar um projeto de R$ 2,67 bilhões da companhia para ampliar a potência da usina de Salto Santiago – abrindo ainda um precedente para empreendimentos similares de outras empresas. Grupos como AXIA e Copel, porém, se mobilizam contra a proposta, defendendo que o melhor seria o Governo e a Aneel deixarem os contratos de usinas antigas vencerem para colocá-los em leilões – uma vez que ambas veem essas licitações como oportunidade para adquirir ativos e crescer, uma fonte próxima ao assunto disse ao Brazil Journal. O caso evidencia como o futuro de hidrelétricas cujas concessões vencem nos próximos anos começa a se tornar um dos próximos temas quentes do setor – levantando debates regulatórios e mobilizando investidores. A discussão sobre a usina da Engie no Paraná começou com um pedido da empresa baseado em uma lei de 1996 que delega à Aneel autorizar aumentos de capacidade de hidrelétricas desde que estes visem o chamado “aproveitamento ótimo” dos ativos, podendo ainda prorrogar seus contratos por até 20 anos para amortização dos investimentos necessários. A princípio, a área técnica da agência rejeitou o projeto da Engie, alegando que este não representaria o “aproveitamento ótimo”. (Nos manuais de engenharia, isso é quando há aumento da energia firme da usina – um cálculo de quanto ela consegue gerar mesmo em anos de seca). O diretor Fernando Mosna, no entanto, concordou com argumentos dos advogados da Engie de que a ampliação reforçaria a capacidade de Salto Santiago de produzir no horário de ponta, algo que hoje é demandado pelo sistema elétrico. Ao analisar o caso, Mosna elaborou um voto sugerindo uma interpretação mais abrangente e sistêmica do conceito de “aproveitamento ótimo” – e recomendou que a agência aprove o pedido da Engie, estendendo a outorga da hidrelétrica por 9,3 anos. (Brazil Journal)
‘Enel ainda não atende requisitos mínimos’, apontam técnicos da Aneel em recurso
A Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica (SFT) da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) analisou e rejeitou as argumentações da Enel São Paulo que contestam os fundamentos que embasaram o processo de caducidade da concessão, e solicitavam a realização de nova perícia técnica para avaliar os indicadores da distribuidora. Em nota técnica, a SFT reconhece que houve melhorias no desempenho da concessionária, mas que ainda assim a Enel São Paulo não atende aos requisitos mínimos pactuados com a Aneel, e que seu desempenho está inferior ao de outras distribuidoras do estado que enfrentaram condições climáticas semelhantes. A SFT também indica que “o cumprimento formal das ações e metas não é suficiente para demonstrar a correção das falhas”, e que “a eficácia do plano deve ser avaliada pela capacidade de resposta em situações críticas, e o desempenho da Enel SP no evento de dezembro de 2025 evidenciou que as medidas adotadas foram insuficientes para garantir o restabelecimento adequado do serviço”. Em relação à realização de nova perícia técnica, a SFT reforça que as avaliações técnicas realizadas pela Aneel foram elaboradas por servidores qualificados para regulação, fiscalização e controle dos serviços, e que as conclusões da agência gozam de presunção de legitimidade, veracidade e especialização técnica, exceto em casos inequívocos de erro material, vício metodológico ou inconsistência – o que não teria ocorrido na análise do desempenho da Enel São Paulo. A superintendência indicou que a Enel usou metodologia diferente para chegar ao índice de recomposição 80,2% das ocorrências após o pico do evento, enquanto o cálculo da Aneel indicou 67% – portanto, abaixo do patamar mínimo de 80%. Segundo a SFT, em seu cálculo, a Enel considerou todas as ocorrências do dia do evento, mesmo aquelas iniciadas antes da tempestade e que, por isso, não tinham relação com o evento climático. Ainda assim, mesmo o índice de 80,2% calculado pela Enel São Paulo está abaixo de outras distribuidoras da região que enfrentaram condições climáticas semelhantes, pontua a SFT. (Megawhat)
Nordeste domina cadastro de projetos em corrida por leilão de baterias
Mais de 6 mil projetos foram cadastrados para os leilões de baterias de dezembro, informou nesta segunda (3/8) a Empresa de Pesquisa Energética (EPE). E o Nordeste desponta como o destino favorito dos desenvolvedores de sistemas de armazenamento de energia em bateria (BESS). Dos 296,8 GW de potência cadastrados para os certames: 71,1% estão no Nordeste, que lidera a geração de renováveis no país; enquanto 18,8% estão no Sudeste; e 10,1% nas demais regiões. A contratação dos sistemas de baterias ocorrerá por meio de dois leilões: o primeiro (2/12) destinado a sistemas BESS com conteúdo local fixado pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), e para o qual foram cadastrados 5.296 projetos (261,4 GW de potência); e o segundo (4/12) aberto a todos os projetos, e para o qual foram cadastrados 5.734 projetos (281 GW de potência). Parte dos projetos (245 GW) participa de ambos os leilões. E a tendência é que nem todos esses projetos estarão, ao fim, aptos a participar dos certames, já que ainda passarão por habilitação técnica da EPE. O número de projetos representa um recorde de participação para leilões do setor elétrico brasileiro. Na avaliação da EPE, as características modulares dos sistemas, associadas à dispensa de licença ambiental e de certificações de projeto na etapa de cadastramento, contribuíram para o recorde; já a Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia (Absae) atribuiu o número à confiança de investidores no Brasil e à capacidade técnica, industrial e financeira para viabilizar investimentos em larga escala no país. (Eixos)
Projeto que reduz tributos para data centers segue vivo e deve avançar, diz Brasscom
O projeto que isenta equipamentos de data center de tributos federais (conhecido como Redata) está paralisado no Senado, mas segue vivo – e deve ser avançar neste mês. A avaliação é do presidente da Associação Brasileira das Empresas de Tecnologia da Informação e Comunicação (Brasscom), Affonso Nina. “O Redata não morreu. Ficou na UTI um pouco”, afirmou o executivo em entrevista à Bloomberg Línea. O texto do Regime Especial de Tributação para Serviços de Datacenter foi aprovado em fevereiro na Câmara dos Deputados e está pronto para votação no plenário do Senado — mas depende da agenda do presidente da Casa, Davi Alcolumbre. Pelo projeto, as empresas interessadas contarão com suspensão de tributos por cinco anos na compra de equipamentos. Em contrapartida, os projetos terão que fazer uso de energia de fonte limpa (hidrelétricas) ou renovável (solar e eólica). As empresas também precisam estar em dia com os tributos federais. A estimativa do governo era de uma isenção em torno de R$ 5,2 bilhões em 2026 e de R$ 1 bilhão em cada um dos dois anos seguintes. A Brasscom reúne hoje mais de 90 empresas com diferentes modelos de negócios, áreas e musculatura operacional. No quadro, estão nomes como Microsoft, Amazon, Huawei, KPMG, Totvs, Quinto Andar e TCS. Segundo Nina, o projeto ficou preso “no meio do tiroteio político”, e por isso não avançou no Senado. Ainda assim, o dirigente da Brasscom afirma que Alcolumbre já sinalizou apoio ao conteúdo do projeto em conversas com associados da entidade. “Ele falou com o presidente de três empresas associadas nossas que ele gosta do projeto, que acha que o projeto é bom e que ele quer que vá em frente”, comentou Nina. Procurado pela Bloomberg línea, o gabinete do senador não respondeu. Em fevereiro, logo após a aprovação do projeto de lei na Câmara, Alcolumbre retirou a proposta da pauta do dia, adiando a votação. A agenda do Redata chegou ao legislativo a partir de uma Medida Provisória promulgada em 2025 e que caducou ainda em fevereiro passado. A tramitação atual segue o projeto aprovado na Câmara. (Bloomberg Línea)
Sem Redata, indústria de data centers parte para ICMS e Ex-tarifário
Diante do esvaziamento do Redata, a indústria de data centers decidiu mudar de estratégia. Em vez de concentrar esforços na retomada do regime especial de incentivos fiscais, o setor passou a buscar alternativas para manter a competitividade do Brasil na disputa global por investimentos bilionários em infraestrutura digital. A principal aposta agora é convencer os estados a reduzirem o ICMS incidente sobre equipamentos importados para data centers por meio de um convênio do Conselho Nacional de Política Fazendária (Confaz), além de reforçar junto aos investidores que parte dos benefícios originalmente previstos no Redata já poderá ser alcançada por outros instrumentos tributários, com o Ex-tarifário. Na avaliação do vice-presidente da Associação Brasileira de Data Centers (ABDC), Luis Tossi, o regime especial perdeu sua efetividade econômica após a demora na tramitação do projeto no Senado. “O Redata não morreu porque ele tem um impacto psicológico sobre os estados e investidores, mas ele não tem mais efeito prático sendo aprovado”, afirmou Tossi em entrevista à agência eixos. O diagnóstico representa uma mudança importante de posição do setor. Derivado da MP 1318/2025, o Projeto de Lei 278/2026 cria o Regime Especial de Tributação para Serviços de Datacenter (Redata), prevendo incentivos fiscais condicionados ao uso de energia renovável, conteúdo local e outras contrapartidas ambientais. A proposta foi aprovada pela Câmara, mas acabou não sendo votada pelo Senado antes da perda de validade da medida provisória, após decisão do presidente da Casa, Davi Alcolumbre (Uniã/AP), que não demonstra interesse em colocar o tema em pauta. (Eixos)
Energia solar e baterias impulsionam a economia industrial
Uma pesquisa da CNI mostra que o custo da eletricidade afeta a competitividade de 83% das indústrias brasileiras. Além disso, cerca de 67% dos empresários relatam que o aumento das tarifas impacta diretamente os custos de produção das empresas. Consequentemente, o setor busca soluções eficientes para mitigar o impacto constante dos reajustes tarifários no país. Nesse contexto, mais de 64% das indústrias passaram a adotar medidas estratégicas para reduzir os gastos com eletricidade. Desse total, 13% dos gestores investiram diretamente em autogeração e em programas focados em eficiência energética. Dessa forma, as empresas buscam diminuir a dependência das tarifas convencionais e otimizar os seus processos produtivos. Por fim, a adesão às medidas de economia varia de forma expressiva conforme o segmento industrial analisado na pesquisa. Enquanto o setor de equipamentos de informática priorizou ações de eficiência energética, a indústria de produtos de borracha destacou-se nos investimentos em autogeração. Assim, os dados comprovam que a gestão de custos com energia se tornou prioridade absoluta para a indústria nacional. O constante aumento da tarifa de luz impulsiona o interesse por fontes renováveis no Brasil. Nesse cenário, a energia solar fotovoltaica se consolida como a principal alternativa para conter os custos operacionais. Além disso, o avanço da tecnologia e a queda nos preços das instalações tornam essa escolha ainda mais atraente. A adoção dos painéis solares reduz consideravelmente os gastos mensais de famílias e empresas. Segundo Anderson Oliveira, CEO operacional da EcoPower, o valor economizado com a fatura elétrica impulsiona diretamente a economia nacional. Dessa forma, os consumidores reinvestem esses recursos em ampliações, novas tecnologias e viagens. “A energia solar vai de encontro a uma conscientização que é global: a sustentabilidade. Além dela, a economia que proporciona às famílias, às empresas, indústrias e propriedades rurais em suas contas de energia elétrica impulsiona a economia do país. O valor mensal economizado é investido em diversas áreas como viagens, ampliações das empresas e novas tecnologias, de acordo com a realidade de cada consumidor”, afirmou Anderson. (Valor)
Consumo maior impulsiona distribuidoras no 2º trimestre, enquanto renováveis perdem força
O crescimento do mercado das distribuidoras e a melhora das condições hidrológicas devem sustentar parte dos resultados das empresas de energia no segundo trimestre de 2026, mas os cortes de geração renovável, a menor disponibilidade de ventos e o aumento das despesas operacionais devem limitar o desempenho do setor. A avaliação aparece nas projeções do BTG Pactual, Itaú BBA, Santander e XP para a temporada de balanços, que começa nesta segunda-feira, 3 de agosto, com a Isa Energia, e se estende até o dia 14, quando estão previstas as divulgações de Cosan, Vibra e Celesc. As estimativas das instituições não são diretamente comparáveis em todos os casos. Os bancos adotam tratamentos diferentes para efeitos não recorrentes, mudanças no perímetro de consolidação e indicadores reportados ou ajustados. Por isso, os valores são apresentados como faixas de projeção, e não como um consenso estatístico. A XP considera que a temporada será desafiadora para o setor. Segundo a instituição, o crescimento do consumo nas distribuidoras será parcialmente compensado por despesas relacionadas à qualidade do fornecimento. Na geração, a combinação de menor recurso eólico e curtailment elevado deve pressionar os ativos renováveis. O Santander também espera resultados mais fracos no conjunto das empresas analisadas. O banco avalia que os maiores volumes de energia nas distribuidoras serão acompanhados por custos relacionados a processos tarifários, à preparação para os efeitos do El Niño e à melhora dos indicadores de duração e frequência das interrupções. As operações de distribuição devem ser o principal suporte para companhias como Equatorial, Energisa, CPFL e Copel. O aumento do mercado nas áreas de concessão e a melhora das perdas devem contribuir para os resultados, embora provisões, inadimplência e gastos com qualidade do serviço apareçam como fatores de pressão. (Megawhat)
A visão do futuro CEO da AXIA, segundo o BTG
O próximo CEO da AXIA Energia, Elio Wolff, acredita que os preços no mercado de eletricidade vão continuar subindo. A opinião de Wolff, um vp da empresa que substituirá Ivan Monteiro no comando da maior elétrica do País em abril de 2027, foi compartilhada com os analistas de utilities do BTG – que concordam com a tese. Após uma reunião com Wolff, a equipe liderada por Antonio Junqueira disse num relatório que vê uma assimetria interessante de curto prazo para a AXIA. A ação da AXIA caiu nos últimos meses junto com os preços spot de energia, que frustraram as expectativas altistas do mercado à medida que os reservatórios das hidrelétricas se encheram com chuvas. Mas o índice que acompanha os contratos de longo prazo – que também havia recuado (embora menos que o spot) – já voltou ao nível pré-queda, de R$ 242 por megawatt-hora. “Os compradores (no mercado elétrico) estão gradualmente convergindo para o que a companhia acredita ser o nível adequado para os preços de energia. Wolff espera que essa convergência continue,” disse o BTG ao relatar sua conversa com o executivo. “Ele acredita que a demanda por eletricidade vai continuar a crescer rápido, e que a prosperidade de demanda por energia elétrica que se vê em outras partes do mundo [data centers e carros elétricos] eventualmente chegará ao País, potencialmente puxando os preços para cima.” Segundo Wolff, a AXIA pretende esperar o gap entre essa sua visão e os preços reais se fechar para então buscar contratos longos para a parcela de sua energia hoje vendida no spot. Elogiando a visão estratégica de Wolff, a equipe do BTG avaliou que a ação da AXIA é uma boa forma de “exposição a uma commodity (energia) com a qual estamos bullish nos próximos três a cinco anos.” Os analistas também esperam uma aceleração dos dividendos, com “uma alta concentração” nos próximos seis meses – incluindo o resgate de R$ 4 bilhões em ações conversíveis prometido pela companhia para este ano – após Wolff afirmar que manterá inalteradas as políticas de alocação de capital e proventos. (Brazil Journal)
Governo amplia tarifa social, mas número de beneficiários cai em 586 mil
O Ministério de Minas e Energia (MME) solicitou esclarecimentos à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) sobre os impactos da implementação das novas regras da Tarifa Social de Energia Elétrica (TSEE), após identificar uma redução de aproximadamente 586 mil unidades consumidoras beneficiadas entre abril de 2025 e abril de 2026. O encolhimento surpreendeu o governo, que reformulou e ampliou o programa social por meio de uma Medida Provisória (MP) editada em 2025, uma aposta do governo Lula 3 para ampliar sua popularidade com as camadas de baixa renda. Em ofício encaminhado ao diretor-geral da Aneel, Sandoval Feitosa, o secretário nacional de Energia Elétrica, João Daniel Cascalho, pediu uma manifestação técnica da autarquia sobre os efeitos da transição cadastral prevista na regulamentação do programa Luz do Povo e sobre as preocupações apresentadas pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee). Segundo a pasta, os dados públicos da Aneel mostram que o número de unidades consumidoras beneficiárias da Tarifa Social caiu de 17,18 milhões, em abril de 2025, para 16,59 milhões, em abril de 2026. No mesmo período, o total de consumidores residenciais cresceu em mais de 3,3 milhões de unidades. Embora ressalte que os números, isoladamente, não comprovem uma relação direta entre a queda e a nova regulamentação, o MME afirma que o cenário reforça a necessidade de monitoramento permanente da política pública. O ofício lembrou que o Programa Luz do Povo, criado pela MP 1.300 e posteriormente convertido na Lei 15.235/2025, reformulou a Tarifa Social de Energia Elétrica ao ampliar os benefícios para famílias de baixa renda e criar o Desconto Social de Energia Elétrica para outro grupo de consumidores inscritos no CadÚnico. (Megawhat)
Estados pedem a Alcolumbre votação do PL sobre PCHs e termos a gás
O Fórum dos Secretários Estaduais de Energia enviou uma carta para o presidente do Senado, Davi Alcolumbre (União Brasil-AP), pedindo que seja colocado em votação o texto substitutivo do PL 5.017. Esse projeto, se aprovado, determina que mais usinas termoelétricas movidas a gás sejam instaladas na região Norte e a contratação de mais energia das chamadas PCHs (pequenas centrais hidrelétricas). “O Brasil construiu uma das matrizes elétricas mais limpas do mundo, mas a velocidade da transição energética impôs novo desafio: assegurar que a expansão da geração venha acompanhada de atributos de firmeza, flexibilidade e capacidade de resposta. Matriz diversificada não é redundância nem custo desnecessário –é seguro contra a sazonalidade hidrológica, contra a variabilidade dos recursos renováveis e contra a concentração excessiva em poucas tecnologias ou em poucas regiões”. Essa é a 2ª manifestação que Alcolumbre recebe a favor do texto substitutivo do PL 5.017. Em 29 de julho, 10 associações que representam centenas de empresas que atuam no setor de energia enviaram uma carta ao presidente do Senado. Argumentam que há uma falta de oferta do que se chama de energia firme no Brasil, ou seja, fontes que não dependem de luz solar nem de vento, que são abundantes, mas intermitentes. “A expansão acelerada da geração no Brasil trouxe energia abundante e competitiva, mas evidenciou uma escassez distinta: a de potência firme, flexibilidade e capacidade de resposta em tempo real. As contratações previstas no substitutivo [do PL 5.017] endereçam essa lacuna ao agregar atributos de despachabilidade e firmeza, complementares às fontes de geração variável, com modulação definida pelo operador do sistema e aproveitamento da infraestrutura de transmissão existente. Trata-se, além disso, de investimento com elevado conteúdo nacional: engenharia, bens de capital, equipamentos e mão de obra brasileiros, com efeitos de emprego, renda e arrecadação distribuídos por diversas regiões do país”, diz o manifesto enviado a Alcolumbre.
Petrobras diz que modelo do ONS pode gerar penalidades a térmicas do LRCap
A Petrobras defendeu a revisão de critérios utilizados pelo modelo computacional Dessem, do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), alegando que a metodologia atual é incompatível com os compromissos assumidos pelas usinas vencedoras do leilão de reserva de capacidade na forma de potência (LRCap) de 2026. Para a empresa, a divergência pode resultar em penalidades contratuais e exposição financeira, mesmo quando as termelétricas operam conforme previsto nos contratos do certame. Em ofício encaminhado à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) na última semana, a Petrobras argumenta que os parâmetros operacionais considerados no LRCap representam fielmente a operação física das usinas, enquanto o Dessem impõe restrições de modelagem que impedem essa representação. O Dessem é o programa computacional utilizado pelo ONS para definir, diariamente, quais usinas devem gerar energia no Sistema Interligado Nacional (SIN) e em que quantidade. O Dessem, que é a principal base para o cálculo do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) no mercado de curto prazo, realiza a programação da operação em intervalos de 30 minutos. No documento, a estatal informou que realizou uma reunião com o ONS sobre o assunto em 15 de julho e que ficou acordado entre as partes encaminhar o tema para avaliação da Aneel. A empresa também pediu o agendamento de uma reunião com a agência para detalhar o problema técnico. Segundo a companhia, a principal incompatibilidade está na forma como são modelados os tempos de rampa de acionamento e desligamento das usinas, além do tempo mínimo de permanência em operação (Ton). Nos contratos do LRCap, esses parâmetros podem ser definidos com precisão em minutos, utilizando valores fracionários em horas, como 1,2 hora ou 3,9 horas. Já o Dessem aceita apenas tempos inteiros e intervalos de programação de 30 minutos, obrigando o arredondamento desses valores durante a modelagem da operação. (Megawhat)
Aneel libera operação de usinas do LRCap e suspende a da UTE Canoas
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) autorizou o restabelecimento da operação comercial de 171,8 MW em usinas termelétricas a gás natural contratadas no leilão de reserva de capacidade na forma de potência (LRCap 2026) e suspendeu parcialmente a operação da UTE Canoas, da Petrobras, por questões regulatórias relacionadas ao certame. Os depsachos foram publicados no Diário Oficial da União (DOU) desta segunda-feira, 3 de agosto. A autarquia autorizou o restabelecimento da operação de 171,8 MW de usinas termelétricas a gás natural contratadas no LRCap 2026, cujo início do suprimento está previsto para 1º de agosto de 2026. A Eneva obteve aval para retomar a operação comercial das UG25 a UG28, somando 36 MW, da UTE Luiz Oscar Rodrigues de Melo (Lorm); das UG1 a UG8, totalizando 74,96 MW, da UTE Povoação 1, e das UG01 a UG04, num total de 37,5 MW, da UTE Viana 1. Os empreendimentos, que operavam no modelo merchant (sem contratos de comercialização de energia), estão localizados nos municípios de Linhares e Viana, no Espírito Santo. A operação das usinas foi suspensa a pedido da Eneva em razão da inviabilidade econômica decorrente do elevado Custo Variável Unitário (CVU). O CVU representa o valor, em reais por megawatt-hora (R$/MWh), necessário para cobrir os custos operacionais variáveis de uma usina termelétrica. Das empresas Orizon VR, Gera Energia, e Mercúrio Partners, a UTE Paulínia Verde conseguiu autorização para as UG01 a UG12, somando 23,34 MW. A termelétrica está localizado no município de Paulínia, no estado de São Paulo. A usina teve a operação suspensa após o término do período de suprimento viabilizado por meio do Procedimento Competitivo Simplificado (PCS), leilão emergencial ocorrido em 2021. (Megawhat)
Contratos mensais do 3T26 puxam queda dos preços de energia na BBCE
Os preços de energia negociados no pregão do EHUB, plataforma de negócios da BBCE, encerraram a semana de 27 a 31 de julho com queda nos vencimentos mensais do terceiro trimestre de 2026. As maiores baixas foram registradas nos contratos de agosto e setembro, enquanto os produtos de prazo mais longo fecharam o período em leve alta, perto da estabilidade. Entre os contratos convencionais com entrega no Sudeste, a maior queda foi registrada no produto de agosto de 2026, que recuou 6,86%, de R$ 148,50/MWh para R$ 138,32/MWh. Na sequência, aparece o contrato de setembro de 2026, com baixa de 6,31%, passando de R$ 201,58/MWh para R$ 188,86/MWh. Também tiveram queda o produto do terceiro trimestre de 2026, que cedeu 3,51%, para R$ 157,00/MWh; o contrato do segundo trimestre de 2027, com baixa de 1,15%, para R$ 255,36/MWh; e julho de 2026, que recuou 0,99%, para R$ 136,48/MWh. Também tiveram queda o produto do terceiro trimestre de 2026, que cedeu 3,51%, para R$ 157,00/MWh; o contrato do segundo trimestre de 2027, com baixa de 1,15%, para R$ 255,36/MWh; e julho de 2026, que recuou 0,99%, para R$ 136,48/MWh. Para a energia incentivada no Sudeste, os contratos mensais do terceiro trimestre também encerraram a semana em queda. O produto de agosto recuou 5,87%, de R$ 177,24/MWh para R$ 166,84/MWh, enquanto setembro caiu 5,66%, para R$ 217,38/MWh. O contrato de julho teve baixa de 1,10%, encerrando a semana a R$ 164,90/MWh. Em volume energético, o destaque foi o produto de agosto de 2026. Na sequência, aparecem setembro, o quarto trimestre, o ativo spread de julho de 2026 e outubro. Já em volume financeiro, o maior montante fechado em tela ficou com o contrato do quarto trimestre de 2026, que movimentou R$ 83,34 milhões na semana. Em seguida aparecem setembro de 2026, com R$ 68,03 milhões; outubro de 2026, com R$ 53,68 milhões; agosto de 2026, com R$ 53,58 milhões; e o anual de 2027, com R$ 50,11 milhões. (Megawhat)
A única bandeira tarifária extraordinária do Brasil: você lembra dela?
Enquanto o mundo acompanhava o início da vacinação contra a Covid-19 e os Jogos de Tóquio em 2021, o setor elétrico brasileiro enfrentava uma das maiores crises hídricas de sua história, com os reservatórios das hidrelétricas atingindo níveis críticos e elevando o risco de desabastecimento de energia em diversas regiões do país. Para garantir o fornecimento de eletricidade, o governo precisou intensificar o acionamento de usinas termelétricas, que possuem custos de geração mais elevados. Diante desse cenário, foi adotada uma medida inédita: a Bandeira Escassez Hídrica, criada exclusivamente para enfrentar aquele momento de emergência. Diferentemente das bandeiras tarifárias tradicionais, Verde, Amarela, Vermelha Patamar 1 e Vermelha Patamar 2, a nova modalidade tinha como objetivo refletir os custos extras da geração de energia e alertar os consumidores sobre a gravidade da situação, incentivando o uso consciente da eletricidade. Durante sua vigência, entre setembro de 2021 e abril de 2022, a Bandeira Escassez Hídrica acrescentou R$ 14,20 a cada 100 kWh consumidos na conta de luz. Para efeito de comparação, o valor era aproximadamente o dobro da cobrança adicional atualmente aplicada pela Bandeira Vermelha – Patamar 1. Com a recuperação dos níveis dos reservatórios e o fim da crise, a cobrança extraordinária foi encerrada e nunca mais voltou a ser utilizada. Hoje, inclusive, ela já não aparece entre as modalidades do Sistema de Bandeiras Tarifárias divulgadas pela ANEEL, o que levanta uma dúvida entre muitos consumidores. A resposta é não. A Bandeira Escassez Hídrica foi uma medida temporária e excepcional, adotada exclusivamente para enfrentar a crise hídrica de 2021. Por isso, ela não faz mais parte do sistema de Bandeiras Tarifárias e não pode ser novamente acionada. Caso o país enfrente uma nova crise de abastecimento no futuro, a solução não será o retorno dessa modalidade. A ANEEL e o governo federal poderão criar um novo mecanismo extraordinário ou adotar outras medidas regulatórias, de acordo com as características e a gravidade do cenário enfrentado. (Canal Solar)
Desligamento em linha de transmissão afeta fornecimento de energia no Mato Grosso e Pará
A mesma linha de transmissão que havia interrompido 124 MW de carga no norte de Mato Grosso no início da noite de sábado, 2 de agosto, voltou a desligar menos de duas horas depois, desta vez provocando uma interrupção de 516 MW que atingiu consumidores no Mato Grosso e no Pará. O efeito cascata levou ao desligamento de equipamentos da rede básica e ampliou o impacto da ocorrência. Segundo o informe preliminar do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), o desligamento inicial da linha interrompeu 229 MW de carga atendida pela rede de distribuição em 138 kV da Energisa Mato Grosso. Na sequência, ocorreram desligamentos automáticos de equipamentos da rede de operação, resultando na perda adicional de 265 MW na área da Energisa Mato Grosso e 22 MW na área da Equatorial Pará. Às 23h15, o montante total interrompido chegou aos 516 MW. Entre os equipamentos desligados estiveram o transformador da subestação Sinop, o autotransformador ATR1 230/138 kV da subestação Lucas do Rio Verde, as linhas de transmissão 230 kV Sorriso II–Sinop C1, todos da Axia Energia Norte, e 230 kV Nova Mutum–Sorriso C2, da EBTE. O transformador CE-01 da subestação Sinop permaneceu indisponível após a normalização do sistema. A recomposição das cargas teve início às 23h24. À 0h15 de domingo, 2 de agosto, foram restabelecidos 413 MW da Energisa Mato Grosso, permanecendo interrompidos 81 MW referentes às cargas da subestação Lucas do Rio Verde. O fornecimento da Equatorial Pará foi totalmente recomposto às 1h29, enquanto a Energisa Mato Grosso concluiu a normalização às 2h03. (Megawhat)
Com aportes crescentes, Enel moderniza rede elétrica em SP
Para modernizar a rede elétrica da maior metrópole do país e torná-la mais resiliente, a Enel São Paulo investiu cerca de R$ 5 bilhões nos últimos 2 anos. Os aportes são crescentes e direcionados à infraestrutura, à digitalização e ao fortalecimento da operação, incluindo reforço das equipes que prestam atendimento em campo à população. Conforme levantamento da concessionária, a Enel tem o maior parque de smart meters (medidores inteligentes) da América Latina. Além disso, quase toda a rede de média tensão local é automatizada, segundo a companhia –o que permite identificar e isolar falhas de forma remota, minimizando os impactos. A combinação entre tecnologia de ponta, infraestrutura e expansão das equipes reflete na eficiência operacional. O tempo médio de atendimento às ocorrências, por exemplo, caiu mais de 60% desde 2023, segundo a Enel. As interrupções longas (por mais de 24 horas) também reduziram e estão abaixo da média nacional do setor. Os dados demonstram como a gestão estratégica de ativos e o aporte contínuo de recursos garantem a confiabilidade do sistema elétrico e a qualidade do serviço prestado a mais de 8 milhões de clientes. (Poder 360)
ISA Energia Brasil tem lucro líquido regulatório de R$ 174 milhões no 2º tri, queda anual de 32%
A ISA Energia Brasil encerrou o segundo trimestre do ano com lucro líquido regulatório de R$ 174 milhões, redução de 32% ante o verificado em igual etapa do ano passado. O valor é ajustado pela participação do acionista não controlador em fundos de investimentos exclusivos. No critério IFRS, o lucro líquido para o mesmo período foi de R$ 688,9 milhões, alta anual de 220%. De acordo com a companhia, o trimestre foi marcado pela entrada em operação de novos projetos, além de ganhos operacionais versus o aumento de despesas financeiras. Segundo a diretora executiva de finanças da ISA Energia Brasil, Silvia Wada, a alta destes custos está associada ao ciclo de crescimento da companhia, que entregou, nos últimos 12 meses, quatro projetos de grande porte e teve de financiá-los. “São ativos em que a dívida vem primeiro e depois vai vir a receita”, afirmou. No segundo trimestre em específico, a companhia destacou a energização dos projetos Piraquê e Jacarandá, que renderão à transmissora uma Receita Anual Permitida (RAP) de R$ 376 milhões. O lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda, na sigla em inglês), também no critério regulatório, ficou em R$ 967 milhões de abril a junho, que equivale a uma alta anual de 22,5%. No critério IFRS, o indicador ficou em R$ 1,3 bilhão, alta anual de 375%. Por fim, a receita líquida no critério regulatório foi de R$ 1,2 bilhão, aumento anual de 20,9%. No IFRS, chegou a R$ 2,6 bilhões, alta anual de 81,3%. Os investimentos somaram R$ 1,05 bilhão, redução anual de 4,4%. (Valor)
O montante R$ 1,2 bilhão captado recentemente pela ISA Energia Brasil por meio de oferta pública subsequente (“follow-on”) tem como destino o descruzamento de ativos que a companhia fez com a Axia Energia, e a intensificação de investimentos em obras de reforços e melhorias. As informações são da diretora executiva de finanças, Silvia Wada, ao Valor, nesta segunda-feira (3). A operação com a Axia teve a conclusão anunciada na sexta-feira (31) e viabiliza que a ISA Energia Brasil fique integralmente com a Interligação Elétrica do Madeira, e a Axia, por sua vez, com a Interligação Elétrica Garanhuns. Para além desta operação, disse a executiva, a transação dá “mais flexibilidade no sentido de intensificar os investimentos em reforços e melhorias de agora em diante”. Essas obras são feitas em infraestruturas que já são da companhia, mediante aval do governo, viabilizando a modernização e melhor desempenho dos ativos, com consequente ganho de receita. No segundo trimestre, só esta frente recebeu R$ 445 milhões em aportes, aumento de 17% ante igual etapa do ano passado. O aumento coincide com a redução esperada de investimento em projetos “greenfield” (desenvolvidos do zero), conforme planejamento anunciado pela transmissora. Nos últimos 12 meses, a companhia entregou quatro projetos licitados e tem mais dois em construção, que, quando entrarem em operação, trarão R$ 600 milhões de receita anual, destacou a executiva. Neste contexto, a empresa deixou de participar dos leilões de transmissão recentes e manterá essa posição para o certame marcado para outubro. Em relação ao leilão de baterias, a decisão segue em estudo. (Valor)
Ynova e Matrix anunciam parceria para expandir atuação em GD e no mercado livre
A Ynova e a Matrix anunciaram nesta segunda-feira, 3 de agosto, uma parceria estratégica para expandir suas atuações no mercado brasileiro de energia, ampliando o acesso a soluções de geração distribuída (GD) e mercado livre por meio de uma plataforma digital integrada. A Ynova é um marketplace de energia especializado em conectar consumidores e fornecedores por meio de tecnologia. A empresa oferece serviços de migração para o mercado livre e contratação de energia para consumidores de alta tensão, além de conectar clientes de baixa tensão a usinas solares por meio de um sistema inteligente de matchmaking. “O objetivo da parceria é ampliar exponencialmente o acesso à energia renovável para consumidores de baixa tensão em todo o Brasil”, afirma Guilherme Moya, cofundador e Co-CEO, da Ynova. A parceria consolida uma relação que já existe há dois anos. Nesse período, a Matrix tornou-se uma das principais fornecedoras de soluções de energia dentro do marketplace da Ynova, contribuindo para o crescimento da plataforma e da oferta de energia em diversas regiões do país. “Com essa transação, a rede de parceiros da Ynova crescerá de 1 mil para 8 mil consultores especializados, incorporando a base da Matrix 360 e formando a maior rede de comercialização de energia renovável do Brasil”, garante o executivo. (Megawhat)
Trata: Norte é a região com menor investimento em saneamento do Brasil
A Região Norte recebeu apenas R$ 5,3 bilhões em investimentos em saneamento básico entre 2020 e 2024, o equivalente a 4,7% dos R$ 112,6 bilhões aplicados no país no período, segundo estudo do Instituto Trata Brasil em parceria com a GO Associados. O Acre registrou o menor volume de investimentos entre os estados brasileiros, com R$ 65,8 milhões. Os baixos aportes se refletem nos indicadores de saneamento da região. Dados do Sinisa (Sistema Nacional de Informações em Saneamento Básico) mostram que 62,8% da população tem acesso à água potável, apenas 16,6% conta com coleta de esgoto e 22,5% do esgoto gerado recebe tratamento. Além disso, as perdas de água na distribuição chegam a 49,4%.Segundo o estudo, a precariedade dos serviços contribui para o aumento de internações por doenças de veiculação hídrica, pressiona o SUS (Sistema Único de Saúde) e reduz a produtividade econômica. O Instituto Trata Brasil defende a ampliação dos investimentos em saneamento como medida para melhorar a qualidade de vida e reduzir os impactos sociais e econômicos na região. (Agência Infra)
Sabesp mantém compromisso de universalização do saneamento em SP até 2029
Entre os setores de infraestrutura, o mais complexo de viabilizar é o saneamento, disse a secretária de Estado de Meio Ambiente, Infraestrutura e Logística de São Paulo, Natália Resende, nesta segunda-feira, 3, no Fórum Estadão Loteamento Urbano 2026. Segundo a secretária, o Estado teve a “coragem” de enfrentar passivos históricos que haviam ficado de fora dos contratos anteriores da Sabesp. Ela citou como exemplo Salesópolis, onde cerca de 4,3 mil domicílios eram atendidos pelo contrato, enquanto outros 3,8 mil permaneciam excluídos. Situação semelhante ocorria no Vale do Ribeira, onde aproximadamente 40% da população estava fora da área contratada. Em Guarulhos, por sua vez, o índice de tratamento de esgoto era de apenas 2% a 3% em 2019. “Com o Estado de São Paulo, que é pujante, que tem a população da Espanha, o tamanho da Grã-Bretanha, não pode. E é aí que eu digo da coragem para conseguir, de fato, enfrentar isso”, afirmou Natália. “A partir do momento que eu trato o esgoto, eu melhoro a produção de água, eu melhoro o ciclo como um todo.” Segundo ela, hoje, o Rio Tietê passou a receber 22% a menos de “carga orgânica”. “Estamos falando de 10 bilhões de litros de esgoto a menos por mês que agora estão sendo tratados.” Durante o evento, o presidente da Sabesp, Carlos Augusto Leone Piani, lembrou que a privatização do serviço completou dois anos em julho e voltou a confirmar o prazo para a universalização do saneamento básico nos 371 municípios que abrange sua área de atuação até 2029. O prazo original do Novo Marco Legal brasileiro era 2033. (Estadão)
Sabesp diminui restrição sobre consumo de água
A Sabesp informou que, a partir desta semana, o período diário de pressão reduzida da água terá redução de 10 para 8 horas na Grande São Paulo. Desta forma, a GDN (Gestão de Demanda Noturna) passará a ser das 21h às 5h Segundo a empresa, os mananciais que abastecem a rede hídrica da região apresentaram melhores condições de captação de água, impulsionados pelas chuvas que ocorreram acima do previsto. Desde o início do mês de julho, a região opera sob a GDN, uma medida utilizada para economizar os recursos das redes hídricas a partir da redução da distribuição de água durante períodos do dia. Essa medida afeta principalmente casas que não possuem caixa d’água, ou que contam com pouca capacidade de abastecimento. A GDN foi instaurada devido ao início do período seco, que causou a queda do volume útil de água do Sistema Cantareira, manancial que abastece cerca de metade da população da Grande São Paulo. No dia 30 de junho, o sistema hídrico registrou volume útil de 39,87%. Em razão disso, o Cantareira iniciou a operação 3 – Alerta, que propõe a redução da retirada da água para 27 metros cúbicos por segundo, quando o volume útil está abaixo de 40%. O sistema hídrico segue apresentando baixos índices de captação da água, com leve queda em relação ao mês de junho. Na última 6ª feira (31.jul), o Sistema Cantareira registrou 36,67% do seu volume. (Poder 360)
“PT pode rever venda da Copasa e não vai privatizar a Cemig”, diz presidente do PT em BH
O presidente do PT de Belo Horizonte, Guima Jardim, avalia que a privatização da Copasa, processo ocorrido durante as administrações dos governadores Romeu Zema (Novo) e Mateus Simões (PSD), poderá ser revista caso o candidato do partido ao Palácio Tiradentes, Patrus Ananias (PT), vença a eleição. “Se houver espaço, dentro de um caminho jurídico que não gere nenhum tipo de insegurança jurídica para o estado, sem dúvida deverá voltar para a pauta. Porque é um absurdo ter a água privatizada. A gente viu o que aconteceu em São Paulo. A água suja na torneira. Não queremos isso para Minas Gerais”, disse o dirigente, em entrevista ao Café com Política. Em relação à Cemig, que Zema também planejava privatizar, mas não conseguiu por objeção da Assembleia Legislativa, Jardim aponta que não será vendida. “A Cemig não será privatizada. Patrus não vai privatizar a Cemig jamais. A Cemig é um patrimônio de Minas Gerais. Tem uma potência enorme de desenvolvimento, seja de tecnologia, seja de engenharia”, disse. (O Tempo)
AL, SE e MG favorecem mercado livre de gás
Alagoas, Sergipe e Minas Gerais são os Estados que possuem um conjunto de regras que favorece maior abertura do mercado livre de gás, ambiente no qual o consumidor pode escolher o fornecedor do insumo, de acordo com o Relivre, plataforma de avaliação das regulações Estaduais. Em vigor há três anos, o Relivre foi relançado na segunda-feira (3), após ampla reestruturação para classificar os Estados por “ratings”. Antes, o Relivre os graduava por notas ordenadas em um ranking de maior grau de abertura de mercado livre de gás. No mercado de gás natural, a regulação é de atribuição dos Estados. Cada unidade da federação define os critérios para que um consumidor migre para o mercado livre, uma vez que os marcos legais (que reúne leis, decretos e resoluções das agências reguladoras) são diferentes entre os Estados. O Relivre avaliou o arcabouço regulatório de 20 dos 26 Estados e o Distrito Federal – os que não foram analisados são Estados sem regulação ou sem concessão do serviço de gás canalizado. O Relivre é uma iniciativa do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), Abrace, que representa grandes consumidores de energia, e Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo (Abpip). A plataforma existe desde 2023 e passou pela maior mudança desde a criação porque o mercado cresceu fortemente, a partir de 2021, com a entrada em vigor da Nova Lei do Gás (Lei 14.134). O número de consumidores livres no Brasil cresceu de 18 em 2021 para 90 em 2025. Além disso, o número de carregadores (agentes que contratam capacidade de transporte nos gasodutos) subiu de 74 no primeiro semestre de 2021 para 147 na primeira metade de 2025. O total de comercializadores de gás em 2025 foi de 226, contra 154 em 2021. (Valor)
Gas release: reduzir preço, sem comprometer a expansão da oferta
Em 2000, a espanhola Gas Natural Fenosa, hoje Naturgy, controlava quase toda a molécula que entrava no país e o mercado livre não chegava a 10% do consumo. O governo obrigou a empresa a leiloar 1/4 do gás que importava da Argélia, impediu que 1 único comprador levasse mais de 25% do volume ofertado e, poucos meses depois, reservou parte da capacidade dos gasodutos para contratos de curto prazo. Três anos depois, o mercado livre espanhol respondia por 71% do consumo e o número de comercializadores ativos havia mais do que dobrado. Isso é o gas release. Na Alemanha, o mesmo instrumento fracassou. De 2003 a 2008, a E.ON Ruhrgas foi obrigada a leiloar 18,6 bilhões de m³ —em volumes anuais equivalentes a pouco mais de 3% da demanda alemã e sem assegurar capacidade firme de transporte para quem arrematasse. No 1º leilão, mais da metade do gás ficou sem comprador e só duas empresas apareceram. Grande parte do que foi vendido acabou revendida em hubs fora do país. Na Itália, o defeito de desenho foi outro: no 1º programa, a ENI podia escolher os beneficiários do gás liberado. Os “novos entrantes” eram, em grande medida, clientes da própria ENI no exterior. Vale guardar os 3 casos, porque o Brasil está justamente decidindo de que lado dessa lista vai ficar. O diagnóstico da ANP é conhecido: o Índice Herfindahl-Hirschman (HHI) do mercado brasileiro de gás gira em torno de 6.000 pontos. Para efeito de comparação, os manuais de defesa da concorrência já tratam como altamente concentrado qualquer mercado acima de 2.500. Um índice de 6.000 equivale, na prática, a um mercado com menos de duas empresas de tamanho igual. A Petrobras responde por cerca de 65% da comercialização. Ou seja, é price maker e o resultado aparece na conta da indústria: segundo levantamento da CNI, o gás entregue ao consumidor industrial brasileiro chegou a cerca de US$ 20 por milhão de BTU em 2025. (Poder 360)
Produção de biometano deve saltar no Brasil até 2032 com novas plantas
A volatilidade do mercado internacional de petróleo e a defasagem entre os preços do diesel no Brasil e no exterior estão ampliando a incerteza sobre os custos logísticos do agronegócio. Neste contexto algumas empresas começam a considerar o biometano não apenas como uma alternativa sustentável, mas também como uma estratégia para reduzir riscos financeiros. A avaliação é de Edson Guimarães, CEO da LOTS Group, empresa especializada em logística sustentável. Em entrevista à CNN Agro, o executivo afirma que a discussão sobre combustíveis alternativos deixou de estar restrita às metas de descarbonização e passou a fazer parte da estratégia de gestão das cadeias de suprimentos. “O biometano precisa ser visto como uma alavanca de gestão de risco e de construção de resiliência para o transporte rodoviário de cargas”, afirma. O Brasil possui potencial para produzir cerca de 43 bilhões de metros cúbicos de biometano por ano, volume equivalente a aproximadamente 60% do consumo nacional de diesel. Apenas a cadeia da cana-de-açúcar concentra quase metade desse potencial, com 21 bilhões de metros cúbicos anuais, seguida pela proteína animal, com 13 bilhões de metros cúbicos, pelos resíduos agrícolas, com 7 bilhões de metros cúbicos, e pelo setor de saneamento, responsável por cerca de 3 bilhões de metros cúbicos. A tendência é de que a expansão da oferta se acelere nos próximos anos. A capacidade instalada projetada para produção de biometano deve saltar de 657 milhões de metros cúbicos por ano, em 2025, para 2,92 bilhões de metros cúbicos anuais até 2032, impulsionada pela entrada em operação de 138 novas plantas já mapeadas. São Paulo deve concentrar a maior parte dessa expansão, favorecido pela forte presença da cadeia sucroenergética no estado. (CNN Brasil)
Troca de ônibus a diesel por movidos a biometano pode atrair R$ 69 bi em investimentos, estima Abren
A substituição de ônibus movidos a óleo diesel por veículos a biometano pode demandar cerca de R$ 69 bilhões em investimentos na mobilidade urbana, estima a Associação Brasileira de Energia de Resíduos (Abren). O montante corresponde à compra de novos ônibus abastecidos com o biocombustível e à implantação de usinas para atender à demanda. Porém, avaliam especialistas, os desafios estão centrados na implantação de uma infraestrutura de distribuição e abastecimento. O cálculo da Abren surge no momento que a volatilidade nos preços do petróleo e dos combustíveis no mercado externo leva o segmento de mobilidade pesada a buscar alternativas para descarbonização das operações. O biometano é o biogás com alto grau de pureza. Quimicamente, é o mesmo metano existente no gás natural fóssil, mas obtido por processamento de resíduos, como o gás de aterros sanitários, lodo de esgoto e rejeitos agropecuários, como sebo animal, vinhaça da cana de açúcar e cascas resultantes da produção de suco de laranja. As estimativas da Abren consideram o fato de que o Brasil possui cerca de 50 cidades com mais de 500 mil habitantes, entre as quais as maiores capitais, que concentram grande parte da frota de transporte coletivo e da geração de resíduos sólidos urbanos. Os investimentos são calculados com base em dois cenários, explicou o presidente da Abren, Yuri Schmitke. Partindo do princípio de que um ônibus urbano a diesel custe entre R$ 900 mil e R$ 1,2 milhão, modelos a biometano ficariam entre R$ 1,35 milhão e R$ 1,8 milhão por unidade, disse Schmitke. Em um cenário conservador de substituição de 20 mil ônibus nas maiores cidades do país, os investimentos seriam entre R$ 27 bilhões e R$ 36 bilhões. No mais otimista, de troca de 30 mil ônibus, os aportes subiriam para uma faixa entre R$ 40,5 bilhões e R$ 54 bilhões. (Valor)
Segunda-Feira 03 de Agosto
Destaques: (i) MME esclarece que leilões de gás da União não atenderão termelétricas (Megawhat); (ii) Os avanços e os desafios do Marco Legal do Saneamento no Brasil (Gazeta do Povo); e (iii) ONS: previsões de carga indicam elevação de 4,8% no SIN ao final de agosto (ONS Notícias)
MME esclarece que leilões de gás da União não atenderão termelétricas
Após indicar que os leilões de gás natural da União previstos para 2026 e 2030 poderiam atender termelétricas do setor elétrico, o Ministério de Minas e Energia (MME) esclareceu nesta sexta-feira, 31 de julho, que a resolução aprovada pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) não contempla o fornecimento do insumo para usinas destinadas ao Sistema Interligado Nacional (SIN) ou aos Sistemas Isolados. Segundo a equipe técnica da pasta, os leilões terão como destinatários consumidores industriais. O gás poderá ser utilizado como matéria-prima, insumo produtivo ou fonte de energia, inclusive para a geração de eletricidade pela própria indústria, por meio de projetos de autoprodução termelétrica. Essa possibilidade, segundo o ministério, é diferente da destinação do gás da União a termelétricas que geram energia para o sistema elétrico. Essas usinas não fazem parte da indústria de base nem se enquadram como consumidores industriais livres e, por isso, não estão abrangidas pela resolução. O esclarecimento restringe o alcance da declaração dada na quinta-feira, 30 de julho, pelo ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira. Após a reunião do CNPE, o ministro afirmou que os leilões de curto prazo seriam “abertos” e “poderão inclusive servir as térmicas do setor elétrico”. A resolução aprovada pelo conselho ainda não foi publicada. De acordo com o MME, nos leilões de curto prazo, previstos para o período entre 2026 e 2030, a comercialização deverá ser aberta a todos os consumidores industriais livres. Nos certames de longo prazo, previstos a partir de 2030, a oferta será direcionada especificamente aos setores que integram a indústria de base, como os segmentos químico, de fertilizantes, siderúrgico e petroquímico. (Megawhat)
Os avanços e os desafios do Marco Legal do Saneamento no Brasil
Em julho de 2026, o Marco Legal do Saneamento Básico completa seis anos. A Lei 14.026/2020 representou uma das mais relevantes reformas institucionais do setor ao estabelecer metas claras para a universalização dos serviços, ampliar a participação da iniciativa privada, fortalecer o papel regulador da Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico (ANA) e criar mecanismos voltados à segurança jurídica dos contratos. Os avanços são inegáveis. O saneamento deixou de ser tratado apenas como uma intenção de política pública para assumir a forma de uma obrigação contratual, com metas, prazos e instrumentos de fiscalização. Também houve crescimento dos investimentos, ampliação das concessões e um ambiente regulatório mais previsível para atrair capital. Mas, seis anos depois, uma pergunta permanece inevitável: por que ainda convivemos com milhões de brasileiros sem acesso à água tratada e à coleta de esgoto? A resposta não está mais na falta de conhecimento técnico. O Brasil dispõe de engenharia qualificada, modelos jurídicos consolidados, capacidade empresarial e instrumentos financeiros capazes de viabilizar a universalização. O principal obstáculo passou a ser outro: a governança. Durante décadas, o país tratou o saneamento como um problema cujo enfrentamento sempre poderia ser adiado. Mudavam os governos, alteravam-se prioridades, renegociavam-se contratos, mas as metas permaneciam distantes da realidade. O Marco Legal procurou romper esse ciclo ao transformar objetivos genéricos em obrigações verificáveis. Agora, o desafio é impedir que essas obrigações voltem a ser flexibilizadas por meio de sucessivos adiamentos, interpretações complacentes ou mecanismos que mascarem a realidade. O debate público frequentemente se concentra em uma falsa dicotomia entre gestão pública e privada. Trata-se de uma discussão importante, mas insuficiente. Empresas públicas podem ser eficientes. Operadores privados também podem falhar. A natureza jurídica do prestador não garante, por si só, bons resultados. (Gazeta do Povo)
ONS: previsões de carga indicam elevação de 4,8% no SIN ao final de agosto
O boletim do Programa Mensal de Operação (PMO) para a semana operativa entre os dias 1 e 7 de agosto indica cenários prospectivos de aceleração da demanda da carga no Sistema Interligado Nacional (SIN) e em todos os subsistemas ao final do mês. No SIN, o avanço previsto é de 4,8% (81.580 MWmed). No Nordeste, deve ser verificado aumento de 7,3% (13.855 MWmed), assim como no Norte, 7,3% (9.160 MWmed). Já no Sul, o crescimento de demanda pode alcançar 4,1% (13.668 MWmed) e, no Sudeste/Centro-Oeste, 3,7% (44.897 MWmed). Os números comparam agosto de 2026 com o mesmo período de 2025. “As previsões de carga estão sendo impactadas por temperaturas dentro ou acima do esperado nos quatro subsistemas, além de chuvas acima da média no Sul do país. O ONS continua acompanhando os cenários para garantir o atendimento da demanda de energia com segurança e confiabilidade”, explica o diretor-geral do ONS, Marcio Rea. Em relação à Energia Natural Afluente (ENA), o subsistema Sul é o único com previsão acima da Média de Longo Termo (MLT): 183%. Em seguida, vem o Sudeste/Centro-Oeste, com ENA em 95% da MLT; o Norte, com 64% da MLT; e o Nordeste, com estimativa de 60% da MLT. Já os percentuais de Energia Armazenada (EAR), indicador que reflete o nível dos reservatórios, apontam o subsistema Sul com a maior projeção: 89,6%. Na sequência, vem a região Norte, com 85,8%; o Nordeste, com 75,1%; e o Sudeste/Centro-Oeste, região que abriga 70% dos reservatórios do país, tem a previsão de EAR em 61,1%.O Custo Marginal de Operação (CMO) aparece com valores equivalentes no Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste: R$ 114,58. No Norte, a projeção é de R$ 581,48. (ONS Notícias)
O diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Sandoval Feitosa, reuniu-se com executivos e especialistas da Light para acompanhar as providências adotadas pela distribuidora para restabelecer o fornecimento de energia às áreas afetadas pelos fortes vendavais que atingiram o Estado do Rio de Janeiro. A reunião ocorreu na quinta-feira (30), na sede da empresa, no Rio. Na quarta-feira (29), ventos com velocidade de mais de 100 quilômetros por hora afetaram o Rio de Janeiro e a região metropolitana. O vendaval deixou, no momento mais crítico, cerca de 1,1 milhão de clientes sem energia. Segundo a Aneel, a reunião teve objetivo de verificar a mobilização das equipes de campo, os recursos empregados pela empresa na recomposição da rede elétrica e as medidas emergenciais que estão em andamento para reduzir impactos à população. “A Aneel continuará monitorando a atuação da Light e fiscalizando o cumprimento das obrigações da concessionária, de modo a assegurar que os consumidores tenham o serviço restabelecido e que todas as medidas necessárias sejam adotadas para a normalização do sistema elétrico nas áreas atingidas”, diz a nota da agência. A Light afirmou em nota que mais de 2 mil colaboradores estão empenhados em força-tarefa para normalizar o fornecimento de energia. No início da tarde, 80 mil clientes ainda se encontravam se energia elétrica. Segundo a distribuidora, cerca de 220 árvores caíram no município do Rio, sendo que muitas delas atingiram a rede elétrica. Agora, disse a empresa, os trabalhos entraram em uma etapa mais complexa, com serviços de engenharia para a reconstrução da rede elétrica. “Em diversos pontos, os danos exigem a substituição de postes, cabos e outros equipamentos, além da remoção de árvores e objetos que caíram sobre a fiação, como telhas e até caixas-d’água”. (Valor)
Quatro dias após vendaval, Light e Enel afirmam ter concluído recomposição da rede
Quatro dias após o forte vendaval que atingiu o Rio de Janeiro e provocou um rastro de destruição, as concessionárias de energia elétrica Light e Enel informaram, neste domingo, que a recomposição dos sistemas está concluída. Pela manhã,, segundo a Enel, apenas 295 permaneciam impactados, concentrados em ocorrências no município de Paraty, informa a Enel. O vendaval da última quarta-feira deixou mais de um milhão de pessoas sem energia elétrica, provocou a queda de árvores e postes em diferentes municípios e causou a morte de três pessoas. Segundo a Enel, os serviços incluíram a reconstrução de trechos inteiros da rede elétrica, danificados pela queda de árvores de grande porte, com substituição de postes e transformadores, além de reposição de quilômetros de cabos. Em nota, a Light informou que concluiu os reparos na madrugada deste domingo, após uma força-tarefa iniciada logo após o temporal. Ao longo da ocorrência, aproximadamente 1,1 milhão de clientes tiveram o serviço interrompido em decorrência dos ventos. Mas, agora, a empresa afirmou ter restabelecido o fornecimento de energia para todos os clientes impactados pelo forte vendaval. (O Globo)
Tarifa das usinas cotistas sobe 20% após homologação pela Aneel
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) homologou, por meio do Despacho nº 2.744, as receitas anuais de geração (RAG) de 59 usinas hidrelétricas enquadradas no regime de cotas da Lei nº 12.783/2013, com vigência entre julho de 2026 e junho de 2027. O principal fator que influenciou o resultado foi a conclusão da descotização de 13 usinas da Axia Energia — Boa Esperança, Coaracy Nunes, Complexo Paulo Afonso, Corumbá I, Estreito, Funil (BA), Funil (RJ), Furnas, Luiz Gonzaga, Marimbondo, Pedra, Porto Colômbia e Xingó. O processo teve início em 2023, com a redução anual de 20% da garantia física de energia e de potência destinada ao regime de cotas. A empresa continuará recebendo a RAG dessas usinas até dezembro de 2026. Com a conclusão da descotização, a RAG total foi fixada em R$ 8,122 bilhões, uma redução de 6,34% em relação ao ciclo anterior. Apesar da queda na receita destinada às usinas cotistas, a tarifa aumentou 19,8%, passando para R$ 257,54/MWh, com incidência de PIS/Cofins. Segundo a Aneel, o aumento decorre da redução da garantia física alocada ao regime de cotas, que foi proporcionalmente maior do que a redução da receita. A tarifa homologada é utilizada no cálculo da cobertura tarifária das distribuidoras cotistas. A partir de janeiro de 2027, ela passará a ser aplicada sem PIS/Cofins, em razão da reforma tributária que extingue esses tributos, resultando em um valor de R$ 233,72/MWh. A Receita Anual de Geração (RAG) remunera as geradoras pela operação e manutenção de hidrelétricas cujas concessões foram renovadas no regime de cotas. Nesse modelo, a energia produzida não é comercializada livremente no mercado, mas destinada às distribuidoras, que remuneram as geradoras por meio da receita regulada definida pela Aneel. O objetivo do mecanismo é garantir o fornecimento de energia a custos mais baixos para os consumidores. (Megawhat)
Entraves na entrada da J&F na Eletronuclear preocupam governo
O andamento das tratativas para que a Âmbar Energia, do grupo J&F, conclua sua entrada na Eletronuclear tem gerado desconforto entre técnicos do governo federal. Também vem ampliando a preocupação com a situação financeira da Eletronuclear, empresa de capital misto responsável pela operação das usinas nucleares no Brasil, apurou o Valor. Interlocutores da União apontam a indefinição do próprio governo sobre o futuro da usina nuclear de Angra 3, que está no centro dos problemas financeiros da Eletronuclear, como um dos possíveis fatores para explicar o ritmo da operação, considerado lento por técnicos. A compra, pelo grupo dos irmãos Batista, da participação da Axia (antiga Eletrobras) na Eletronuclear, por R$ 535 milhões, foi anunciada em outubro de 2025. Mas a conclusão da operação ainda depende do cumprimento de condições previstas nos acordos firmados entre as partes. No caso de Angra 3, entende-se de ambos os lados que é necessário que o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), presidido pelo Ministério de Minas e Energia, decida sobre a continuidade das obras e suas condições econômicas – incluindo a definição da tarifa da usina. Isso porque a viabilidade econômica da Eletronuclear nos próximos anos depende da continuidade de Angra 3 e, sem isso, o negócio perde a atratividade econômica. Embora reconheçam a importância dessa decisão para a operação, fontes das empresas afirmam que os trâmites seguem dentro do prazo contratual de dois anos após a compra e avaliam que uma definição seria positiva tanto para a companhia quanto para o governo. Ainda assim, segundo essas fontes, o negócio poderá prosperar mesmo sem uma definição sobre o futuro de Angra 3. Técnicos do governo consideram ainda que o ritmo da operação pode refletir uma estratégia do grupo dos irmãos Batista de preservar margem para eventual renegociação das condições de entrada no projeto e nos compromissos de investimento. Segundo essas fontes, esse movimento também poderia fazer parte de um plano mais amplo de atuação da J&F no setor nuclear. (Valor)
EPE estende prazo de cadastro no leilão de baterias após instabilidade em sistema
A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) prorrogou até as 18h desta sexta-feira, 31 de julho, o prazo para cadastramento e envio dos documentos de habilitação técnica dos projetos inscritos no leilão de reserva de capacidade na forma de potência (LRCap) para sistemas de armazenamento em baterias. O prazo original terminava às 12h. Segundo a EPE, a extensão foi necessária porque o elevado volume de acessos ao Sistema AEGE provocou indisponibilidade temporária da ferramenta de upload de documentos durante a manhã. Após o encerramento do novo prazo, a empresa processará os cadastros e disponibilizará os comprovantes aos empreendedores no próprio sistema. A etapa de habilitação integra a preparação para os primeiros leilões exclusivos para baterias no Brasil. O Ministério de Minas e Energia (MME) decidiu dividir a contratação em dois certames, ambos marcados para dezembro. O primeiro, em 2 de dezembro, será destinado a sistemas com conteúdo local mínimo, enquanto o segundo, em 4 de dezembro, permitirá a participação de projetos com equipamentos nacionais ou importados. Os empreendimentos contratados terão início de suprimento previsto para agosto de 2028. A divisão dos leilões foi adotada para estimular o desenvolvimento da indústria nacional sem restringir a competição na contratação da capacidade de armazenamento, considerada estratégica para aumentar a flexibilidade do Sistema Interligado Nacional (SIN). Os empreendimentos contratados terão início de suprimento em agosto de 2028. (Megawhat)
Leilão de baterias abre caminho para uma transição energética mais eficiente
O avanço das fontes de energias renováveis colocou o Brasil em uma posição estratégica. Nos últimos anos, o país ampliou a geração solar e eólica, especialmente no Nordeste, consolidando uma matriz cada vez mais limpa, diferente de outros países, que dependem ativamente de fontes poluentes. Ao mesmo tempo, esse cenário trouxe desafios que exigem modernização da infraestrutura elétrica e maior flexibilidade do sistema. O Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência, por meio de novos sistemas de armazenamento de energia em baterias – LRCAP de 2026 – Armazenamento, cuja portaria foi publicada no início de junho, é especialmente relevante porque vai ajudar a resolver importantes gargalos na distribuição de energia. O formato é uma inovação já aplicada em países vizinhos, como Argentina e Chile, garantindo ao sistema elétrico capacidade de lidar com a diferença entre os horários de maior geração e os momentos de pico de consumo. No Brasil, o cenário é particularmente desafi ador porque convivemos com situações contrastantes que causam o “curtailment” durante o dia, enquanto a demanda cresce no início da noite. O impasse acerca das regras de ordenamento dos cortes obrigatórios de geração já levou players do setor de renováveis a adiar investimentos no país. As linhas de transmissão foram essenciais para integrar o Sistema Interligado Nacional (SIN), transportando grandes blocos de energia das usinas geradoras até as cidades. Devido à grande extensão territorial e à distância entre os centros de produção e consumo, essas estruturas evitam apagões e garantem a segurança energética. Em um paralelo histórico, as baterias são o equivalente atual, porque são fundamentais para a reserva energética, além de permitirem o funcionamento contínuo das fontes renováveis, sem interrupções na produção e, consequentemente, com menor prejuízo fi nanceiro para os geradores. (Megawhat)
Matrix passa por reestruturação, mas não prepara RJ, diz CEO
A Matrix Energia, controlada pela Prisma Capital e a ítalo-suíça Duferco, contratou a Alvarez & Marsal para apoiar sua reestruturação, e não para trabalhar num pedido de recuperação judicial, Wilson Ferreira Jr, o CEO da companhia, disse ao Brazil Journal, após notícias na imprensa sobre uma potencial RJ. “Isso não procede de maneira nenhuma. Os acionistas, em aumentos de capital, colocaram em janeiro e fevereiro R$ 200 milhões na Matrix. Nós levantamos dinheiro vendendo uma usina de geração centralizada. Não tem motivo para uma RJ,” disse Ferreira. A Matrix é uma das maiores comercializadoras de energia do País, atuando também em trading de gás, geração distribuída de energia (GD) e sistemas de armazenamento com baterias (BESS). As especulações sobre a situação financeira da companhia ganharam força após a quebra recente de diversas comercializadoras de energia e dificuldades financeiras da Thopen, uma das líderes entre plataformas de GD, que obteve proteção judicial contra credores na semana passada. “Há um ruído porque as comercializadoras como um todo estão sofrendo com a falta de operações de trading. Mas nós operamos eletricidade e gás, e temos os ativos de BESS,” disse Ferreira sobre a Matrix. Na GD, a empresa havia vendido suas usinas à Thopen, mas uma parte dos ativos foi devolvida após a compradora não conseguir oferecer garantias. A Matrix agora está estruturando um processo para vender novamente esses projetos. A companhia também acaba de obter um financiamento adicional com a Finep, segundo Ferreira – um veterano do setor de energia que já foi CEO de gigantes como Eletrobras, Vibra e CPFL. O mercado de eletricidade tem sofrido com baixa liquidez após uma disparada de preços no começo do ano e problemas financeiros de diversas tradings do setor, que levaram muitas das grandes empresas de eletricidade a segurar vendas de energia e restringir as transações com comercializadoras independentes. (Brazil Journal)
ONS adia para outubro novas séries de vazões usadas no PMO
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) adiaram do Programa Mensal de Operação Energética (PMO) de setembro para outubro de 2026 a entrada oficial das novas séries de vazões naturais, dos dados cadastrais atualizados e da recalibração do modelo hidrológico SMAP/ONS. As informações foram divulgadas na quinta-feira, 30 de julho, durante a reunião do PMO de agosto. Segundo o ONS, agosto e setembro continuarão sendo utilizados para o processo sombra, no qual o novo conjunto de dados e o modelo atualizado são executados paralelamente ao processo oficial. A postergação foi decidida após contribuições dos agentes e a identificação de inconsistências durante os testes realizados em julho. O operador informou que as inconsistências já foram corrigidas, mas todos os casos estão sendo reprocessados. O prazo adicional também permitirá que os agentes adaptem seus próprios processos às novas séries, parâmetros e premissas. A atualização modifica tanto as informações sobre a quantidade de água que chega às hidrelétricas quanto a representação física dos reservatórios utilizada pelos modelos. O SMAP/ONS é o modelo chuva-vazão usado pelo operador. Em termos simples, ele procura estimar quanto da chuva que cai sobre uma bacia hidrográfica deverá chegar aos rios e às usinas. Nem toda a chuva se transforma em vazão. Parte da água é absorvida pelo solo, utilizada pela vegetação, devolvida à atmosfera ou retirada para abastecimento, irrigação e outras atividades. O modelo reúne essas informações para calcular quanto deverá efetivamente escoar até os rios. O SMAP/ONS passará ainda a utilizar o produto Merge, que combina dados de estações meteorológicas com estimativas de precipitação obtidas por satélite, e limites sazonais para o escoamento de base, que representa a água acumulada no solo e no subsolo que chega gradualmente aos rios. Os aprimoramentos metodológicos foram aprovados pelo CT PMO/PLD em setembro de 2025, condicionados à recalibração do modelo com as novas séries de vazões. (Megawhat)
Conta de luz seguirá com bandeira amarela em agosto
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) manteve a bandeira tarifária amarela para o mês de agosto de 2026. Com isso, as contas de energia elétrica continuam com acréscimo de R$ 1,885 a cada 100 kWh consumidos. A bandeira amarela está em vigor desde maio e reflete as condições menos favoráveis para a geração de energia no país durante o período seco. Com a redução dos níveis dos reservatórios das hidrelétricas, aumenta a necessidade de acionamento de usinas termelétricas, cuja geração tem custo mais elevado. Segundo a Aneel, o sistema de bandeiras tarifárias permite aos consumidores acompanhar as condições de geração de energia e seus impactos sobre os custos do fornecimento, além de incentivar o uso consciente da eletricidade. “Diante desse cenário, a agência reforça a importância do uso consciente da energia elétrica. Pequenas mudanças de hábito podem contribuir para reduzir o consumo e ajudar no controle dos gastos com a conta de luz”, diz a agência, em nota. Criado em 2015, o sistema de bandeiras tarifárias tem como objetivo indicar o custo real da geração de energia no país. O mecanismo considera fatores como a disponibilidade de recursos hídricos, o uso de fontes renováveis e a necessidade de despacho térmico, funcionando como um sinalizador das condições do sistema elétrico. (Megawhat)
Infra em 1 Minuto: corrida da IA é disputa de capacidade de geração de energia
O Poder360, em parceria com o CBIE (Centro Brasileiro de Infraestrutura), lança neste domingo (2.ago.2026) mais um episódio do programa Infra em 1 Minuto. O especialista Pedro Rodrigues, sócio do CBIE, analisa a corrida global pela liderança em inteligência artificial (IA) e afirma que a disputa será definida menos pela sofisticação dos modelos e mais pela capacidade de geração de energia e disponibilidade de chips. No 173º episódio do Infra em 1 Minuto, Pedro Rodrigues afirma que a China larga na frente por sua capacidade de geração elétrica. Em 2025, o país produziu cerca de 10.600 TWh de eletricidade, enquanto os Estados Unidos geraram aproximadamente 4.400 TWh, o equivalente a 42% do volume chinês. O Brasil, por sua vez, produziu 783 TWh, cerca de 7% da geração da China. O especialista destaca que, embora a China seja reconhecida como a maior fabricante mundial de painéis solares e turbinas eólicas, essas fontes representam apenas 22% de sua matriz elétrica. O carvão responde sozinho por 54% da geração de eletricidade. Segundo Rodrigues, o país produz, apenas com carvão, mais energia do que toda a geração elétrica dos Estados Unidos somando todas as fontes. Na avaliação do sócio do CBIE, a liderança chinesa na corrida da IA será sustentada não pelas tecnologias renováveis que exporta, mas pela ampla disponibilidade de energia proporcionada pelo carvão mineral. Para ele, o fator determinante será a oferta contínua de eletricidade para alimentar data centers e infraestrutura computacional. Ao comparar o cenário brasileiro, Rodrigues afirma que o país reúne vantagens como abundância de recursos energéticos, diversidade de fontes e uma matriz elétrica com quase 87% de participação de fontes renováveis. Apesar disso, diz que o Brasil não consegue atrair investimentos por causa do excesso de regulação e de restrições ao desenvolvimento de determinadas fontes, como gás natural e energia nuclear. Segundo ele, o país prioriza escolhas energéticas guiadas por ideologia, e não por critérios de pragmatismo. (Poder 360)
El Niño deve favorecer hidrelétricas e aliviar preços da energia no curto prazo, diz XP
O avanço do El Niño deve favorecer a geração hidrelétrica e manter os preços de energia pressionados para baixo no curto prazo, mostram dados de um novo relatório temático publicado pela XP Research. Na avaliação da instituição, as chuvas acima da média esperadas sobre a bacia do Sul e do Paraná tendem a contribuir para o reabastecimento da Usina de Itaipu e dos reservatórios do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, responsável por aproximadamente 70% da capacidade de armazenamento do SIN (Sistema Interligado Nacional). Com a melhora das condições hidrológicas, a expectativa é de pressão de baixa sobre o PLD (Preço de Liquidação das Diferenças), referência para as operações de curto prazo no mercado de energia. A XP classifica o setor de utilities, que reúne empresas de energia elétrica, entre os mais expostos aos efeitos do fenômeno climático. O relatório destaca que o El Niño atua sobre três dos principais fatores que influenciam os resultados das geradoras: a demanda por energia, o nível dos reservatórios e os preços negociados no mercado. De um lado, as temperaturas mais elevadas aumentam o uso de aparelhos de ar-condicionado e sistemas de refrigeração, elevando a carga no sistema elétrico. De outro, o aumento das chuvas melhora as afluências e reduz o risco hidrológico, ampliando a disponibilidade de geração hidrelétrica. Para a XP, o efeito positivo da hidrologia deverá prevalecer sobre o crescimento da demanda de carga nos próximos meses. (Canal Solar)
Tarifa de energia pode subir mais em 2027 com impacto do ‘super El Niño’
A ocorrência de um “super El Niño” pode ampliar as variações das tarifas dos consumidores de baixa tensão de todo o país em uma média de 2,1 pontos percentuais em 2027, conforme estudo desenvolvido pela Ampere Consultoria e TR Soluções. Assim, considerando a média nacional de 2,1 pontos percentuais (p.p.), caso a tarifa de uma distribuidora fosse subir 5% sem o El Niño, com o fenômeno poderá aumentar 7,1%. As repercussões variam de acordo com a região do país, com variações entre 0,9 ponto percentual, no Norte, e 3,3 p.p., no Sul. As bandeiras tarifárias também deverão ser impactadas, aumentando ainda mais as tarifas residenciais. De acordo com o estudo, o efeito médio do “super El Niño” sobre as bandeiras deve ser de 4,5 pontos percentuais a mais na variação das contas. Os efeitos sobre o armazenamento no Sistema Interligado Nacional (SIN) são de 10 p.p., já que, no cenário com “super El Niño”, o SIN deverá terminar o período seco com armazenamento na casa dos 70% e, sem o fenômeno climático, as projeções indicam armazenamento a cerca de 80%. O efeito do “super El Niño” nas tarifas dos consumidores de baixa tensão varia entre as regiões do país. O maior impacto deve ser sentido no Sul, com variação de 3,3 pontos percentuais. A volatilidade, entretanto, não se explica pelo PLD. De acordo com a Ampere e TR Soluções, a situação ocorre em função do perfil de contratação das distribuidoras da região, com maior peso de contratos sensíveis ao risco hidrológico e aos custos associados a usinas contratadas por disponibilidade. Depois do Sul, a região que deve sentir o maior aumento nas tarifas é o Nordeste, com variação a 2,4 p.p. No Sudeste, o impacto deve ser de 1,9 p.p. Em seguida, vem o Centro-Oeste, a 1,3 p.p e, por fim, o Norte, a 0,9 p.p. (Megawhat)
El Niño leva setor elétrico a reforçar planejamento
As distribuidoras de energia elétrica reforçaram planos de contingência para enfrentar os possíveis impactos de um novo El Niño sobre o fornecimento de energia. A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) orientou as concessionárias a intensificarem o monitoramento meteorológico, anteciparem ações operacionais e reforçarem a infraestrutura, sob risco de fiscalização e sanções. As previsões indicam aumento de chuvas e ventos no Sul e Sudeste e redução das chuvas no Norte e Nordeste, com potencial aumento das queimadas, além de temperaturas acima da média. Para o setor elétrico, isso pode significar maior consumo de energia, possíveis impactos sobre os reservatórios das hidrelétricas e riscos adicionais para a operação das redes de transmissão e distribuição. Diante desse cenário, a Aneel intensificou o acompanhamento e pretende reunir agentes do setor em agosto para discutir medidas de prevenção aos impactos do fenômeno. Segundo a agência, a preparação adequada das distribuidoras é fundamental para garantir a continuidade do fornecimento. Apesar da preparação do setor, Lara Marques, meteorologista da Climatempo, pondera que ainda é cedo para dimensionar os efeitos do fenômeno. “Estamos vivendo um El Niño forte, mas estamos fazendo um acompanhamento próximo, porque isso não significa que haja expectativa de uma situação de calamidade pública.” O risco já está mapeado pelas distribuidoras e o nível de preparação para os eventos climáticos é avançado, segundo Ricardo Brandão, diretor executivo da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee). “A gente espera que, de fato, com o El Niño, haja uma intensificação desses eventos climáticos.” De acordo com ele, as concessionárias vêm revisando seus planos de contingência com base tanto na experiência dos eventos climáticos recentes quanto nas previsões para os próximos meses. Os protocolos incluem ações antes, durante e depois dos eventos extremos. (Valor)
Análise: El Niño muda o mapa do risco elétrico
O sistema elétrico brasileiro chega ao El Niño em situação mais segura do que a memória das últimas crises hídricas poderia sugerir. Os reservatórios tornam pouco provável a ocorrência de problemas de fornecimento em 2026. Essa segurança, porém, protege o balanço anual de energia, não necessariamente a capacidade de entregá-la no lugar e no horário em que será demandada. O principal risco imediato não é a falta de eletricidade, mas o custo de preservar água, atender aos horários de ponta e compensar desequilíbrios regionais de geração. Em 2026, o cenário mais provável é de operação mais cara e interrupções localizadas. Em 2027, uma estação chuvosa insuficiente poderá reduzir as margens justamente quando o planejamento oficial já identifica dificuldades de potência. A bandeira tarifária amarela, mesmo com armazenamento confortável, mostra que reservatórios cheios não significam energia barata. As afluências diminuem em grande parte do país, atribuindo maior valor à água acumulada. Acionar termelétricas agora custa mais, mas reduz a exposição caso as chuvas entre o fim de 2026 e o início de 2027 sejam insuficientes. O consumidor paga, assim, uma espécie de prêmio de seguro. Utilizar intensamente os reservatórios reduziria custos no curto prazo, mas deixaria o sistema mais vulnerável no ano seguinte. O El Niño também amplia a desigualdade geográfica. Chuvas mais abundantes podem favorecer a geração no Sul, enquanto Norte e Nordeste enfrentam vazões menores e o centro do país convive com calor, seca e maior consumo por refrigeração. O risco mais relevante em 2027 pode não ser falta de energia anual, mas insuficiência de potência em determinadas horas. O início da noite será especialmente sensível: a geração solar recua, enquanto o calor mantém elevado o uso de ar-condicionado. Essa diferença terá de ser coberta por hidrelétricas flexíveis, térmicas, grandes sistemas de armazenamento por baterias ou redução voluntária do consumo. Usinas reversíveis seriam uma opção, mas sua construção não é possível no curto prazo. (CNN Brasil)
Com TIR de 15%, a Auren ficou barata. Vale o risco?
Depois de adquirir a AES Brasil em 2024 numa transação de mais de R$ 7 bilhões, a Auren viu sua alavancagem disparar – batendo em 6x EBITDA no pior momento e hoje rodando ao redor de 5,5x. A situação não seria tão dramática se o macro não tivesse jogado contra: a Selic, ao redor de 10% na época, subiu para os 14,25% de hoje e tem permanecido alta por mais tempo do que se esperava. Para piorar, a aquisição adicionou ao portfólio da Auren ativos de geração eólica e solar – que passaram a sofrer com o curtailment nos últimos anos, reduzindo a geração de caixa da empresa. O resultado é um processo de desalavancagem muito mais demorado do que a própria empresa imaginava – e um papel largado na Bolsa. A ação da Auren já caiu 20% desde sua máxima recente em abril, saindo de R$ 14,45 para os R$ 10,98 do fechamento de sexta-feira, com a companhia valendo R$ 11,5 bilhões. Agora, alguns investidores estão começando a achar que a ação ficou barata demais para ignorar – e que é hora de montar posição pensando num horizonte de médio a longo prazo. “A empresa tem um management de excelente qualidade, ativos muito bons, que tem uma disponibilidade altíssima, e está negociando a um nível de valuation que aceita muito desaforo,” disse um gestor do Leblon que acaba de montar posição. Nas contas deste gestor, a Auren negocia a uma TIR real alavancada de cerca de 15%, bem acima de seus principais peers na Bolsa. A Engie e a CPFL, por exemplo, negociam ao redor de 10%; a Equatorial, a 12%.“O prêmio de equity está muito grande, e parece que todo o cenário negativo já está precificado. A assimetria está muito mais para o lado positivo do que negativo, então qualquer surpresa pode ser um catalisador,” disse o gestor. (Brazil Journal)
Engie supera estimativas e eleva projeções impulsionada por redes de transmissão e ‘trading’ de gás
A francesa Engie registrou um aumento de 3,3% no lucro antes de juros e impostos (Ebit), excluindo operações nucleares, do primeiro semestre, alcançando 5,3 bilhões de euros. O resultado superou as estimativas médias do mercado, que previam estabilidade em relação aos 5,1 bilhões de euros do ano anterior. Sustentada por esse desempenho e pelo sucesso de um programa de eficiência interna, que contribuiu com 304 milhões de euros, a companhia elevou seu suas projeções anuais. A estimativa para o Ebit passou de um intervalo de 8,7 bilhões a 9,7 bilhões de euros para uma faixa de 9,2 bilhões a 10,2 bilhões de euros, enquanto o lucro líquido recorrente esperado para 2026 subiu para algo entre 4,9 bilhões e 5,5 bilhões de euros. O analista Joseph Pepper, da RBC, classificou os números como fortes em todas as frentes, ressaltando o otimismo da revisão mesmo em um período de impactos sazonais negativos nas vendas. O balanço foi ancorado, em grande parte, pelas operações de trading e gestão de energia, cujo lucro avançou 0,4%, para 1,55 bilhão de euros. A forte atuação na comercialização de gás natural compensou o menor volume de entregas provocado por temperaturas mais quentes. Essa dinâmica foi favorecida pela volatilidade dos preços do gás na Europa, que saltaram 28% no segundo trimestre ante o mesmo período de 2025, impulsionados pela guerra no Irã e pelas restrições de fluxo no Estreito de Ormuz. O diretor financeiro, Pierre-Francois Riolacci, destacou o desempenho acima do esperado, mas ponderou que os ganhos foram marginais se comparados à crise do gás russo de 2022. Na contramão, a unidade de baterias e produção de energia viu seu Ebit recuar 8,5%, para 1,8 bilhão de euros, com as receitas de geração a gás despencando 30% em função do clima mais ameno. (Valor)
Pacto Energia pede revogação de 890 MW em projetos solares
A Pacto Energia solicitou à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) a revogação de registros de requerimento de outorga (DRO) referentes a 888,48 MW em usinas solares. As revogações, publicadas no Diário Oficial da União desta sexta-feira, 31 de julho, compreendem as UFVs Solaris 23, 77 a 101, 166 a 198, 201 a 253, 273 a 281, localizadas nos estados do Paraná, Piauí, Minas Gerais, São Paulo, Ceará, Maranhão e Goiás. Nos pedidos, a companhia informou que o principal fator impeditivo para implantação está na indisponibilidade de margem de escoamento e conexão ao Sistema Interligado Nacional (SIN). De acordo com a Pacto Energia, estudos recentes de acesso demonstraram que a infraestrutura de transmissão na região encontra-se saturada, exigindo obras de reforço de grande vulto cujos custos e prazos tornam o projeto economicamente inviável. A autarquia liberou o início de operação comercial das unidades geradoras UG01 a UG101, totalizando 32,5 MW, da UFV Sol de Brotas 1, localizada no município de Brotas de Macaúbas no estado da Bahia. A usina solar integra o complexo Sol de Brotas, da Statkraft, que prevê transformar dois empreendimentos eólicos já existentes (Ventos de Santa Eugênia e Morro do Cruzeiro) em parques híbridos. O investimento estimado para implantação do complexo é de R$ 926 milhões. (Megawhat)
ONS publica Sumário Executivo do Plano da Operação Energética 2026-2030
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) publicou nesta quinta-feira, 30 de julho, o Sumário Executivo do Plano da Operação Energética (PEN 2026) – horizonte 2026-2030. O documento traz as avaliações das condições de atendimento ao mercado previsto de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN) para os próximos cinco anos. O Sumário Executivo reúne os resultados que foram apresentados e divulgados pelo Operador no dia 7 de julho, só que agora organizados em um formato de revista em pdf. Todos os resultados do PEN 2026 estão disponíveis no portal do ONS na forma de painéis dinâmicos e nesta revista, possibilitando ao leitor explorar com maior detalhe os insumos e resultados de seu interesse. O Sumário está disponível dentro de Suprimento Energético – Plano da Operação Energética – PEN. Clique aqui. (ONS Notícias)
O papel dos Tribunais de Contas na universalização do saneamento básico
A universalização do saneamento básico é um dos maiores desafios da gestão pública brasileira. Trata-se de uma política que vai muito além da infraestrutura: investir em água tratada e esgotamento sanitário significa reduzir doenças, preservar os recursos naturais, promover desenvolvimento econômico e assegurar mais dignidade à população. No Piauí, onde os indicadores ainda estão abaixo da média nacional, esse desafio exige não apenas investimentos, mas também planejamento, integração institucional e controle eficiente. É nesse contexto que o Tribunal de Contas do Estado do Piauí (TCE-PI) vem ampliando sua atuação como agente indutor de políticas públicas. Mais do que exercer a missão constitucional de fiscalizar a correta aplicação dos recursos públicos, o tribunal busca contribuir para que as ações governamentais alcancem resultados efetivos e produzam benefícios concretos para a sociedade. Os dados do Sistema Nacional de Informações em Saneamento Básico (SINISA) mostram a dimensão desse desafio. Apenas 54,2% da população urbana do Piauí são atendidas por rede pública de esgotamento sanitário, enquanto cerca de 58,3% do esgoto coletado recebem tratamento, índices inferiores às médias nacionais. Embora Teresina apresente avanços importantes, muitos municípios piauienses ainda convivem com cobertura reduzida ou inexistente de coleta e tratamento de esgoto. Essa realidade exige uma atuação coordenada entre gestores, órgãos reguladores, concessionárias e instituições de controle. O novo Marco Legal do Saneamento estabeleceu metas ambiciosas para 2033, mas sua concretização dependerá da capacidade de transformar investimentos em resultados, assegurando que obras sejam executadas, contratos sejam cumpridos e serviços cheguem efetivamente à população. (Jota Info)
São Paulo tem 131 cidades que dependem de obras imediatas para evitar falta de água até 2060
São Paulo possui 131 municípios que requerem obras imediatas para assegurar a oferta de água nas próximas três décadas, segundo a Sabesp. Praticamente todas as cidades da Região Metropolitana de São Paulo —incluindo a capital paulista— e da Baixada Santista estão na lista de localidades que dependem de intervenções para enfrentar déficits futuros. No interior, a região do Vale do Paraíba e os entornos de Sorocaba, Bauru e São José do Rio Preto também são pontos de atenção. A concessionária responsável pelo abastecimento no estado afirma que não há risco de faltar água no presente. A estabilidade é garantida por uma série de medidas adotadas para equilibrar oferta e demanda, como a redução de pressão noturna continuamente em prática desde o ano passado, medida que tem gerado reclamações de falta de água em alguns bairros da cidade de São Paulo. Na metrópole paulistana, a urgência de intervenções estruturantes é explicada pela localização desfavorável à obtenção de água. A região é um caso singular no mundo de enorme conurbação que se desenvolveu sobre uma área de cabeceira de rios, onde a vazão é naturalmente baixa. Uma grande interligação entre reservatórios na Grande São Paulo e reformas de três estações de tratamento são as obras mais importantes do plano de segurança hídrica e contingência da concessionária para atender demandas regionais projetadas até 2060. O pacote tem custo estimado em R$ 2 bilhões, sendo a maior parte desse investimento —R$ 1,4 bilhão— concentrado na interligação entre o braço Rio Pequeno da represa Billings, em São Bernardo do Campo, e a represa Taiaçupeba, na divisa de Mogi das Cruzes e Suzano. Taiaçupeba é um dos cinco reservatórios do Sistema Produtor Alto Tietê. Esse conjunto de represas leva água potável a cerca de 4,5 milhões de áreas populosas como a zona leste paulistana e a cidade de Guarulhos. É o segundo mais importante no abastecimento metropolitano, atrás apenas do sistema Cantareira. (Folha)
Nível do Cantareira fecha mês acima do esperado e Sabesp diminui tempo de pressão reduzida à noite
A Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de São Paulo (Arsesp) determinou que o período de Gestão de Demanda Noturna (GDN) do Sistema Cantareira — quando a Sabesp reduz a pressão da água nas tubulações durante a noite — seja reduzido de 10 para 8 horas. A medida foi anunciada pelo governo paulista nesta sexta-feira, 31, e indica melhora nos níveis de água do sistema que abastece metade da Região Metropolitana de São Paulo. A redução da pressão já começa a valer neste sábado, 1º. Com isso, o novo horário da gestão noturna realizada pela Sabesp, a Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo, será das 22h às 6h. Segundo o governo, a melhora no nível do Cantareira decorre das chuvas e das afluências acima do previsto registradas na região do sistema durante o mês de junho e na semana entre 20 e 26 de julho, “quando foi registrado volume de 31,6 milímetros de chuva, 177% acima do previsto nos modelos meteorológicos”. O Sistema Cantareira é composto pelos reservatórios interligados Jaguari, Jacareí, Cachoeira, Atibainha e Paiva Castro, com volume útil total de 981,5 bilhões de litros. Embora os reservatórios estejam em território paulista, parte da água provém de rios com nascentes e trechos em Minas Gerais. Extrema, cidade do sul mineiro e localizada na bacia do rio Jaguari, registrou precipitação de 61,2 milímetros na penúltima semana de julho, equivalente a 144,3% da média climatológica do mês para o sistema. Em junho, o acumulado de chuvas foi de 103,2 milímetros, praticamente o dobro do registrado em maio (53,5 milímetros). Com isso, o volume útil do sistema chegou a 39,9%, 2,1 pontos porcentuais acima dos 37,8% projetados, permitindo a saída da faixa 3 para a faixa 2 da curva de contingência do Cantareira. (Estadão)
Sindicato sugere que Cade coloque travas em acordo para a compra da Copasa
O sindicato que acionou o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) com recurso contra a aprovação, sem restrições, da venda de 30% da Companhia de Saneamento de Minas Gerais (Copasa) ao Grupo Equatorial admite a possibilidade de o Tribunal Administrativo do órgão dar aval à operação, mas sugeriu a inclusão de travas no negócio. Uma das ideias do Sindicato dos Trabalhadores nas Indústrias de Purificação e Distribuição de Água e em Serviços de Esgoto de Minas Gerais (Sindágua-MG) mencionada em petição encaminhada nesta sexta-feira (31) ao colegiado antitruste, é a venda de parte da fatia que a Equatorial detém em uma das empresas — na Copasa ou na Sabesp. Isso eliminaria o entendimento da entidade de que a holding possui posição de referência nas duas empresas ao mesmo tempo. A tese de que a aquisição da Copasa pela Equatorial deve levar em conta a influência na Sabesp, contudo, é minimizada pela compradora. Em documentos já encaminhados ao Cade, a empresa pontua que a participação na antiga estatal paulista é inferior a 20% e não configura exercício de controle. A hipótese de limitação da fatia da Equatorial na Copasa ou na Sabesp está, segundo o Sindágua, baseada em decisão tomada pelo Tribunal do Cade em dezembro do ano passado, no âmbito da análise da fusão entre Petz e Cobasi, gigantes do varejo de produtos animais. Ao aprovar o movimento, o órgão antitruste impôs condições de desinvestimento a fim de assegurar a concorrência no setor. “Após recurso da concorrente Petlove, terceira interessada habilitada, o Tribunal reformou a decisão em 10/12/2025, condicionando a aprovação a Acordo de Controle de Concentrações (ACC) com desinvestimento de 26 lojas em São Paulo, sob relatoria do Conselheiro José Levi Mello do Amaral Jr. — confirmando que a via processual ora exercida é efetiva para submeter ao crivo do colegiado decisões de aprovação sumária que não tenham examinado a integralidade dos riscos concorrenciais envolvidos”, escreveu o advogado Luiz Alberto Rocha, representante da entidade de classe no caso. (O Fator)
O guia do que esperar do leilão de gás natural da União
Depois de muitas idas e vindas, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) enfim aprovou, na quinta-feira (30/7), a resolução que reestrutura a política de comercialização do gás natural da União O Ministério de Minas e Energia (MME) dá, assim, mais um passo na direção dos leilões para a venda da parcela de gás que cabe à União nos contratos de partilha no pré-sal. Uma das promessas do governo Lula 3 para o setor industrial desde o primeiro ano do mandato. A intenção é que o primeiro leilão, mais modesto que o planejado originalmente, seja realizado no último bimestre, possivelmente em novembro – já no pós-eleições presidenciais. Já o grande leilão estruturante do gás da União fica para o novo governo, a partir de 2027. A nova resolução do CNPE, porém, não esgota o assunto. Até novembro, há um caminho árido a ser percorrido para colocar de pé o primeiro leilão. A seguir, a gas week se debruça sobre esses desafios e sobre o que esperar da venda do gás da União. Antes, um convite: a gas week e Head Energia, plataforma especializada em educação para o setor de energia, firmaram uma parceria e promovem, na quarta (3/8) uma masterclass gratuita sobre gás. Se você atua ou acompanha o setor, esta é uma excelente oportunidade para aprofundar seus conhecimentos e acompanhar. A nova resolução altera a Resolução CNPE 15/2018 e estabelece dois modelos de comercialização do gás pela Pré-Sal Petróleo S.A (PPSA), a estatal que representa a União na gestão dos contratos de partilha: os leilões de curto prazo e os de longo prazo. A divisão tem a ver com a curva de oferta de gás da União, que deve atingir o patamar de 1 milhão de m³/dia por volta de 2027 e os 3 milhões de m³/dia na virada da década. (Eixos)
ANP marca para 7 de agosto abertura de propostas para gas release
A diretoria colegiada da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) discute, na próxima reunião, marcada para 7 de agosto, a abertura de consulta pública sobre o programa de gas release. A pauta marca a etapa final da série de propostas da agência para regulamentar a Lei do Gás (14.134/2021). A relatoria é do diretor Pietro Mendes, que conduz na ANP as discussões sobre transporte, escoamento e processamento de gás natural. O gas release é o nome dado ao programa de desconcentração da oferta de gás natural, previsto no artigo 31 da Lei do Gás, que busca ampliar a liquidez e a concorrência no mercado hoje dominado pela Petrobras. Em junho, a ANP divulgou relatório mostrando apoio quase unânime dos agentes regulados e consumidores ao programa: a maioria considera a desconcentração da oferta fundamental para o mercado de gás natural. Com a consulta pública, será conhecida pela primeira vez a proposta da ANP e o alcance do programa sobre a compra e venda de gás natural pela Petrobras, além dos desdobramentos no uso da capacidade de transporte e processamento. Em artigo publicado pela agência eixos, a presidente da Petrobras afirmou que o benefício esperado pelos consumidores é um mito. “É importante que se diga que o verdadeiro gas release já ocorreu no Brasil e o que ora se propõe não cria uma única molécula adicional de gás natural. Consequentemente, também não gera investimentos — apenas redistribui volumes já existentes entre agentes diferentes”, escreveu a executiva. (Eixos)
Nenhum decreto produz moléculas de gás
Os Estados Unidos produzem gás de xisto. A Argentina produz gás de xisto. O Canadá produz gás de xisto. A China amplia rapidamente sua produção de gás de xisto. Enquanto isso, o Brasil importa esse gás, embora impedido de produzi-lo em solo nacional. Nesse meio tempo, o país discute mecanismos para ampliar a concorrência no mercado doméstico, mas sem enfrentar uma pergunta anterior e muito mais importante: de onde virão as novas moléculas de gás? O debate brasileiro começa pelo fim. De fato, essa questão voltou ao centro do debate nacional com as discussões sobre o Gás Release. A proposta parte de um objetivo legítimo: ampliar a concorrência e reduzir o preço do gás natural para consumidores e indústria. O problema não está no objetivo, mas na ordem dos fatores. Antes de debater como redistribuir nosso mercado, é preciso discutir como fazê-lo crescer. A experiência internacional oferece uma resposta clara. Nenhum dos países que hoje dispõe de gás abundante começou pela redistribuição do mercado. Primeiro ampliaram a produção. Depois surgiram novos produtores. A concorrência veio como consequência. Por último, os preços recuaram. Essa sequência não é ideológica. Ela decorre da própria realidade. Tenho, recorrentemente, apelado às leis da física, insistentemente enfrentadas pela burocracia brasileira. Afinal, não se faz gestão contra a realidade física, mas a partir dela. Aliás, essa é uma lição antiga das nossas casas. Nenhuma mãe resolve o problema de uma despensa vazia reorganizando as prateleiras. Primeiro, ela precisa colocar os mantimentos dentro dela. Só depois faz sentido decidir onde guardar cada coisa. Os Estados Unidos resolveram essa equação de forma inteligente: investindo na tecnologia de fraturamento hidráulico –produzindo, portanto, o gás de xisto– e aproveitando sua robusta rede de gasodutos para distribuição. O infográfico abaixo mostra o momento em que o país ultrapassa a Rússia e se torna o maior produtor de gás natural do planeta. Com isso, não fizeram só uma mudança na forma de aproveitar o gás para abastecer seu povo, mas uma transformação da geopolítica da energia do planeta. (Poder 360)
Biometano e gás natural podem acelerar juntos a transição energética
O avanço do projeto Sergipe Águas Profundas (Seap) reforça o protagonismo do gás natural no país, mas também abre espaço para o crescimento do biometano como fonte complementar de energia. Em entrevista à Brasil Energia, o CEO da Gás Orgânico, Giovane Rosa, afirmou que gás natural fóssil e gás renovável não competem entre si, mas fazem parte de uma estratégia conjunta de segurança energética, aproveitamento de resíduos e descarbonização. Segundo ele, o Brasil reúne condições para expandir rapidamente a produção de biometano, desde que haja investimentos em infraestrutura, inovação, pesquisa e políticas públicas. E o aumento da produção de gás natural em Sergipe pode impulsionar também novos projetos ligados ao aproveitamento energético de resíduos. Embora o mercado de biometano tenha avançado nos últimos anos, Rosa afirma que o Nordeste ainda explora apenas uma pequena parcela de seu potencial. A região reúne disponibilidade de resíduos urbanos, agroindustriais e da atividade pecuária capazes de abastecer uma cadeia crescente de produção de biogás e biometano. O executivo considera que iniciativas como os hubs de biometano propostos por transportadoras de gás fazem sentido, mas acredita que esse movimento ocorrerá em etapas. Segundo ele, a primeira fase prioriza projetos já economicamente viáveis, como aterros sanitários, plantas de biogás existentes e aplicações em frotas pesadas. Em um segundo momento, a expansão deverá alcançar resíduos agrícolas, sucroenergéticos e da pecuária, conectando áreas hoje distantes da malha de gasodutos. Na avaliação de Rosa, um dos principais gargalos continua sendo a limitada infraestrutura de transporte de gás. Enquanto a malha de gasodutos permanece concentrada no litoral, o potencial de produção de biometano está distribuído pelo interior do país. Nesse contexto, soluções como gasodutos virtuais, BioGNC, BioGNL e futuras redes estruturantes deverão desempenhar papel importante para ampliar o mercado. (Brasil energia)
Como funciona o VW Constellation 26.280, o caminhão ‘movido a lixo’ da Volkswagen
A Volkswagen Caminhões e Ônibus iniciou oficialmente sua participação no mercado brasileiro de caminhões pesados movidos a Gás Natural Veicular (GNV) ou biometano. São 56 unidades dos caminhões VW Constellation 26.280 a gás vendidos para a Loga, que faz a coleta de lixo urbano nas regiões norte e noroeste de São Paulo, atendendo 1,6 milhão de residências e mais de 700 bairros da capital paulista. Os veículos são equipados com motor Cummins de 6,7 litros, seis cilindros e 280 cavalos de potência alimentado com biogás que trabalha no Ciclo Otto, assim como os motores de carros flex ou movidos a etanol ou gasolina. Este tipo de motor pode ser alimentado com o GNV comum que vemos nos postos de combustíveis ou com o biometano proveniente de processos industriais ou do agronegócio. No caso dos caminhões da Loga, o gás virá do próprio aterro sanitário, rico em material orgânico. Assim, o caminhão roda com combustível proveniente do lixo. Com esta origem de seu combustível, os Constellation 26.280 da Loga vão trabalhar com uma redução de até 90% na emissão de carbono à atmosfera, pois sua energia é proveniente de uma fonte renovável e não fóssil. Os Constellation 28.260 da Volkswagen são equipados com cilindros que têm capacidade de 240 metros cúbicos de gás, o que confere ao caminhão uma autonomia de até 300 km. Os caminhões a gás seguem as mesmas normas de emissões de poluentes do padrão Euro 6 que os veículos movidos a diesel, desenvolvem potência e torque similares, mas emitem até 30% menos ruído. “Criamos esta solução para a Loga e apresentamos o conceito em 2024, quando iniciamos os testes operacionais para fazer as melhorias e a adequação do caminhão para a capacidade máxima de carga necessitada pela cliente. Com isso, desenvolvemos uma plataforma adequada para este tipo de operação, que poderá ser utilizada por outros clientes nesta mesma aplicação”, explica Ricardo Alouche, vice-presidente de marketing e vendas da Volkswagen Caminhões e Ônibus (VWCO). (Estadão)
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