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 2 de Setembro
Destaques: (i) Plenário do Senado aprova o projeto que cria o Redata (Valor); (ii) Com uma série de questões ainda indefinidas, agentes já falam em adiar leilões de baterias (Eixos); e (iii) Atraso em obras pode limitar dividendos e levar à caducidade de distribuidoras de energia (Megawhat)
Plenário do Senado aprova o projeto que cria o Redata
O plenário do Senado aprovou ontem (1) o projeto que cria o Regime Especial de Tributação para Serviços de Datacenter (Redata), sistema de incentivos fiscais para estimular a instalação e ampliação de centros de processamento de dados no país. O texto prevê a suspensão de tributos federais sobre equipamentos, com impacto fiscal estimado pela Receita em R$ 5,2 bilhões em 2026. Os senadores aprovaram a proposta sem alterações de mérito em relação ao texto aprovado pela Câmara, em fevereiro. Com isso, evitou-se uma nova votação pelos deputados e o envio à sanção presidencial. O relator, senador Cid Gomes (PSB-CE), disse que havia mais de 30 emendas, mas que, após conversas com o governo e com a presidência do Senado, prevaleceu a avaliação de que mudanças de mérito poderiam impedir a conclusão da votação durante o esforço concentrado do Congresso, esta semana. O Redata foi destravado após uma reunião do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) com os presidentes da Câmara, deputado Hugo Motta (Republicanos-PB), e do Senado, Davi Alcolumbre (União-AP). Em fevereiro, uma medida provisória sobre o tema caducou após os senadores não deliberarem sobre o assunto. Segundo Gomes, a agenda intensa da Câmara tornaria pouco provável uma nova análise do projeto ainda nesta semana caso o Senado promovesse alterações. O relator acolheu apenas ajustes que classificou como de redação. No parecer, foram parcialmente acatadas emendas que resultaram em três mudanças no texto. Uma delas substitui a expressão “sem similar nacional” por “sem produção nacional equivalente” para definir os equipamentos importados que poderão ter suspensão do Imposto de Importação. Cid afirmou que a formulação original deixava margem a diferentes interpretações e que a nova expressão tem uso mais consolidado. (Valor)
Com uma série de questões ainda indefinidas, agentes já falam em adiar leilões de baterias
Com uma série de questões ainda indefinidas, alguns agentes do setor elétrico já falam em adiar os leilões de baterias. É o caso do diretor presidente da Echoenergia, Liu Aquino, que pede a postergação dos certames até que a Lei nº 15.269/2025 seja alterada para que os custos dos leilões não sejam rateados apenas entre os geradores. Os leilões de baterias estão previstos para 2 e 4 de dezembro. O primeiro exige conteúdo local. “[A Echoenergia sugere] o encaminhamento ao Ministério de Minas e Energia e Casa Civil propondo a postergação do certame até o ajuste da lei, até que isso de fato seja consertado, com custo da gente ter um outro problema para resolver no futuro”, disse Aquino, nesta terça-feira (1°/9), durante audiência pública da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) sobre o tema. Segundo o diretor da empresa de geração renovável, a regra de rateio foi atribuída ao gerador na expectativa de que a redução do curtailment viabilizasse a recuperação das contas, o que não deve ocorrer. Além disso, ele argumentou que o sistema de pagamento do certame trava a expansão da matriz elétrica. Já o presidente da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), Rodrigo Sauaia, é contra a postergação dos leilões, mas considera que, idealmente, o problema do custeio deveria ser resolvido antes dos certames. (Eixos)
Atraso em obras pode limitar dividendos e levar à caducidade de distribuidoras de energia
A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira, 1º de setembro, a abertura de consulta pública para criar um indicador destinado a medir o cumprimento dos prazos de obras necessárias para novas ligações pelas distribuidoras de energia. As contribuições poderão ser apresentadas entre 3 de setembro e 19 de outubro. A consulta vai discutir a minuta de resolução e a Análise de Impacto Regulatório (AIR) que estabelecem o chamado Indicador de Atendimento de Mercado (IAM). Conforme voto da diretora-relatora, Agnes da Costa, a proposta surge diante do aumento do número de consumidores aguardando obras de conexão. Segundo dados apresentados pela área técnica, o estoque de ligações pendentes permanece acima de 75 mil desde 2023 e, mais recentemente, ultrapassou 100 mil. Em março deste ano, 55% das ligações pendentes estavam fora do prazo regulatório. Entre 2023 e 2026, em média, apenas 70,3% das ligações que exigiam obras foram concluídas dentro dos prazos estabelecidos pela regulamentação. Em alguns casos, os atrasos superaram 750 dias. A proposta escolhida pela área técnica prevê que o IAM seja calculado anualmente e combine dois critérios. O primeiro exige que pelo menos 90% das obras concluídas pela distribuidora no ano tenham respeitado os prazos regulatórios. O segundo considera o prazo médio de conclusão para três categorias de obras, atualmente limitadas a 60, 120 e 365 dias, dependendo das características da conexão. Para que a distribuidora cumpra o indicador, portanto, não bastará atingir o percentual mínimo de obras dentro do prazo. Os tempos médios de execução de cada categoria também deverão permanecer dentro dos respectivos limites regulatórios. A apuração será feita com informações enviadas pelas próprias distribuidoras. (Megawhat)
Mercado vê El Niño como risco e sobe preço da energia
A iminência de ocorrência do El Niño, fenômeno climático caracterizado pelo aquecimento das águas da superfície do Oceano Pacífico, já entrou na conta do mercado de energia elétrica brasileiro e, junto a outros componentes, têm alterado a dinâmica de preços, especialmente nos contratos futuros. A leitura da maior parte dos agentes do setor é que, embora as condições de armazenamento nos reservatórios das hidrelétricas estejam favoráveis justamente no período seco, a expectativa para o fenômeno, que normalmente afeta as chuvas na porção central do país, área que concentra reservatórios, unida a questões setoriais, tem modificado as curvas de preços usadas principalmente no ambiente livre de comercialização. O gerente da área de clientes da plataforma de negociação de energia N5X, Leandro Stamato, aponta que os ajustes nos preços são observados a partir de novembro deste ano. “Como estamos numa situação hidrológica boa e choveu muito no Sul, os preços na curva de curto prazo cederam, mas, sob o efeito do El Niño, a curva do preço no longo prazo subiu. Não é um comportamento comum”, afirmou. Os preços da energia com entrega em agosto, por exemplo, caíram 48,93% desde maio. Já o preço referente ao primeiro trimestre de 2027 avançou 25,75% entre abril e agosto, segundo extração de dados realizada na terça-feira (1) pela plataforma. Ele lembra que com os reservatórios cheios, no período seco, e diante da aproximação do período úmido, que sugere mais chuvas, o preço de longo prazo tenderia a ter comportamento diferente do que está sendo observado, ou seja, deveria cair. A principal razão para essa discrepância é o impacto no regime de chuvas na região chamada tecnicamente de submercado Sudeste/Centro-Oeste – divisão usada em termos elétricos que compreende Estados dessas duas regiões e também de parte do Norte e concentra 70% da capacidade de armazenamento do país. (Valor)
Gasmig traça plano para levar gás a todas as regiões de Minas Gerais
A estatal mineira Gasmig quer ampliar a presença do gás em Minas Gerais e levar infraestrutura a todas as regiões do Estado nos próximos cinco anos. O plano envolve diferentes frentes de expansão, do Norte ao Sul de Minas, com projetos-âncora capazes de viabilizar novos gasodutos, além de uma aposta bilionária no biometano para interiorizar ainda mais a oferta do energético. Em entrevista ao Alta Voltagem, programa de TV da CNN, o presidente da empresa, Gustavo De Marchi, disse que a estratégia inclui a extensão da rede no Sul do Estado, novos projetos no Norte mineiro e investimentos estimados em R$ 1 bilhão para desenvolver uma rede voltada ao biometano no Triângulo Mineiro. “O Estado de Minas tem porte continental com regiões muito ricas, mas cidades pobres espalhadas e o plano é chegar em todas as regiões”, disse. Hoje, o consumo de gás natural no mercado livre no Estado gira em torno de 3 milhões de metros cúbicos por dia. Marchi avalia que esse volume pode mais que dobrar caso grandes consumidores decidam substituir combustíveis mais poluentes em seus processos de descarbonização. Uma das frentes é o setor de mineração. A Gasmig vem buscando uma aproximação com as empresas do segmento para incentivar a substituição do diesel por um combustível menos poluente. A companhia também aposta na criação de corredores para descarbonizar o transporte, inicialmente com gás e, posteriormente, com combustíveis renováveis. (CNN Brasil)
Regras de comercialização entram em debate com mudanças no MRE e constrained-off
Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira, 1º de setembro, a abertura de consulta pública para discutir a versão 2027 das Regras de Comercialização de Energia Elétrica. As contribuições poderão ser enviadas entre 3 de setembro e 2 de outubro. A proposta, relatada pelo diretor Gentil Nogueira, reúne alterações regulatórias, aprimoramentos operacionais e adequações decorrentes de leis, resoluções e portarias recentes que impactam a contabilização e a liquidação do mercado de energia na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Segundo a Aneel, a intenção é concluir a análise ainda neste ano para permitir que as novas regras tenham vigência, em caráter excepcional, já a partir de dezembro de 2026 e janeiro de 2027. Entre os principais temas em discussão estão mudanças relacionadas ao Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), ao tratamento do constrained-off, à autoprodução, à exportação de energia de termelétricas e à operação diferenciada de usinas. Sobre a sazonalização da garantia física para fins de alocação no MRE, a proposta prevê determinação regulatória que elimina, a partir de 2027, a liberdade dos agentes para sazonalizar a garantia física utilizada no mecanismo. Pela proposta, a sazonalização passará a seguir integralmente o perfil médio de geração do MRE dos últimos cinco anos. Além disso, as exposições financeiras passarão a ser limitadas à garantia física sazonalizada, sem incidência sobre energia secundária. (Megawhat)
ONS aponta restrições na rede de SP para novas cargas de energia até 2029
O avanço de grandes consumidores de energia em São Paulo, como data centers, deve enfrentar nos próximos anos gargalos importantes para acessar a rede de transmissão, segundo avaliação do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico). Os dados constam na Nota Técnica de Quantitativos da Capacidade Remanescente do Sistema Interligado Nacional (SIN) na 1ª Temporada de Acesso de 2026, em que o órgão identificou capacidade remanescente nula em vários dos pontos de conexão analisados no Estado até 2029, cenário que pode melhorar com a entrada de reforços e novas instalações de transmissão previstas no planejamento do setor. A análise calcula a capacidade remanescente do SIN para novos acessos ou aumentos do Must (Montante de Uso do Sistema de Transmissão) de consumidores e geradores inscritos na temporada de acesso. Para 2029, o ONS apontou capacidade zero em pontos como Jaguara–Luiz Carlos Barreto de Carvalho, Anhanguera, Cabreúva, Campinas, Cubatão, Edgard de Souza, Gerdau, Ibiúna, Replan, Solvay e Sumaré. Os resultados indicam que a dificuldade não está necessariamente na existência de interesse de novos consumidores, mas na capacidade da infraestrutura de transmissão de acomodar os acessos nas condições estudadas pelo operador. Recentemente o CEO da CPFL, Gustavo Estrella, disse à CNN que a demanda de eletricidade de data centers cresceu 24% entre 2025 e 2026, impulsionada principalmente pela instalação de estruturas voltadas à inteligência artificial e serviços de computação em nuvem na região da Grande Campinas. (CNN Brasil)
Novos sinais de preço para o setor elétrico brasileiro
O mercado de energia elétrica apresenta características distintas dos mercados convencionais de bens e serviços. A principal diferença é a exigência técnica de equilíbrio instantâneo entre oferta e demanda, assegurado por um complexo sistema de geração e redes interligadas, sob coordenação operacional permanente entre os agentes, que no Brasil é da responsabilidade do Operador Nacional do Sistema (ONS). Em razão dessa característica, as relações econômicas do setor elétrico se organizam em um mercado institucionalmente constituído, com base em regras técnicas, comerciais e regulatórias que viabilizam as transações, físicas e econômicas, coordenam a operação e contribuem para a segurança do suprimento. Nesse arranjo, os sinais econômicos definidos pelo marco regulatório orientam as decisões dos agentes em consonância com custos, restrições físicas e necessidades de investimento. Nos segmentos de rede de transmissão e distribuição de energia elétrica, a necessidade de regulação econômica é ainda mais necessária. Por serem atividades classificadas como monopólios naturais, uma única infraestrutura atende determinado mercado a custos muito inferiores se fossem permitidas redes concorrentes e paralelas. Sem concorrência direta para disciplinar preços, custos e qualidade, cabe à agência reguladora atuar, com base em regramento legal, buscando conciliar os estímulos aos investimentos, garantir o equilíbrio econômico-financeiro das empresas concessionárias, e garantir a modicidade tarifária, limitando ganhos extraordinários decorrentes do poder de mercado. É na busca da conciliação destes objetivos que são definidas as tarifas reguladas de rede. O processo de transição energética está impondo novos desafios em razão direta da expansão das fontes renováveis, da geração distribuída (GD), da eletromobilidade e dos sistemas de armazenamento. Essas novas tecnologias estão alterando os fluxos de energia e a utilização das redes, enquanto a digitalização está ampliando a capacidade de medir e coordenar essas interações. (Valor)
Abeeólica propõe plano nacional com metas para reduzir curtailment
A presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica e Novas Tecnologias (Abeeólica), Elbia Gannoum, avaliou que o setor elétrico brasileiro não passa por uma reforma estrutural desde 2004 e defendeu uma agenda integrada para enfrentar problemas que hoje são tratados de forma fragmentada, como curtailment, armazenamento, expansão da rede e entrada de novas cargas. A avaliação foi apresentada nesta terça-feira, 1º de setembro, durante o lançamento do documento “Ventos para Transformar o Brasil”, com propostas da associação aos candidatos à Presidência da República. Entre as prioridades, a entidade propõe a criação de um plano nacional para reduzir os cortes de geração renovável, com diagnóstico por causa e região, metas anuais, critérios objetivos para classificar as restrições e uma carteira de soluções envolvendo transmissão, operação, armazenamento, resposta da demanda e novas cargas. Questionada sobre a avaliação de que a reforma do setor elétrico teria se limitado à abertura do mercado livre e à baixa tensão, Elbia afirmou que houve tentativas de modernização ao longo dos últimos anos, como a consulta pública nº 33, mas não uma reforma ampla. “Não houve reforma”, disse. Na avaliação da executiva, existe no setor energético um entendimento de que seria necessária uma ampla reforma. No entanto, ela considera difícil repetir uma mudança da dimensão da reforma realizada em 2004, diante da complexidade atual do setor e das dificuldades políticas e legislativas. Por isso, a presidente da Abeeólica avalia que o caminho pode vir pela realização de ajustes conforme eles sejam possíveis, mas com o cuidado de evitar soluções pontuais que aumentem a ineficiência econômica. (Megawhat)
J&F perde cautelar para adiar garantia de R$ 600 mi no LRCap
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) negou, por maioria, pedido de medida cautelar da J&F para suspender o prazo de emissão, pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), dos pareceres de acesso de nove projetos dos Consórcios ION vencedores do leilão de reserva de capacidade (LRCap) de 2026. A empresa buscava interromper a contagem do prazo até que a agência julgasse o recurso administrativo contra a inabilitação dos consórcios no certame. Com a negativa, permanece o cronograma para emissão dos pareceres de acesso pelo ONS. A decisão foi tomada a partir de voto divergente apresentado pela diretora Ludimila Lima da Silva. O relator do processo, Gentil Nogueira de Sá Júnior, ficou vencido ao defender a concessão da cautelar. A J&F manifestou interesse em participar como sócia dos projetos e foi responsável por solicitar ao ONS os pareceres de acesso das usinas. Segundo a empresa, o prazo para o ONS emitir os pareceres termina em 6 de setembro. Depois da emissão, a companhia terá cinco dias úteis para decidir se avança ou desiste da contratação do uso do sistema de transmissão. Segundo o processo, a J&F já aportou R$ 43,37 milhões em Garantia Financeira para Solicitação de Parecer de Acesso (GPA) para viabilizar a análise dos nove pedidos pelo ONS. Se decidir prosseguir, porém, torna-se necessária a apresentação da Garantia Prévia para Celebração do Cust (GPC), equivalente a 40 vezes o Encargo de Uso do Sistema de Transmissão (Eust). (Megawhat)
Engie, EDF e outras empresas desistem de 2,47 GW em eólicas e solares
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou a revogação de outorgas de projetos de geração eólica e solar que somam cerca de 2,47 GW, de titularidade de Engie, Pacto Energia, EDF Power Solutions, SR Energia, Proton Energy e Rio Energy, em três estados do Nordeste. A EDF Power Solutions teve revogadas as outorgas das eólicas LDA 8 a 12 e 18 a 20, que somam 341 MW. A empresa justificou o pedido em razão da inviabilidade econômico-financeira dos empreendimentos motivada pelo crescimento significativo do curtailment, à insuficiência de margem de escoamento e às inseguranças jurídicas e regulatórias associadas às políticas públicas vigentes. Os ativos estão situados no municipio de Urandi, na Bahia. Ainda no estado, mas na cidade de Sento Sé. a Engie conseguiu revogar as autorizações das UFVs Campo Largo Solar 1 a 4 e 8 a 12, num total de 308 MW. Segundo a empresa, a decisão de desistir dos projetos solares foi motivada pelo cenário atual de restrições sistêmicas, que limita a injeção plena de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN), reduz a previsibilidade da geração e compromete diretamente a viabilidade econômico-financeira originalmente projetada para os empreendimentos. Limitações na infraestrutura de transmissão também levaram a Pacto Energia a solicitar o cancelamento das autorizações das UFVs Solaris III a XXII, somando 1.040 MW. As usinas estão localizadas nas cidades de Açu e Carnaubais, no Rio Grande do Norte. Com esses pedidos, a Pacto chegou a 5,35 GW em projetos solares descontinuados nos últimos dois meses. (Megawhat)
Sistema Cantareira continua a operar na faixa de alerta em setembro
A ANA (Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico) e a SP Águas (Agência de Águas do Estado de São Paulo) mantiveram o sistema Cantareira, principal manancial de abastecimento da região metropolitana de São Paulo, na faixa 3, de alerta, em setembro. A determinação foi tomada porque, durante o mês de agosto, o Cantareira apresentou uma queda de 3,7 pontos percentuais no seu volume, passando de 36,7% em 31 de julho para 33% em 31 de agosto. Como o volume útil se encontra entre 30% e 40%, a operação do sistema em setembro continuará na faixa de alerta. Com isso, a Sabesp está autorizada a retirar do Cantareira até 27 metros cúbicos por segundo (27 mil litros) durante o mês. Além das residências da região metropolitana da capital, esse volume também abastece Campinas, nas bacias dos rios Piracicaba, Capivari e Jundiaí. Como medida de mitigação, a ANA autorizou a manutenção da captação de água transposta do reservatório da Usina Hidrelétrica Jaguari, na bacia do rio Paraíba do Sul, que abastece o Rio de Janeiro. Com a autorização, o volume anual máximo de água passível de transposição da usina Jaguari para o reservatório Atibainha, que faz parte do Cantareira, em 2026 passa de 162 hm³ (hectômetros cúbicos, ou 162 bilhões de litros) para até 268,28 hm³, alta de 66%. A medida vale até 31 de dezembro. (Folha de São Paulo)
De olho no LRCAP, fabricantes globais avançam na nacionalização de baterias no Brasil
A expectativa pelo primeiro leilão de baterias do Brasil, previsto para dezembro deste ano, já começa a influenciar as estratégias de grandes fabricantes globais de armazenamento, que vêm buscando parceiros locais para estruturar sua participação no certame. Somente na última semana, CATL e Jinko ESS anunciaram, durante a The smarter E South America, acordos com Moura e UCB Power, respectivamente, visando avançar na produção nacional de equipamentos. A aproximação ocorre após o desenho do certame prever a contratação de dois produtos: um destinado a sistemas com conteúdo local e outro aberto a equipamentos de origem estrangeira. A divisão criou uma disputa para soluções nacionalizadas e ajuda a explicar o movimento de fabricantes internacionais em busca de parceiros e capacidade produtiva no Brasil. Nesse cenário, a Jinko ESS assinou um MoU (Memorando de Entendimento) com a UCB Power para explorar oportunidades de cooperação no país. Entre os principais pontos do acordo está a possibilidade de industrialização das soluções da fabricante no país, de forma a atender aos requisitos de conteúdo local previstos para o leilão. A estratégia combina o portfólio internacional da Jinko ESS com a capacidade industrial da UCB Power, que possui plantas em Manaus (AM) e Extrema (MG) e atua há mais de 50 anos no segmento de armazenamento de energia. Outro fator considerado pelas empresas é o acesso a financiamento, já que a nacionalização poderá facilitar o acesso a alternativas disponíveis no país, incluindo linhas do BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social). (Canal Solar)
Governo de SP inicia etapa técnica para implantação de usinas solares em 25 municípios
Representantes dos municípios paulistas contemplados na iniciativa estadual para implantação de usinas solares em prédios públicos participaram, na última semana, da primeira reunião técnica para definir os próximos passos dos projetos. Coordenada pela Semil (Secretaria de Meio Ambiente, Infraestrutura e Logística), a iniciativa prevê investimento inicial de R$ 5 milhões do Fecop (Fundo Estadual de Prevenção e Controle da Poluição) e tem como objetivo ampliar o uso de energia renovável e reduzir os gastos das prefeituras com eletricidade. Participaram do encontro gestores públicos dos 25 municípios mais bem colocados no Chamamento Público “SP Solar nos Municípios”, todos com pontuação igual ou superior a 80, conforme resultado homologado no DOE (Diário Oficial do Estado) em 3 de julho. Durante a reunião, foram apresentadas orientações sobre a escolha dos locais para instalação das usinas fotovoltaicas, o levantamento do histórico de consumo de energia dos municípios, a consulta preliminar de viabilidade de conexão junto às distribuidoras e o funcionamento dos recursos disponibilizados pelo Fecop. Nesta primeira etapa, as prefeituras também receberam orientações sobre a documentação necessária para a elaboração dos projetos. Cada município poderá receber recursos para instalar uma usina com potência de até 75 kWp, capacidade que, segundo o governo estadual, seria suficiente para atender ao consumo equivalente de aproximadamente 50 residências. A Semil oferecerá apoio técnico e financeiro aos municípios contemplados até a implantação dos projetos. O número de cidades convocadas nesta primeira fase foi definido de acordo com a disponibilidade orçamentária inicial da iniciativa. (Canal Solar)
Sabesp mantém redução noturna da pressão da água em 8 horas em São Paulo
A Arsesp (Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de São Paulo) anunciou nesta terça-feria (1º) que a Sabesp manterá em 8 horas a diminuição da pressão noturna da água nos canos na região metropolitana de São Paulo. A agência seguiu a recomendação do Comitê de Integração das Agências para Segurança Hídrica, formado pela Arsesp e pela SP Águas (Agência de Águas do Estado de São Paulo), que também deliberou pela manutenção da faixa de atuação 2, sistema que leva em conta a situação dos mananciais e a previsão de chuvas. Com 43,3% do volume total nesta terça, o SIM (Sistema Integrado Metropolitano) está na faixa 3 da tabela há 12 dias, desde 21 de agosto, quando registrava o volume de 44,9%. No entanto, para haver uma alteração, é preciso que a faixa esteja ativa por 14 dias seguidos. A mudança de faixa prevista no contexto da metodologia de gestão hídrica do Estado de São Paulo é diferente da aplicada pela ANA (Agência Nacional de Águas) e SP Águas no que diz respeito à operação do sistema Cantareira. Nesta, o sistema permanece na faixa 3, de alerta, que estabelece que a Sabesp poderá retirar até 27 metros cúbicos por segundo do Cantareira. A Gestão de Demanda Noturna (GDN) é uma ação preventiva e temporária, e atende a uma deliberação da Arsesp, com o objetivo de preservar os reservatórios que abastecem a região, devido à fase de estiagem que começou no ano passado e continua sem previsão de terminar. (Folha de São Paulo)
Terça-Feira 1 de Setembro
Destaques: (i) Cortes de geração solar aumentam 21% nos oito primeiros meses de 2026 (Canal Solar); (ii) Abrema quer biogás de aterros no leilão de baterias (Eixos); e (iii) ANEEL debaterá regras dos primeiros leilões de baterias nesta terça-feira (Canal Solar)
Cortes de geração solar aumentam 21% nos oito primeiros meses de 2026
Dados do ONS (Operador Nacional do Sistema) apontam que o curtailment de usinas eólicas e solares cresceu cerca de 21% entre janeiro e agosto de 2026, na comparação com o mesmo período do ano passado, segundo análise realizada pelo Canal Solar. A geração de energia não realizada das duas fontes, chamada de GNRa, passou de 3.429 MW médios em 2025 para 4.122 MW médios neste ano. Na prática, são 693 MW médios adicionais neste ano que poderiam ter sido produzidos, mas foram cortados por alguma restrição do sistema. Os dados mostram que o aumento ocorreu mesmo sem avanço da geração efetivamente entregue. A soma da geração verificada com a energia cortada subiu de 19.055 MW médios para 19.735 MW médios. Já a geração realizada recuou ligeiramente, de 15.626 MW médios para 15.612 MW médios. Com isso, a parcela da energia não aproveitada passou de 18% em 2025 para 20,9% da geração potencial das usinas analisadas em 2026. O crescimento do curtailment foi provocado pelas restrições classificadas como razão energética. Esse tipo de corte ocorre, em geral, quando há excesso de oferta em relação à demanda ou falta de capacidade para escoar toda a produção disponível. Os cortes por razão energética saltaram de 1.706 MW médios para 2.837 MW médios. O aumento foi de 66,3%, ou 1.131 MW médios em apenas um ano. Essa modalidade passou a representar 14,4% da geração potencial em 2026, ante 9% no mesmo período de 2025. (Canal Solar)
Abrema quer biogás de aterros no leilão de baterias
A Associação Brasileira de Resíduos e Meio Ambiente (Abrema) quer que usinas a biogás instaladas em aterros possam participar de novos leilões voltados aos sistemas de armazenamento de energia. “Nós queremos participar também”, disse o presidente da entidade, Pedro Maranhão, em entrevista à agência eixos. Ele defende que os empreendimentos sejam reconhecidos como “baterias verdes”, por gerarem energia quando necessário e reduzirem as emissões de metano associadas aos resíduos. “Discutimos muito com o Ministério de Minas e Energia o leilão de baterias, porque os nossos aterros são as baterias. Nossa bateria produz energia 24 horas por dia, não precisa de sol, de chuva. Precisa de lixo, e lixo não vai faltar”, contou Maranhão. O primeiro Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) de baterias, previsto para dezembro, é destinado exclusivamente à contratação de sistemas de armazenamento de energia (BESS). Já o Leilão de Reserva de Capacidade na Forma de Potência, realizado em março de 2026, contratou térmicas majoriatariamente movidas a gás natural (80%), além de fontes como carvão mineral, diesel, óleo combustível, biodiesel e biometano. Segundo Maranhão, a geração a biogás de resíduos poderia ser acionada nos momentos de necessidade do sistema elétrico, cumprindo uma função semelhante à das baterias. (Eixos)
ANEEL debaterá regras dos primeiros leilões de baterias nesta terça-feira
A ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) realiza nesta terça-feira (1º) uma audiência pública para discutir as regras dos dois primeiros leilões brasileiros destinados à contratação de sistemas de armazenamento de energia em baterias de grande porte. A reunião, marcada para às 14h30, na sede do órgão regulador, em Brasília (DF), ocorre em meio à forte expectativa do mercado e a uma questão que pode ter impacto direto na viabilidade econômica dos projetos, ou seja, quem pagará pelos encargos destinados a sustentar os serviços prestados pelas baterias. A discussão ganhou novo elemento com a nota técnica divulgada pela ANEEL na segunda-feira (24). O documento apresenta três alternativas para distribuir os custos da contratação dos sistemas e recomenda um modelo que alcança todos os geradores, mas estabelece parcelas diferentes de acordo com a flexibilidade operativa de cada usina. A audiência está vinculada às Consultas Públicas nº 22 e nº 23 de 2026 e discutirá as minutas dos editais, anexos e contratos dos dois leilões de Reserva de Capacidade para armazenamento. O primeiro, de nº 05/2026, será realizado em 2 de dezembro e terá como foco o Armazenamento Nacional, com exigência de baterias fabricadas no Brasil. Em 4 de dezembro ocorrerá o Leilão nº 06/2026, de Armazenamento Geral, sem essa exigência. Ambos contratarão disponibilidade de potência por meio de sistemas autônomos de armazenamento e terão contratos de 15 anos, com início de suprimento em 1º de agosto de 2028. As contribuições às consultas poderão ser encaminhadas até 14 de setembro. (Canal Solar)
Aneel autoriza R$ 63,6 milhões em RAP para reforços de transmissão
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) autorizou reforços em três subestações de transmissão, com investimentos que somam R$ 63,6 milhões em Receita Anual Permitida (RAP). As obras, indicadas em diferentes edições do Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica (Potee), envolvem instalações da Axia Energia, Assú Transmissora de Energia e ISA Energia Brasil. Um dos pedidos autorizados é da Axia Energia e envolve reforços na subestação Piripiri, no Piauí, com foco em adequar uma solução que já foi efetivamente implantada pela transmissora. A decisão substitui parte das obras previstas originalmente em 2017 por um novo reforço, já em operação desde dezembro de 2021. A Resolução Autorizativa nº 6.233/2017 previa a substituição de três transformadores de 5 MVA por equipamentos de 10 MVA na subestação. No entanto, a Axia, então Chesf, questionou a necessidade de substituir dois desses equipamentos e buscou uma alternativa junto à distribuidora Equatorial Piauí. A solução adotada foi a instalação de um transformador trifásico de 31,25 MVA, cedido pela distribuidora em regime de empréstimo. O equipamento foi transferido de uma subestação da Equatorial e entrou em operação em 12 de dezembro de 2021. A Axia foi responsável pelos serviços de transporte, desmontagem, remontagem, infraestrutura, cabeamento, aterramento e comissionamento do equipamento. A alternativa foi posteriormente incorporada ao Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica (Potee), que retirou do planejamento a substituição dos dois transformadores originalmente prevista e passou a considerar a instalação do equipamento de 31,25 MVA. (Valor)
Geradores querem evitar que curtailment vire déficit contratual
Um grupo de geradores renováveis pediu à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) que os cortes de geração determinados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) por razão energética deixem de ser considerados para fins de déficit de geração e descumprimento contratual nos Contratos de Energia de Reserva (CER). Pelas regras atuais, o déficit pode levar a ressarcimentos que chegam a 115% do valor da energia não entregue. A proposta foi apresentada em parecer técnico-regulatório encaminhado à Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica (SGM) da autarquia, no contexto da revisão da Resolução Normativa nº 1.030/2022. O documento é assinado por EDF power solutions, Elera Renováveis, Enel, HRZ Energia, Ibitu Energia, Pontal Energy, Renova Energia, Rio Energy, Scatec, Serena Energia e Voltalia. A revisão da REN 1.030 vai adequar as regras de ressarcimento do curtailment à Lei 15.269/2025. A legislação estabeleceu mecanismos de compensação para cortes de geração elegíveis e prevê que, no caso dos contratos regulados por disponibilidade e nos CER, os volumes de energia correspondentes a esses cortes sejam reconhecidos contabilmente como energia entregue, reduzindo os ressarcimentos cobrados dos geradores pelo não cumprimento da obrigação contratual. O pleito das empresas trata especificamente do curtailment por razão energética. Segundo os geradores, esse tipo de corte tem natureza diferente dos eventos de responsabilidade do empreendimento que podem levar a um déficit contratual. Na prática, a usina permanece disponível, há recurso energético e capacidade técnica para geração, mas o ONS determina a redução da produção por necessidade do sistema. (Megawhat)
Governo inclui gasoduto para abastecer usinas termelétricas de megaleilão de energia no PAC
O governo do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) incluiu um projeto para construir um novo gasoduto e abastecer usinas termelétricas vencedoras do megaleilão de energia no Programa de Aceleração do Crescimento (Novo PAC). O projeto compreende a ampliação da rede da TAG (Transportadora Associada de Gás) no Nordeste e foi incluído no PAC no dia 14 de julho por decisão do Comitê Gestor do PAC, coordenado pela Casa Civil, a pedido do Ministério de Minas e Energia. O empreendimento é privado e será executado pela própria TAG, sem recursos no Orçamento da União, segundo a Casa Civil. De acordo com a pasta, o investimento estimado é de R$ 1,5 bilhão, integralmente de responsabilidade da empresa. O governo contratou, em março, usinas termelétricas e hidrelétricas para fornecer potência ao sistema elétrico pelos próximos 15 anos. Conforme o Estadão mostrou, o certame abriu uma disputa bilionária entre gigantes do setor elétrico e pode encarecer a conta de luz de consumidores de todo o País em mais de R$ 800 bilhões. O leilão foi questionado em função dos preços e da concentração em três grupos — BTG, Âmbar e Petrobras — e chegou a ser suspenso pela Justiça, mas a decisão foi revertida e o resultado foi homologado. As primeiras usinas começaram a funcionar em agosto. A Casa dos Ventos, empresa de energia eólica do empresário Mário Araripe, atuou para anular o leilão. (Estadão)
Após deixar distribuidoras sob aviso, ONS não realizou cortes de geração no fim de semana
O fim de semana terminou sem a necessidade de cortes de geração em usinas conectadas às redes de distribuição, apesar da possibilidade de acionamento do Plano de Gestão de Excedentes de Energia. O cenário havia sido sinalizado pelo ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) na sexta-feira (28), quando a entidade classificou como “média” a probabilidade de acionamento do plano no domingo (30). A avaliação estava relacionada à expectativa de baixa carga no SIN (Sistema Interligado Nacional), situação que pode provocar um excesso de geração em relação ao consumo de energia. Nesses períodos, o ONS atua inicialmente sobre a GC (Geração Centralizada), reduzindo a produção de usinas sob seu controle. Caso essas medidas não sejam suficientes para equilibrar geração e carga, o Plano de Gestão de Excedentes prevê a possibilidade de restrições também em usinas conectadas às redes de distribuição. No entanto, o desequilíbrio que poderia levar à necessidade de novos cortes não se concretizou durante o fim de semana. Durante a programação da operação realizada no sábado (29), as equipes técnicas do ONS verificaram que as condições esperadas para o SIN permitiriam manter a operação dentro dos parâmetros de segurança, sem necessidade de avançar para cortes nas redes de distribuição. Assim, não houve necessidade de acionar o Plano de Gestão de Excedentes no domingo (30). (Canal Solar)
Mato Grosso do Sul ganha dois novos complexos solares
Dois novos complexos solares iniciaram a operação comercial em Mato Grosso do Su. Seriemas e Rio Brilhante receberam investimentos de R$ 3 bilhões e somam 891 MW de capacidade instalada. Os projetos pertencem à Casa dos Ventos, que prevê investir R$ 5,2 bilhões no estado. O valor também inclui o Complexo Fotovoltaico Paraíso, em construção e com entrega prevista para 2027. Localizado em Paranaíba, Seriemas ocupa uma área de 940 hectares, reúne 889,2 mil módulos solares e possui 400 MW de capacidade instalada. O empreendimento recebeu investimentos de R$ 1,4 bilhão e conta com acordos de autoprodução de energia firmados com Dow e Aegea. Já o Complexo Solar Rio Brilhante está localizado ao sul de Campo Grande, próximo à divisa com Nova Alvorada do Sul. Com 491 MW de capacidade instalada, o empreendimento ocupa 1,1 mil hectares e possui mais de 1,1 milhão de módulos solares. Toda a energia gerada por Rio Brilhante será destinada à Sabesp por meio de um contrato de autoprodução. O investimento no projeto chegou a R$ 1,6 bilhão. O terceiro empreendimento, o Complexo Fotovoltaico Paraíso, está em construção desde abril de 2026 e terá 640 MW de capacidade instalada.
Artigo | O alerta para concessões diante do início da Reforma Tributária
A Reforma Tributária, instituída pela Emenda Constitucional nº 132/2023 e regulamentada pela Lei Complementar nº 214/2025 e normativas posteriores, é (ou deveria ser) o maior fator de preocupação para gestores do setor de infraestrutura atualmente. Embora a transição para o modelo composto pela CBS (Contribuição sobre Bens e Serviços) e pelo IBS (Imposto sobre Bens e Serviços) exija dos órgãos reguladores, das administrações públicas e das concessionárias a construção de metodologias capazes de apurar os impactos econômicos decorrentes dos diferentes desdobramentos da reforma sobre cada projeto, observa-se que grande parte das empresas e dos órgãos reguladores ainda se encontra em estágios iniciais de estudo, sem sequer compreender os principais impactos que serão enfrentados. A Reforma Tributária não produzirá efeitos uniformes sobre os contratos de concessão. A mudança de alíquota e os incentivos tributários farão com que alguns setores, como energia e telecomunicações, que já têm uma carga tributária elevada, tendam a sentir menos os efeitos diretos. Na outra ponta, o setor de saneamento provavelmente presenciará um aumento significativo na carga efetiva, impactando diretamente a viabilidade das metas de universalização do saneamento. No entanto, mesmo dentro de um mesmo setor, cada projeto será afetado de forma distinta. A magnitude e a direção do impacto dependem não só do cronograma do projeto e da composição dos custos operacionais e de capital, mas também da extensão das cadeias de fornecimento de insumos e serviços. Contratos com maior intensidade de investimentos em bens de capital tendem a se beneficiar do mecanismo de creditamento pleno estabelecido no novo sistema tributário, especialmente quando os investimentos são previstos para o início do projeto. (Agência Infra)
A conta da Alupar para investir R$ 10 bilhões sem abrir mão de dividendos
A Alupar, uma das maiores transmissoras de energia do Brasil, entrou no maior ciclo de investimentos de sua história. A companhia de transmissão e geração de energia tem R$ 10 bilhões em aportes previstos até 2031 para tirar do papel 14 projetos no Brasil e em outros três países da América Latina. A expansão, porém, não deve significar um freio nos dividendos. A empresa passou os últimos anos acumulando caixa justamente para conseguir financiar a nova fase sem sacrificar a remuneração aos acionistas. Hoje, a Alupar tem cerca de R$ 1,15 bilhão em caixa na holding. Parte desse dinheiro será usada como equity nos projetos em implantação. O restante do financiamento será levantado dentro das próprias sociedades de propósito específico, as SPEs, criadas para cada empreendimento. É uma engenharia que permite separar, em boa medida, o risco e o endividamento de cada projeto do balanço da holding. No Brasil, a companhia tem recorrido principalmente às debêntures de infraestrutura. No exterior, onde não existe instrumento equivalente, a dívida é captada no mercado, principalmente em dólares. Dos 14 projetos em desenvolvimento, quatro ficam no Brasil e dez estão distribuídos entre Peru, Colômbia e Chile. Quando todos estiverem operacionais, devem acrescentar cerca de R$ 1,3 bilhão em Receita Anual Permitida (RAP) à companhia. Entre os projetos estão a Transmissora de Energia Central Paulistana (TECP), no Brasil, e a TCN, no Peru. (Exame)
CNPE dá mais 90 dias para grupo concluir regulamentação da eólica offshore
O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) prorrogou por 90 dias o prazo para a conclusão dos trabalhos do grupo de eólicas offshore, responsável por estabelecer medidas para regulamentar e viabilizar a aplicação da Lei nº 15.097/ 2025, conhecida como Lei das Eólicas Offshore, no Brasil. A extensão permitirá ao grupo finalizar os trabalhos, apresentar o relatório final ao CNPE e concluir as demais entregas previstas na Resolução nº 18/2025. Inicialmente, a equipe contava com 270 dias para concluir os trabalhos e apresentar a proposta de decreto, prevista para o primeiro semestre de 2026. O GT foi criado no dia 1 de outubro com o objetivo de desenvolver a base regulatória federal para o setor, incluindo a definição prévia de áreas, as regras para solicitação da Declaração de Interferência Prévia (DIP) e os critérios de qualificação técnica e econômico-financeira. Segundo o MME, o Brasil tem potencial estimado em mais de 1,2 TW para geração eólica offshore, distribuído pelas regiões Nordeste, Sudeste e Sul. Estudos apontam que, em áreas costeiras de até 50 metros de profundidade e ventos a 100 metros de altura, existe uma capacidade aproveitável de 697 GW. (Megawhat)
UCB Power e Jinko fecham parceria para nacionalizar BESS de olho no LRCap
A UCB Power e a Jinko ESS assinaram um memorando de entendimento (MoU) para explorar oportunidades de cooperação voltadas à nacionalização de sistemas de armazenamento de energia (SAE) no Brasil. A parceria busca aproveitar as oportunidades abertas pelo leilão de reserva de capacidade para armazenamento, marcado para dezembro deste ano. O acordo prevê a avaliação de oportunidades para a industrialização, no Brasil, das soluções de armazenamento desenvolvidas pela Jinko ESS, criando condições para que os equipamentos possam atender aos requisitos de conteúdo local previsto no edital do certame. Segundo as empresas, a iniciativa pode ampliar o acesso das empresas a projetos que exijam soluções de armazenamento com componentes e equipamentos nacionalizados. “A nacionalização também poderá facilitar o acesso a alternativas de financiamento disponíveis no Brasil, incluindo linhas do BNDES, de acordo com os critérios e requisitos aplicáveis a produtos e projetos com conteúdo local. Na prática, a iniciativa busca aproximar uma tecnologia de armazenamento de alcance global das condições e necessidades específicas do mercado brasileiro”, afirma Vinicius Berná, diretor-executivo Comercial e de Novos Negócios da UCB Power. (Megawhat)
Desafios e oportunidades dos biocombustíveis
O Brasil construiu, ao longo de cinco décadas, o programa de biocombustíveis mais consistente do mundo. O álcool combustível e sua mistura à gasolina começou a ser estimulada ainda na década de 1930, mesmo que em proporções pequenas. Além de reduzir a dependência do petróleo, tornou-se importante como aditivo de octanagem, substituindo o chumbo tetraetila usado por décadas, mas altamente tóxico. O choque do petróleo dos anos 1970 trouxe o Proálcool e na sequência o carro movido exclusivamente a álcool. A queda do preço do petróleo e crises de abastecimento enfraqueceram esse modelo. A reversão veio em 2003 com o carro Flex, tecnologia que transferiu ao consumidor a escolha entre gasolina e agora, o etanol. Um novo passo veio em 2017, com o RenovaBio e o Crédito de Descarbonização, o CBIO. Além das obrigações de mistura física de biocombustíveis passou-se a reconhecer também o desempenho ambiental. Produtores certificados emitem CBIOs. Os distribuidores de combustíveis recebem metas compulsórias de descarbonização. Em 2024, veio a legislação do Combustível do Futuro, estabelecendo novas faixas de mistura com os fósseis. O CNPE fixa as misturas respeitando as condições técnicas. Criou o Programa Nacional de Combustível Sustentável de Aviação orientando uma nova fronteira. Estabeleceu metas de redução das emissões dos voos domésticos. O desafio agora é transformar potencial agrícola e tecnológico em capacidade industrial. Novas plantas de combustível de aviação SAF exigem investimentos elevados, contratos de longo prazo e segurança sobre a demanda futura. No transporte marítimo, a oportunidade brasileira é grande, mas a incerteza também. Diferentemente da aviação, onde o SAF já se consolida como referência, ainda não existe uma rota tecnológica claramente vencedora para descarbonizar os navios. (Valor)
Abrace calcula em 25% possível redução em tarifas de transporte de gás
A Associação Brasileira dos Grandes Consumidores de Energia e Consumidores Livres (Abrace Energia) se manifestou diante da judicialização da metodologia de cálculo da Base Regulatória de Ativos (BRA) das transportadoras de gás natural, defendendo “transparência e rigor técnico pelo regulado”. A BRA é parte importante no cálculo das tarifas de transporte, e a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) trabalha na revisão tarifária da TAG e NTS para o ciclo 2026-2030. De acordo com a Abrace, o cálculo proposto pela ANP e questionado na Justiça pela Associação de Empresas de Transporte de Gás Natural por Gasoduto (ATGás) pode reduzir em 25% das tarifas de transporte de gás no país, e a diferença em relação à metodologia defendida pelas transportadoras pode chegar a R$ 1,3 bilhão. “Para a Abrace, esse é um debate técnico, que deve ser arbitrado pelo agente regulador, com transparência e ouvindo os agentes envolvidos no processo”, diz a associação em nota. A entidade diz não questionar o direito das transportadoras à adequada remuneração de seus ativos, mas avalia ser necessário evitar que investimentos já remunerados sejam novamente incorporados à base utilizada para calcular as tarifas futuras. A Abrace indica que o Brasil tem um dos custos de transporte de gás “mais caros do mundo”, e avalia que uma redução neste custo pode aumentar a competitividade do gás natural, fortalecer o mercado livre e melhorar a reindustrialização do país. (Megawhat)
Preço por oferta não exclui modelos computacionais, diz Gustavo Ataíde
O avanço de mecanismos de mercado na formação do preço da energia não deve substituir os modelos computacionais usados no planejamento e na operação do sistema elétrico. A avaliação é do secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia (MME), Gustavo Ataíde, que afirmou que as duas frentes devem avançar de forma paralela. “Não acho que o preço por oferta seja excludente de um modelo em que você ainda precise de modelos de otimização. Na verdade, acho que o caminho será conviver com essas duas dimensões”, disse Ataíde em entrevista ao MinutoMega publicado nesta segunda-feira, 31 de agosto. Segundo o secretário, o ministério vê como necessário ampliar o espaço para mecanismos de mercado na formação de preços, ao mesmo tempo em que trabalha na modernização das ferramentas computacionais utilizadas pelo setor. Uma das frentes em andamento é a discussão conduzida no âmbito da Comissão Técnica para o Programa Mensal da Operação e Formação do Preço de Liquidação das Diferenças (CT PMO/PLD) sobre o desenvolvimento de novos modelos para apoiar a formação de preços e o planejamento da operação e da expansão. Ataíde afirmou que os modelos atuais enfrentam dificuldades para representar um sistema que se tornou mais complexo com as transformações tecnológicas dos últimos anos. A substituição ou evolução dessas ferramentas, porém, exige etapas de desenvolvimento, validação e operação em período sombra. (Megawhat)
Data centers da Pahlavan perdem disputa para reservar espaço na rede
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) negou pedido de medida cautelar das empresas Pahlavan Ventures One, Pahlavan Ventures Two e Pahlavan Ventures Three para manter três projetos de data centers na fila de acesso à rede básica até que surgisse capacidade para ampliar o consumo dos empreendimentos. Os três empreendimentos integram o Complexo Pahlavan, em Paulínia, São Paulo, com conexão compartilhada no barramento de 440 kV da subestação Replan. As empresas pretendem elevar, a partir de 2029, o Must de cada unidade de 71 MW para 157 MW. O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), no entanto, concluiu pela inviabilidade técnica dos incrementos. Os estudos apontaram problemas de carregamento na transmissão, especialmente uma sobrecarga na linha Fernão Dias–Bom Jardim, em 440 kV, em caso de contingência da linha Fernão Dias–REC Bandeirantes. Segundo a análise, nem as obras futuras consideradas seriam suficientes para eliminar a restrição no horizonte avaliado. O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), no entanto, concluiu pela inviabilidade técnica dos incrementos. Os estudos apontaram problemas de carregamento na transmissão, especialmente uma sobrecarga na linha Fernão Dias–Bom Jardim, em 440 kV, em caso de contingência da linha Fernão Dias–REC Bandeirantes. Segundo a análise, nem as obras futuras consideradas seriam suficientes para eliminar a restrição no horizonte avaliado. A diretoria da Aneel negou a cautelar por meio do despacho nº 3.319/2026. A análise de mérito da área técnica também concluiu que não há fundamento para assegurar aos projetos prioridade sobre uma capacidade futura que hoje não está disponível. “O que já foi contratado deve ser preservado; o que ainda não foi contratado deve submeter-se ao regime vigente”, resumiu a área técnica. (Megawhat)
Governo estende prazo para grupo avaliar pequenos reatores nucleares
O Comitê de Desenvolvimento do Programa Nuclear Brasileiro (CDPNB) prorrogou por 90 dias o prazo para conclusão dos trabalhos do grupo técnico responsável por estudar a infraestrutura nacional para a instalação de pequenos reatores modulares (SMRs) em terra. Sob coordenação do Ministério de Minas e Energia, o grupo foi criado em janeiro deste ano, com prazo inicial de 180 dias para a conclusão dos trabalhos. A prorrogação começa a contar a partir de 9 de setembro de 2026. A equipe foi criada com o objetivo de avaliar aspectos técnicos, regulatórios e institucionais necessários à adoção de novas tecnologias nucleares no país. Entre os temas prioritários estão a definição de locais para instalação, a gestão de rejeitos radioativos, a formação de mão de obra qualificada, os modelos operacionais, as estruturas de financiamento, a seleção tecnológica e o desenvolvimento da cadeia de suprimentos. A expectativa é que a equipe elabore um documento consolidado com diretrizes e recomendações capazes de subsidiar decisões estratégicas no âmbito do Programa Nuclear Brasileiro. (Megawhat)
Scala perde recurso para dispensar garantia de acesso de data centers
A Scala Data Centers perdeu recurso na Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para afastar a exigência de garantia financeira para acesso à rede básica dos projetos Campus Jundiaí, em São Paulo, e AI City, em Eldorado do Sul, no Rio Grande do Sul. A diretoria da agência negou provimento ao recurso da companhia contra decisão anterior que havia rejeitado o pedido para suspender a exigência a consumidores interessados em acessar a rede básica a apresentação de Garantia de Parecer de Acesso (GPA) e de Garantia Prévia para Celebração do Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (GPC). A Scala buscava afastar a exigência da GPC e preservar a prioridade, a reserva de capacidade e os horizontes previstos nos pareceres de acesso de seus projetos. A companhia argumentou que os processos de acesso dos data centers foram estruturados antes da edição da Resolução nº 1.122/2025 e da criação da Política Nacional de Acesso ao Sistema de Transmissão (Pnast). Segundo a Scala, a aplicação das novas exigências aos projetos contrariaria princípios como segurança jurídica e proteção da confiança legítima. No voto que embasou a decisão, o diretor Gentil Nogueira de Sá Júnior acompanhou o entendimento da área técnica de que a exigência das garantias decorre de uma regra geral da Aneel. O relator destacou que, durante a elaboração da Resolução nº 1.122/2025, a agência chegou a avaliar a criação de uma regra de transição para empreendimentos em andamento, mas decidiu pela aplicação imediata das novas condições. (Megawhat)
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