Veja aqui as informações e notícias mais recentes sobre o setor elétrico. A curadoria do conteúdo é feita por nossos especialistas, considerando a importância do tema para o mercado.
O QUE SÃO USINAS REVERSÍVEIS
12/6/2026
Usinas reversíveis (ou usinas hidrelétricas de bombeamento) são instalações que funcionam como uma espécie de "bateria gigante" para o sistema elétrico.
O princípio é simples:
Quando há excesso de energia elétrica (por exemplo, durante a madrugada ou quando há muita geração solar/eólica), a usina usa essa eletricidade para bombear água de um reservatório inferior para um reservatório superior.
Quando a demanda por energia aumenta, a água armazenada no reservatório superior é liberada para descer através de turbinas, gerando eletricidade, como em uma hidrelétrica convencional.
Por que elas são importantes?
Armazenam energia em larga escala.
Ajudam a equilibrar a rede elétrica.
Complementam fontes renováveis intermitentes, como solar e eólica.
Podem responder rapidamente a picos de consumo.
Eficiência
Nem toda a energia usada para bombear a água é recuperada depois. Em geral, a eficiência global fica entre 70% e 85%.
Exemplo prático
Imagine que durante o meio-dia há muita geração solar e sobra energia. Em vez de desperdiçá-la, essa energia é usada para elevar água ao reservatório superior. À noite, quando o Sol se põe e o consumo aumenta, a água retorna pelas turbinas e gera eletricidade.
No Brasil
O Brasil possui grande potencial para esse tipo de empreendimento devido à sua geografia e experiência em hidrelétricas. Projetos de usinas reversíveis vêm sendo estudados para aumentar a capacidade de armazenamento do sistema elétrico e facilitar a integração de fontes renováveis.
Em resumo, uma usina reversível não cria energia, mas armazena energia elétrica na forma de energia potencial da água, liberando-a quando necessário.
FRAGMENTOS EXTRAÍDOS DA NEWSLETTER OSE (O SETOR ELÉTRICO) DE 10/06/2026
23/6/2026
- Portaria nº 111/2025 MME e os desafios para digitalização da medição no Brasil
Por: Tibúrcio Valeriano Dantas Gurgel
Um dos temas mais discutidos atualmente no setor elétrico brasileiro é a adoção de medidores inteligentes (smart meters) e seus potenciais benefícios para o mercado de distribuição de energia. Esse movimento é impulsionado por transformações estruturais, como a abertura do mercado de baixa tensão a partir de 2027 (Lei nº 15.269/2025), a intenção da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) em implementar a tarifa branca compulsória para consumidores com consumo superior a 1 MWh (Consulta Pública 046/2025), a crescente penetração da geração distribuída, o avanço dos sistemas de armazenamento de energia (BESS) e o aumento das vendas de veículos elétricos.
Com a operação das redes de distribuição mais complexas, é exigido das distribuidoras o avanço acelerado da medição inteligente, sendo indispensável para a integração com sistemas avançados de automação, como o ADMS. Essa conectividade em tempo real permite que as distribuidoras gerenciem a crescente complexidade operacional com maior precisão, otimizando o controle do nível de tensão, o despacho de equipes e a detecção automatizada de falhas.
Além dos ganhos operacionais, os sistemas de medição inteligente proporcionam benefícios diretos aos consumidores como o monitoramento em tempo real do consumo por meio de aplicativos, alertas de uso de energia e entrega digital das faturas.
Apesar desses avanços potenciais, a realidade brasileira ainda está distante de um cenário de ampla digitalização. Estima-se que cerca de 5% dos medidores de baixa tensão no país sejam inteligentes. Entre os principais entraves identificados está o custo maior do ativo em relação aos medidores convencionais e a atualização das regras tarifárias, permitindo o reconhecimento anual nas tarifas, dos investimentos em digitalização das redes.
Nesse cenário, a COPEL se destaca com o maior programa de instalação de medição inteligente do Brasil, abrangendo 157 municípios do sul do estado do Paraná e totalizando cerca de 2 milhões de medidores instalados, o que corresponde a quase 40% dos consumidores de baixa tensão de sua área de concessão.
A realidade europeia é bastante distinta, de acordo com a Agência da União Europeia para a Cooperação dos Reguladores de Energia (ACER), em seu Relatório de Monitoramento de Mercado, 54% das residências europeias já possuíam medidores inteligentes de eletricidade ao final de 2021, em alguns países a taxa de penetração havia ultrapassado 80%, com destaque para a Itália, Espanha, Portugal, Finlândia e Reino Unido.
Diretrizes definidas pelo Ministério de Minas e Energia (MME) por meio da Portaria nº 111/2025
Com o objetivo de promover a modernização do sistema de medição no Brasil, o MME publicou a Portaria nº 111/2025 (atualizada pela Portaria nº 126/2026) que estabelece diretrizes gerais para a digitalização gradual das redes e do serviço de distribuição de energia elétrica em baixa tensão.
A portaria define uma meta de implantação, em 24 meses, de 4% de medidores inteligentes de forma incremental em todas as concessões do Brasil. Ela também determina que as distribuidoras apresentem à ANEEL, até 29 de fevereiro de 2028, uma Análise de Custo-Benefício (ACB) referente à implementação dos sistemas de medição inteligente e que elaborem planos de implementação quando a ACB resulte em valores positivos. A portaria também estabelece as funcionalidades mínimas que os sistemas de medição inteligente devem conter.
Requisitos mínimos dos medidores
A portaria estabeleceu um conjunto de funcionalidades obrigatórias mínimas para caracterizar os sistemas de medição como inteligentes. Esses requisitos encontram-se atualmente em processo de detalhamento no âmbito da Consulta Pública nº 01/2026 da ANEEL, que deverá consolidar as especificações técnicas aplicáveis aos medidores, orientando fabricantes e distribuidoras quanto à sua implementação.
As principais funcionalidades previstas na referida portaria incluem:
leitura de dados, suspensão e religamento remotos;
preservação de registros durante as interrupções de energia e registro com data e hora das interrupções;
registro de ocorrências de alterações realizadas na programação do medidor;
mecanismos de segurança cibernética e de interoperabilidade;
alarme antifraude;
gestão de consumo por interface em aplicativo disponibilizado pela distribuidora;
comunicação remota via interface com o sistema de medição Advanced Metering Infrastructure (AMI).
Dentre essas funcionalidades, destaca-se a interoperabilidade do sistema de medição, que se refere a uma camada de aplicação padronizada, responsável por estabelecer os requisitos funcionais, as estruturas de dados, os comandos e as regras de integração do ecossistema de medição inteligente. Em outras palavras, o sistema deve garantir que a comunicação e os comandos funcionem mesmo quando ocorrer a substituição de um medidor por outro de fabricante distinto.
A experiência internacional comprova que padrões abertos são vitais para a medição inteligente em larga escala, pois evitam a dependência tecnológica (vendor lock-in) e a fragmentação do mercado. Contudo, essa autonomia exige a padronização da comunicação entre os medidores e as camadas de software, abrangendo o gerenciamento da rede (NMS), a coleta de dados (MDC) e a gestão da medição (MDM). Superar esse desafio é o que garante a plena interoperabilidade.
Atualmente, a predominância de protocolos proprietários entre os principais fabricantes de medidores no Brasil inviabiliza a interoperabilidade na camada de rede. Isso impede que um único sistema de gestão (NMS/MDC) colete e gerencie dados de forma padronizada dos medidores inteligentes instalados, quando os fornecedores forem distintos.
Nessa linha, a ANEEL e a ANATEL precisam definir claramente os protocolos e padrões de comunicação, especificando como os equipamentos e sistemas devem se comunicar entre si, independentemente das tecnologias utilizadas nas camadas inferiores de softwares ou hardwares, garantindo assim que fabricantes e distribuidoras desenvolvam sistemas efetivamente interoperáveis.
Para a substituição do medidor convencional por um medidor inteligente, as concessionárias precisam comprovar a viabilidade do investimento, ou seja, os benefícios da troca precisam superar os investimentos e despesas associados à substituição.
A CP nº 001/2026 da ANEEL, também avaliará as contribuições sobre os critérios para definição do modelo de análise do custo-benefício e a definição dos planos para implementação dos medidores inteligentes, regulamentando as demais diretrizes da Portaria nº 111/2025 do MME.
Entre os principais benefícios da instalação dos medidores inteligentes considerados pela ANEEL, destacam-se a redução das perdas não técnicas, a redução da inadimplência, a diminuição dos custos operacionais e a melhoria da qualidade do serviço, especialmente pela redução do tempo de interrupção de energia. No que se refere aos custos operacionais, os principais ganhos estão associados à leitura remota, à entrega de fatura digital e à suspensão e religação do fornecimento de forma remota.
Do lado dos custos, destacam-se a significativa diferença de preço entre os equipamentos inteligentes e os medidores convencionais — de três a cinco vezes mais caros —, o custo de substituição dos equipamentos, os investimentos necessários para expansão da infraestrutura de TI e telecomunicações, e o aumento dos custos de comunicação (dados e mensagens).
- Santo André/SP sedia principal Congresso de Iluminação do país
Debatendo temas como telegestão, faturamento de energia na iluminação pública e reforma tributária, CPIIC ocorrerá entre os dias 9 e 10 de junho, no Parque Tecnológico
Santo André se prepara para ser a capital da iluminação pública. Referência nacional no assunto, a cidade receberá o Congresso Paulista de Iluminação e Cidades do Futuro (CPIIC), entre os dias 9 e 10 de junho, no Parque Tecnológico. O evento contará com palestras de especialistas – inclusive internacionais – painéis e muita troca de experiência. As inscrições são gratuitas para integrantes do poder público.
A abertura da programação terá como tema “Criamos pontes para as cidades do futuro: governança, cooperação e infraestrutura”. A continuação do evento vai trazer o case de Santo André como infraestrutura digital e resiliente. A cidade vai ter áreas dedicadas para apresentar suas soluções como o sistema de gestão da iluminação pública, chaves de controle e automação, telegestão, redes LoRa IoT, projetos de eficiência energética, bocas de lobo inteligentes e outros dispositivos que fizeram o município se tornar referência no que diz respeito às cidades inteligentes.
Serão abordados ainda temas ligados a telegestão e faturamento de energia na iluminação pública, reforma tributária e seus impactos no setor, transformação digital, conectividade, IoT (Internet das Coisas) e AIoT (Inteligência Artificial das Coisas), eficiência energética, planejamento energético urbano e infraestrutura da qualidade na iluminação pública.
De acordo com o engenheiro eletricista e coordenador do comitê de Telegestão da Associação Brasileira das Concessionárias Privadas de Iluminação Pública (ABCIP), Luciano Rosito, o evento é uma grande oportunidade para a troca de conhecimentos e aprimoramento do segmento no estado de São Paulo. “É o momento de compartilharmos experiência e avanços dos sistemas com o poder público que vai poder usufruir e entregar melhores resultados para a população através do uso da tecnologia de forma consciente” ressalta o especialista, que participará do painel sobre Telegestão.
Para Gilvan Ferreira, prefeito de Santo Andre (SP), receber esse congresso reforça o protagonismo do município na construção de políticas públicas inovadoras e sustentáveis. “Nossa cidade vem investindo em tecnologia, eficiência energética e modernização da iluminação pública como ferramentas para melhorar a segurança, a mobilidade e a qualidade de vida da população. Sediar um evento deste porte, com especialistas do Brasil e do Exterior, também fortalece o Parque Tecnológico como espaço de inovação, conhecimento e desenvolvimento de soluções para as cidades do futuro”, destaca o prefeito Gilvan Ferreira.
“Temos a honra de contar com Santo André como grande parceiro nesta discussão tão importante ao futuro das cidades brasileiras. A expansão do uso do COSIP e melhor aproveitamento da infraestrutura da iluminação pública se tornam portas para transformação digital de centros urbanos, de todos os portes, vetor de mais políticas públicas e qualidade de vida a todos nós, brasileiros. Teremos uma edição propícia a esse debate, unindo agentes públicos, especialistas e players de mercado num ambiente de muito conhecimento agregado, a serviço da gestão pública”, destaca Juliana Ulian, idealizadora do CPIIC.
O Congresso Paulista de Iluminação e Cidades do Futuro é realizado pela GHM Solutions, conta com o Parque Tecnológico de Santo André e a Prefeitura de Santo André como apoiadores anfitriões e patrocínios de Embrastec, M2M, REEME, Exatron, Ixion Soluções Urbanas, UL Solutions, Vitális Soluções em Energia, Ilumina Lux Energia, IluminSystem, Repume Iluminação, Tecnowatt Iluminação, Smart Green, Unidesk, Bright Cities, Energy Pass, FCITYS Future City Solutions, IPGC, OSPA, Soneres Brasil, I4 Brasil, Ledstar, Exper Soluções Luminotécnicas, NET Telecom e Grupo Zopone.
- Aplicações de Sistemas de Armazenamento no setor Elétrico Brasileiro e exterior
Por Michele dos Reis Pereira
QUANDO A TECNOLOGIA PASSA A CRIAR VALOR PARA O SISTEMA
Nos fascículos anteriores, foram apresentados os fundamentos físicos do armazenamento de energia e o panorama das principais tecnologias disponíveis, evidenciando que não existe uma solução única capaz de atender a todas as necessidades do sistema elétrico. Cada tecnologia ocupa um nicho bem definido, condicionado por características como tempo de resposta, duração de descarga, eficiência, vida útil e custo.
A compreensão dessa diversidade leva, de forma natural, a uma questão central: onde, efetivamente, o armazenamento cria valor no sistema elétrico real?
É a partir dessa pergunta que se desenvolve este artigo. O foco deixa de ser a tecnologia em si e passa a ser os serviços que os sistemas de armazenamento prestam ao sistema elétrico, com ênfase em aplicações práticas já observadas no Brasil e em experiências internacionais, que vêm servindo de referência para o planejamento setorial.
Mais do que “energia guardada”, o armazenamento de energia constitui um recurso ativo de flexibilidade do sistema elétrico, capaz de dissociar, no tempo e no espaço, o momento da geração e o momento do consumo. Ao fornecer flexibilidade operacional, esses sistemas permitem absorver excedentes energéticos, suprir déficits temporários e responder rapidamente a variações de carga e geração, devolvendo ao operador do sistema graus de liberdade que se reduzem progressivamente com o aumento da participação de fontes renováveis intermitentes. Nesse contexto, o armazenamento passa a ser um elemento central para a operação segura, eficiente e resiliente do sistema elétrico moderno.
REGULAÇÃO DE FREQUÊNCIA: UM NOVO PAPEL EM UM SISTEMA CADA VEZ MAIS ELETRÔNICO
A frequência elétrica é um dos principais indicadores da saúde de um sistema elétrico. Pequenos desvios refletem desequilíbrios instantâneos entre geração e carga; desvios mais significativos podem levar à atuação de proteções automáticas e, em situações extremas, a apagões sistêmicos.
Historicamente, a regulação da frequência no Brasil e no mundo foi garantida pela inércia natural das grandes máquinas síncronas das usinas hidrelétricas e termelétricas. Com o crescimento acelerado de fontes conectadas por inversores eletrônicos — como a solar fotovoltaica e a eólica — essa inércia mecânica vem sendo progressivamente substituída por controles eletrônicos, exigindo novas estratégias de estabilidade.
Nesse contexto, os sistemas de armazenamento, especialmente baterias e volantes de inércia, assumem papel central. Seu tempo de resposta da ordem de milissegundos torna esses recursos particularmente adequados para o controle primário e secundário de frequência, a resposta rápida a contingências e o amortecimento de oscilações eletromecânicas.
No Brasil, esse papel começa a ser formalmente reconhecido com o Leilão de Reserva de Capacidade – modalidade Armazenamento, previsto para 2026. Os requisitos técnicos estabelecidos pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), incluindo a exigência de operação como fonte formadora de rede (grid-forming), sinalizam uma inflexão relevante no paradigma operacional: os sistemas de armazenamento deixam de atuar apenas como recursos seguidores da rede, limitados a responder passivamente a desvios de frequência, e passam a exercer papel ativo na formação da referência elétrica do sistema, contribuindo diretamente para a sustentação da frequência, para o controle dinâmico do ângulo e da magnitude da tensão e para o fornecimento de inércia sintética e amortecimento eletromecânico em condições normais e pós-perturbação.
Experiências internacionais reforçam esse movimento. No Reino Unido, a National Grid utiliza baterias de grande porte para o serviço de Enhanced Frequency Response, reduzindo a necessidade de geração térmica em espera. Na Austrália, a bateria de Hornsdale tornou-se referência mundial ao demonstrar redução mensurável de custos sistêmicos e maior velocidade de resposta em eventos críticos.
SUPORTE DE TENSÃO E CONTROLE DE POTÊNCIA REATIVA NAS REDES
Outro desafio crescente, especialmente nas redes de distribuição, está associado ao controle de tensão. A presença massiva da geração fotovoltaica distribuída, combinada com redes originalmente projetadas para fluxo unidirecional de potência, intensificou problemas de sobretensão em horários de baixa carga, subtensão em períodos de pico e violações recorrentes de limites regulatórios de qualidade da energia.
Equipados com eletrônica de potência avançada, os sistemas de armazenamento podem operar com controle dinâmico de potência reativa, por meio de funções como Volt-VAr e Volt-Watt. Essa capacidade permite estabilizar a tensão em alimentadores críticos, reduzir a necessidade de bancos de capacitores e reguladores eletromecânicos e responder de forma contínua às variações rápidas de carga e geração.
No Brasil, o projeto de microrrede com armazenamento implementado em Minas Gerais, no município de Serra da Saudade, visa proporcionar ganhos concretos de qualidade do fornecimento, redução de compensações financeiras por violação de indicadores regulatórios e melhoria da resiliência local. Em mercados mais maduros, como o da Califórnia, sistemas de armazenamento conectados à distribuição já substituem reforços tradicionais em subestações urbanas densas, oferecendo maior rapidez de implantação e menor impacto ambiental.
MICRORREDES E RESILIÊNCIA EM OPERAÇÃO ISOLADA
A intensificação de eventos climáticos extremos vem reforçando a necessidade de sistemas elétricos mais resilientes. Nesse contexto, microrredes associadas a sistemas de armazenamento desempenham papel fundamental ao possibilitar operação ilhada, recomposição autônoma do sistema (black start) e atendimento contínuo a cargas críticas.
Aplicações típicas incluem microrredes urbanas e rurais, atendimento a hospitais, sistemas de telecomunicações e saneamento, além da continuidade do fornecimento em regiões remotas. No Brasil, projetos conduzidos por distribuidoras em localidades isoladas, ou de difícil acesso como a Amazônia, demonstram que o armazenamento, quando associado à geração local, pode substituir com vantagens grupos geradores a diesel, reduzindo custos operacionais, emissões e riscos logísticos.
ARMAZENAMENTO COMO ALTERNATIVA À EXPANSÃO DA REDE
A expansão convencional das redes de transmissão e distribuição — por meio de novas linhas, transformadores e subestações — envolve elevados investimentos, longos prazos de licenciamento e, muitas vezes, baixa utilização fora dos períodos críticos. Além disso, essas soluções nem sempre são flexíveis frente a mudanças no perfil de carga e geração.
Nesse cenário, os sistemas de armazenamento introduzem o conceito de Non-Wires Alternatives (NWA), no qual problemas locais de capacidade, confiabilidade e congestionamento são resolvidos sem a necessidade de obras tradicionais extensas. Instalados em pontos estratégicos, esses sistemas podem aliviar sobrecargas temporárias, atender picos sazonais de demanda e prover suporte a contingências do tipo N-1. Além de contribuir para a melhoria da qualidade do fornecimento de energia, através da melhoria do perfil da tensão de atendimento e do controle do fator de potência.
No setor de distribuição brasileiro, estudos comparativos já indicam que, em regiões remotas ou com crescimento pontual de carga, o armazenamento pode apresentar menor custo global quando comparado à expansão tradicional da rede, sobretudo quando se consideram reduções de DEC/FEC e de penalidades regulatórias, como no projeto Serra da Saudade, já citado anteriormente. Internacionalmente, mercados como Nova York e Califórnia já reconhecem formalmente essas soluções como alternativas regulatórias legítimas à expansão física da infraestrutura.
INTEGRAÇÃO DE RENOVÁVEIS E REDUÇÃO DE CURTAILMENT
À medida que a participação da geração solar e eólica aumenta, o sistema elétrico passa a conviver com situações cada vez mais frequentes de excedente energético. Nessas condições, a produção renovável precisa ser cortada em função de restrições elétricas ou da ausência de carga, resultando no chamado curtailment.
Os sistemas de armazenamento atuam diretamente nesse paradoxo ao permitir o deslocamento temporal da energia. Excedentes produzidos, em períodos de baixa demanda, podem ser armazenados e posteriormente injetados nos horários de maior valor sistêmico, aumentando o fator de capacidade das usinas e reduzindo perdas econômicas.
No Brasil, a hibridização de parques fotovoltaicos com baterias ainda se encontra em estágio predominantemente piloto. Do ponto de vista técnico, os resultados são consistentes e indicam eficácia na mitigação do curtailment. A viabilidade econômica em larga escala, por sua vez, depende de evolução regulatória e da contínua queda dos custos das baterias. Em países como Espanha e Chile, projetos solares com armazenamento já operam comercialmente, entregando energia nos horários de maior valor e aumentando a previsibilidade operacional.
BEHIND-THE-METER: O CONSUMIDOR COMO AGENTE DE FLEXIBILIDADE
Atrás do medidor, o armazenamento passa a atender diretamente o consumidor final, abrindo uma nova fronteira de aplicações. Entre os principais usos destacam-se a redução de demanda na ponta (peak shaving), o deslocamento de consumo (load shifting) e o aumento do autoconsumo em sistemas fotovoltaicos.
No contexto tarifário brasileiro, essas aplicações já se mostram atrativas para consumidores em média tensão e para projetos de geração distribuída que buscam maximizar o valor da energia produzida nos horários críticos. Apesar das limitações regulatórias ainda existentes, o armazenamento behind-the-meter desponta como um importante vetor de flexibilidade distribuída e de participação ativa do consumidor no sistema elétrico.
DO POTENCIAL À CONSOLIDAÇÃO
O armazenamento de energia deixou de ser uma promessa tecnológica distante para se tornar um componente estratégico do sistema elétrico moderno. Seu valor não está em substituir as infraestruturas existentes, mas em complementá-las, oferecendo flexibilidade, estabilidade e eficiência, em um ambiente de rápida transformação da matriz elétrica.
No Brasil, a combinação entre avanços regulatórios, experiência prática acumulada em projetos piloto e referências internacionais consolidadas indica que o armazenamento caminha rapidamente de uma solução experimental para um ativo estruturante do setor elétrico. Assim como os reservatórios hidrelétricos moldaram o sistema brasileiro ao longo do século XX, os sistemas de armazenamento tendem a ocupar, no século XXI, um papel central na integração das renováveis, na segurança operativa e na resiliência frente às incertezas climáticas e sistêmicas.
- Valor Gerado e Retorno dos Projetos de PDI
Por: Tenorio Barreto
Os Projetos de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PDI) regulados pela ANEEL configuram-se como um dos mais sofisticados instrumentos de indução tecnológica no setor elétrico brasileiro, transcendendo a lógica meramente compulsória para se afirmarem como vetores estratégicos de transformação organizacional e sistêmica. Nesse contexto, a discussão acerca da geração de valor e do retorno desses projetos exige uma abordagem analítica mais densa, capaz de abarcar não apenas os resultados tangíveis, mas também os ativos intangíveis e as externalidades positivas que emergem ao longo de seu ciclo de vida.
A mensuração do valor econômico em projetos de PDI exige a superação de uma abordagem estritamente financeira, tradicionalmente ancorada em indicadores como retorno sobre investimento (ROI) e payback, para um olhar de retornos por vezes indiretos e intangíveis. Embora tais métricas sejam relevantes, elas se mostram insuficientes para capturar a complexidade dos resultados advindos da inovação, que possuem um tempo de maturação pela característica da resistência inicial ao “novo”. O valor real de um projeto de PDI reside, em grande medida, na sua capacidade de gerar ativos intangíveis sim, como conhecimento técnico, capacitação organizacional, propriedade intelectual e redução de incertezas, que, por sua vez, podem influenciar positivamente na competitividade futura da empresa.
O aparente paradoxo entre eficiência operacional e inovação disruptiva revela-se, como uma complementaridade necessária. Projetos orientados à redução de custos operacionais tendem a oferecer ganhos mais imediatos e previsíveis, sendo particularmente relevantes em um ambiente regulado que valoriza a modicidade tarifária e a eficiência sistêmica. Por outro lado, a exploração de novos modelos de negócio, desde que alinhado a estratégia organizacional e um bom nível de maturidade em realizar negócio, podem trazer novos serviços importantes frente às transformações estruturais do setor elétrico. A gestão estratégica do portfólio de PDI deve assim buscar um equilíbrio entre iniciativas incrementais e projetos de caráter mais disruptivo, mitigando riscos e ao mesmo tempo ampliando horizontes de oportunidade.
Nesse contexto, a mera classificação de projetos de PDI que não resultam em produtos ou serviços comercializáveis como “fracassos”, revela uma compreensão muito limitada da natureza do processo inovador. A inovação é, por definição, um empreendimento permeado por incertezas, no qual o insucesso de determinadas iniciativas constitui parte integrante do aprendizado organizacional. Projetos que não atingem seus objetivos finais podem, ainda assim, gerar insights valiosos, validar hipóteses, identificar limitações tecnológicas e evitar a alocação futura de recursos em trajetórias inviáveis. Quando esse aprendizado é devidamente sistematizado e incorporado às rotinas organizacionais, ele se converte em um ativo estratégico, fortalecendo a capacidade de inovação da empresa.
Nos projetos de PDI, o valor gerado distribui-se de forma difusa entre múltiplos stakeholders, refletindo a própria natureza pública e regulada do setor elétrico. As concessionárias capturam benefícios associados à melhoria de eficiência, à otimização de processos e ao fortalecimento de sua posição estratégica. Os consumidores, por sua vez, tendem a se beneficiar por meio da modicidade tarifária, da melhoria da qualidade do serviço e do acesso a soluções mais modernas e eficientes. Já a sociedade, em sentido mais amplo, apropria-se dos ganhos decorrentes do avanço tecnológico, da promoção da sustentabilidade e do desenvolvimento econômico. O desafio central reside em assegurar que essa distribuição de valor ocorra de maneira equilibrada e transparente, evitando assimetrias que comprometam a legitimidade dos investimentos em PDI.
Outro ponto relevante é a maturidade em gestão de projetos, que constitui um dos principais fatores determinantes do sucesso dos investimentos em PDI, onde empresas que dispõem de estruturas de governança consolidadas, processos decisórios bem definidos e metodologias consistentes são mais aptas a selecionar projetos alinhados à sua estratégia, e como contraponto, as organizações com baixa maturidade na gestão de projetos, tendem a conduzir projetos de forma fragmentada, com dificuldades de integração e captura de resultados. É na interseção desses diversos pontos apresentados, que se encontrará o verdadeiro potencial transformador da inovação no setor elétrico brasileiro.
Sobre o autor: Tenorio Barreto é Mestre pela PUC-Rio em Metrologia, Inovação e Qualidade, Engenheiro Eletricista. É Sócio-Diretor da B&S Consultoria em Projetos.
- Sem Balanço Energético, não há planejamento energético
Por: Danilo de Souza
O Brasil construiu, ao longo das últimas décadas, uma imagem sólida no cenário energético internacional. Somos frequentemente citados como um país com elevada participação de fontes renováveis, com uma matriz diversificada e relativamente limpa quando comparada à de outras grandes economias. Essa leitura, embora correta em muitos aspectos, esconde uma fragilidade estrutural que raramente surge no debate público. Ela se apoia em uma visão agregada do sistema energético, mas revela pouco sobre o que, de fato, acontece no território brasileiro. Quando abandonamos a escala nacional e passamos a observar o país a partir dos seus estados, surge uma realidade muito mais desigual, fragmentada e, em muitos casos, preocupante.
O sistema energético não opera como uma abstração chamada “Brasil”. Ele se materializa nos territórios, nas cadeias produtivas regionais, nas características locais de oferta e demanda e nas decisões tomadas em nível estadual. Cada estado possui uma lógica energética própria, moldada por sua estrutura econômica, pela disponibilidade de recursos naturais, pela geografia e pelo perfil de consumo da população. Ignorar essa diversidade é, na prática, comprometer a qualidade do planejamento energético. E é justamente nesse ponto que se encontra um dos principais desafios do país: grande parte dos estados brasileiros não possui um retrato estruturado da própria realidade energética.
Os Balanços Energéticos Estaduais (BEEs) foram concebidos especificamente para desempenhar essa função. Eles organizam, de forma sistemática, as informações sobre produção, transformação e consumo de energia, permitindo compreender como a energia entra, circula e é utilizada em um território. São instrumentos que revelam os fluxos energéticos, identificam as cadeias de transformação, quantificam os estoques, apontam perdas e permitem avaliar o comportamento da demanda em diferentes setores econômicos. Em outras palavras, são ferramentas que transformam dados dispersos em conhecimento estruturado, fundamentais para a tomada de decisão.
Apesar dessa importância, observa-se no Brasil uma lacuna significativa na produção desses instrumentos. Mais da metade dos estados não possuem um balanço energético disponível, e apenas uma pequena parcela mantém esse documento atualizado de forma contínua. Isso significa que, em grande parte do território nacional, decisões energéticas são tomadas sem uma base de informações consistente, o que limita a capacidade de planejamento, reduz a eficiência das políticas públicas e aumenta o risco de investimentos mal direcionados.
Para tornar essa realidade mais clara, a Figura 1 apresenta um mapa do Brasil, classificando os estados em quatro grupos, de acordo com o nível de atualização de seus balanços energéticos. Essa classificação permite compreender, de forma direta, o grau de maturidade institucional dos estados na gestão de dados energéticos. O grupo G1 reúne aqueles que possuem balanços atualizados, com dados recentes e produção contínua, demonstrando capacidade institucional consolidada e reconhecimento da importância da informação no planejamento. O grupo G2 contempla os estados que possuem balanços com algum atraso, ainda capazes de fornecer uma leitura relativamente útil da realidade, mas que já apresentam perda de precisão ao longo do tempo. O grupo G3 representa uma situação mais crítica, com balanços significativamente defasados, frequentemente com mais de uma década de atraso, o que compromete sua utilidade prática. Por fim, o grupo G4 concentra os estados em situação mais preocupante, em que o balanço energético simplesmente não existe ou está indisponível à consulta pública.
Essa distribuição revela a geografia da informação energética no Brasil. Estados das regiões mais desenvolvidas tendem a apresentar maior regularidade na produção desses documentos, enquanto outras regiões concentram a maior parte dos casos críticos. Essa desigualdade não é apenas uma questão administrativa. Ela reflete diferenças na capacidade de planejamento, na estrutura institucional e na prioridade atribuída à gestão da informação energética.
O Brasil construiu, ao longo das últimas décadas, uma imagem sólida no cenário energético internacional. Somos frequentemente citados como um país com elevada participação de fontes renováveis, com uma matriz diversificada e relativamente limpa quando comparada à de outras grandes economias. Essa leitura, embora correta em muitos aspectos, esconde uma fragilidade estrutural que raramente surge no debate público. Ela se apoia em uma visão agregada do sistema energético, mas revela pouco sobre o que, de fato, acontece no território brasileiro. Quando abandonamos a escala nacional e passamos a observar o país a partir dos seus estados, surge uma realidade muito mais desigual, fragmentada e, em muitos casos, preocupante.
O sistema energético não opera como uma abstração chamada “Brasil”. Ele se materializa nos territórios, nas cadeias produtivas regionais, nas características locais de oferta e demanda e nas decisões tomadas em nível estadual. Cada estado possui uma lógica energética própria, moldada por sua estrutura econômica, pela disponibilidade de recursos naturais, pela geografia e pelo perfil de consumo da população. Ignorar essa diversidade é, na prática, comprometer a qualidade do planejamento energético. E é justamente nesse ponto que se encontra um dos principais desafios do país: grande parte dos estados brasileiros não possui um retrato estruturado da própria realidade energética.
Os Balanços Energéticos Estaduais (BEEs) foram concebidos especificamente para desempenhar essa função. Eles organizam, de forma sistemática, as informações sobre produção, transformação e consumo de energia, permitindo compreender como a energia entra, circula e é utilizada em um território. São instrumentos que revelam os fluxos energéticos, identificam as cadeias de transformação, quantificam os estoques, apontam perdas e permitem avaliar o comportamento da demanda em diferentes setores econômicos. Em outras palavras, são ferramentas que transformam dados dispersos em conhecimento estruturado, fundamentais para a tomada de decisão.
Apesar dessa importância, observa-se no Brasil uma lacuna significativa na produção desses instrumentos. Mais da metade dos estados não possuem um balanço energético disponível, e apenas uma pequena parcela mantém esse documento atualizado de forma contínua. Isso significa que, em grande parte do território nacional, decisões energéticas são tomadas sem uma base de informações consistente, o que limita a capacidade de planejamento, reduz a eficiência das políticas públicas e aumenta o risco de investimentos mal direcionados.
Para tornar essa realidade mais clara, a Figura 1 apresenta um mapa do Brasil, classificando os estados em quatro grupos, de acordo com o nível de atualização de seus balanços energéticos. Essa classificação permite compreender, de forma direta, o grau de maturidade institucional dos estados na gestão de dados energéticos. O grupo G1 reúne aqueles que possuem balanços atualizados, com dados recentes e produção contínua, demonstrando capacidade institucional consolidada e reconhecimento da importância da informação no planejamento. O grupo G2 contempla os estados que possuem balanços com algum atraso, ainda capazes de fornecer uma leitura relativamente útil da realidade, mas que já apresentam perda de precisão ao longo do tempo. O grupo G3 representa uma situação mais crítica, com balanços significativamente defasados, frequentemente com mais de uma década de atraso, o que compromete sua utilidade prática. Por fim, o grupo G4 concentra os estados em situação mais preocupante, em que o balanço energético simplesmente não existe ou está indisponível à consulta pública.
Essa distribuição revela a geografia da informação energética no Brasil. Estados das regiões mais desenvolvidas tendem a apresentar maior regularidade na produção desses documentos, enquanto outras regiões concentram a maior parte dos casos críticos. Essa desigualdade não é apenas uma questão administrativa. Ela reflete diferenças na capacidade de planejamento, na estrutura institucional e na prioridade atribuída à gestão da informação energética.
Sobre o autor:
Dr. Danilo de Souza é professor na Universidade Federal de Mato Grosso, sendo Coordenador do
Núcleo Interdisciplinar de Estudos em Planejamento Energético – NIEPE, Presidente da Abracopel
e é Coordenador Técnico do CINASE – Circuito Nacional do Setor Elétrico. Danilo também é
pesquisador no Instituto de Energia e Ambiente da USP | www.profdanilo.com
Fonte: NEWSLETTER OSE (O SETOR ELÉTRICO) DE 10/06/2026
A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) recomendou uma expansão de 4 GW na rede de transmissão no Nordeste para viabilizar a conexão de grandes consumidores de energia. No foco estão data centers e plantas de hidrogênio verde. A proposta mira, sobretudo, os polos de Pecém, no Ceará, e Parnaíba, no Piauí. O estudo foi elaborado a partir de diretrizes do Ministério de Minas e Energia (MME).
> Saiba mais em “EPE propõe reforço de 4 GW em transmissão no Nordeste”: https://shorturl.at/OPIPf
- LEILÃO DE TRANSMISSÃO DE OUTUBRO (expansão)
A diretoria da Aneel aprovou a minuta do edital do leilão de transmissão previsto para 30 de outubro. O certame foi dividido em nove lotes de instalações concessões com investimento total de aproximadamente R$ 8,9 bilhões. A Receita Anual Máxima Permitida do certame é de R$ 1,6 bilhão.
> Continue a leitura na notícia "Aneel aprova minuta de leilão de transmissão de outubro": https://shorturl.at/TJa4k
- PREÇOS NA BBCE (comercialização)
Os preços futuros de energia negociados na BBCE encerraram a semana de 15 a 19 de junho em alta. Com isso, interromperam a sequência recente de quedas observadas no mercado. Os principais avanços ocorreram nos contratos com fornecimento no submercado Sudeste (SE). O ativo para julho subiu 12,4%, de R$ 155,25/MWh para R$ 174,50/MWh. Já o contrato para agosto avançou 5,77%, para R$ 203,60/ MWh. Além disso, ambos lideraram o volume de negociações em tela.
> Leia mais na notícia "Preços futuros de energia voltam a subir na BBCE": https://shorturl.at/vXHNf
- OUTRAS NOTÍCIAS DE HOJE
Com pedido de vista Aneel adia votação das regras dos cortes de geração: https://shorturl.at/AM1vR
Relatora Agnes da Costa sugere uma ordem pré-definida de blocos de usinas com prioridade de restrição de geração em cada bloco, nos cortes por sobreoferta de energia.
Carga no jogo do Brasil contra Haiti recuou 6,7 GW, aponta ONS
Operação: https://shorturl.at/1FqF7
Durante a partida contra o Haiti, o consumo de eletricidade caiu antes do apito inicial e voltou a subir no intervalo e após o fim do jogo.
CNI inclui blindagem de agências em proposta a presidenciáveis: https://shorturl.at/TO56D
A entidade sugere e no documento deixar as despesas finalísticas das agências fora do alcance da Lei de Responsabilidade Fiscal.”
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) recebeu 223 solicitações de adesão ao chamado 2° Dia do Perdão. O nome oficial é “mecanismo excepcional e voluntário para rescisão amigável de Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (CUST)”. A medida, aprovada pela diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Esse é o segundo ciclo regulatório destinado a tratar de empreendimentos que, apesar de terem celebrado CUST, não iniciaram suas obras de implantação ou não entraram em operação comercial.
> Saiba mais em "ONS recebe 223 solicitações de adesão ao 2o “Dia do Perdão”: https://shorturl.at/flUFr
- CONSUMO DE ELETRICIDADE (expansão)
O consumo de energia elétrica no Brasil recuou 0,3% no primeiro trimestre de 2026, em comparação ao mesmo período do ano passado. Esse é o mesmo índice registrado no terceiro trimestre do ano passado. Os dados do boletim trimestral da Empresa de Pesquisa Energética mostram queda de 1,4% na indústria, contudo, há aumentos de 1,3% na classe residencial e de 0,7% no comércio.
> Leia mais na notícia “Consumo de eletricidade cai 0,3%, com recuo de 1,4% na indústria no trimestre”: https://shorturl.at/TeAyq
- PMO DE JUNHO (operação)
A quarta revisão semanal do Programa Mensal de Operação (PMO) de junho manteve a projeção de crescimento de 0,9% na carga de energia para o mês. Os dados foram divulgados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) nesta sexta-feira. Essa é a terceira manutenção consecutiva.
> Continue a leitura na matéria “PMO de junho mantém projeção de alta na carga em 0,9%”: https://shorturl.at/nVCOE”
- OUTRAS NOTÍCIAS DE HOJE
Encargos e tributos do setor são prioridade na agenda da CNI para presidenciáveis: https://shorturl.at/T8FKy
Entidade calcula que o peso desses dois itens para o consumidor em 2026 será superior R$ 72 bilhões.
Tarifa horária ganha força na baixa tensão: https://shorturl.at/ILz7A
TR Soluções acredita que sinal econômico adequado pode deslocar consumo e estimular o uso de baterias.
Thymos estima PLD entre R$ 150 e R$ 200 por MWh no inverno: https://shorturl.at/IWdyQ
Cenário meteorológico deve manter as afluências elevadas, retardando o rebaixamento do nível dos reservatórios do Sistema Interligado Nacional e potencializando a eólica e solar.
Por: Edvaldo Santana | Conselho de empresas de filantropia
A CEMIG, com o desconto de 26% para seu consumidor residencial, usa malandramente o anacronismo regulatório, cria o mercado livre local e estabelece o “cruzamento dos subsídios cruzados”
Explico: a Cemig-D, num evento, anunciou um desconto de 26% para seus consumidores residenciais de até 300 kWh ao mês. Sem problema. A Aneel calcula a tarifa máxima. A distribuidora pode atribuir o desconto que quiser. O que não pode é, lá na frente, reclamar que perdeu receita.
E a medida faz justiça ao consumidor da Cemig que subsidiou à solar etc, via CDE ou não. Esses consumidores estão sendo agora compensados.
O truque, a meu ver imbatível e incontestável, está na justificativa. A ‘energia viria de usinas mineiras, localizadas em MG, e da energia comprada da fonte solar’. Ou seja, a Cemig, malandramente, finge ter se isolado do sistema interligado. (É isso que também diz o grande consumidor quando compra energia solar e eólica).
Mas isso ainda não é o pior (ou melhor?): a Cemig, para enganar os tolos, diz que a energia vem de sua subsidiária de solar. Ok. Mas não diz que essa energia, de “sua subsidiária de solar”, é subsidiada não só pelos mineiros. Lembra dos R$ 52 bilhões da CDE?
Mas o golpe é muito bem dado, inteligente e perfeito como um ippon. Ninguém poderá questionar, nem mesmo o regulador. Encontrar brechas para obter vantagens é a principal estratégia no setor elétrico contemporâneo.
E há um golpe fatal, como um mata-leão, talvez o principal mérito da decisão da Cemig, que é a antecipação da abertura do mercado para a baixa-tensão. Sem a burocracia da CCEE e sem o (inútil) supridor de última instância, a empresa avança várias casinhas no desastroso tabuleiro regulatório. Simplesmente criou um mercado livre local, que logo terá seguidores. A empresa “toma emprestado” (de sua subsidiária) uma energia (subsidiada) e escolhe a quem repassar o desconto, desde que esteja em sua área de concessão. Ou seja, segue a lógica do grande ACL, que também é subsidiado por mim e por você.
Para terminar: a distribuidora mineira, por dentro da cozinha regulatória, ainda dá um recado importante: a tarifa calculada pela Aneel está elevada e os subsídios também, o que deixa margem para o uso político e ELEITOREIRO.
Uma pergunta: como ficam os consumidores que não foram incluídos no cruzamento de subsídios cruzados?
Credenciada na Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para trabalhos de apoio ao órgão regulador
Soluções no Setor Elétrico
Nossa expertise no Setor Elétrico é resultado de diversos projetos executados por nossos profissionais em empresas de Geração, Transmissão, Distribuição e Comercialização.
Auditoria Externa
Nossa auditoria externa combina metodologia global, análise estratégica, expertise no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (MCSE) e foco em normas regulatórias. Oferecemos serviços especializados para geração, transmissão, distribuição e comercialização, com abordagem proativa e relatórios precisos, assegurando qualidade e satisfação aos nossos clientes.
Auditoria Interna
Nossa auditoria interna integra governança e inovação com soluções como outsourcing, criação de comitês e avaliação de riscos. Planejamos e executamos auditorias estratégicas alinhadas ao negócio, utilizando análise de dados e indicadores de desempenho. Reavaliamos estratégias continuamente, garantindo eficiência, valor e melhoria nos processos organizacionais.
Controle Patrimonial
Oferecemos soluções completas em controle patrimonial com inventários, laudos de avaliação, unitização de ativos e gestão de estoques. Nossa equipe multidisciplinar une expertise técnica, contábil e regulatória para atender concessionárias e permissionárias do Setor Elétrico, garantindo precisão, padronização e suporte estratégico em obras e fiscalizações.
Revisão de Processos
Nossa revisão de processos integra confiabilidade, eficiência e melhoria contínua. Abrangemos governança, gestão de riscos e compliance em todos os níveis, com respostas ágeis e custo-efetivo. Atualizamos normas, diagnosticamos falhas e aplicamos as melhores práticas, garantindo controles internos robustos e alinhados às necessidades estratégicas do negócio.
Gestão de Riscos e Controles Internos
Nossa gestão de riscos e controles internos utiliza metodologia COSO-ERM e profissionais certificados para consolidar a baseline de riscos e garantir conformidade com legislações como Sarbanes-Oxley. Atuamos com governança integrada, alinhando estratégias, processos e tecnologia para identificar, avaliar e gerenciar riscos de forma eficiente, promovendo segurança e desempenho organizacional.
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O processo de Recuperação Judicial é um meio legal para preservação de empresas que, comprovadamente, cumprirem com os requisitos legais, de forma a manter sua função social, estimular a atividade econômica e garantir o pagamento de credores.
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Centro de Serviços Compartilhados
Nosso Centro de Serviços Compartilhados (CSC) integra equipes, analisa custos e identifica gargalos para propor soluções eficientes. Desenvolvemos planos de centralização personalizados, com cenários estratégicos e cronogramas detalhados. Garantimos execução ágil, acompanhamento contínuo e suporte completo, otimizando serviços e promovendo eficiência operacional.
Revisão Tarifária Periódica – RTP e Base de Remuneração Regulatória – BRR
Com expertise em Revisão Tarifária Periódica (RTP) e Base de Remuneração Regulatória (BRR), oferecemos diagnósticos precisos, mapeamento de riscos e assessoria técnica para validação e ajustes. Atuamos na adequação ao MCPSE e PRORET, suporte em fiscalizações, projeções tarifárias e avaliações patrimoniais, garantindo eficiência, compliance e maximização de retornos para nossos clientes.
CVA e Itens Financeiros / DCF
Gestão e auditoria de itens financeiros e tarifários no setor elétrico, incluindo CVA, DCF, CDE, CCC, PROINFA, encargos setoriais e tarifas de Itaipu e rede básica. Abrange descasamentos tarifários, penalidades, compensações, garantias financeiras, recalculo tarifário e suprimento, promovendo neutralidade e conformidade regulatória.
Auditoria e Assessoria para Obras de Geração, Transmissão e Distribuição
Auditoria e consultoria para obras de geração, transmissão e distribuição no setor elétrico, com equipe multidisciplinar. Atuamos no controle físico-financeiro, gerenciamento de riscos, verificação de requisitos, licenciamento ambiental, segurança, e atendimento legal. Presença em projetos de usinas, linhas e subestações, garantindo eficiência e conformidade.
Programas de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação – PDI e Eficiência Energética – PEE
Auditoria e suporte em PDI e PEE, incluindo análise de contratos, notas fiscais, registros contábeis e limites de gastos. Atuação regulatória com revisão de dados enviados à ANEEL, controle financeiro, verificação de saldos e otimização de processos. Foco no cumprimento de obrigações, diagnósticos, indicadores e acompanhamento técnico, contábil e financeiro.
Assessoria especializada na preparação, revisão e auditoria de relatórios socioambientais, alinhados ao padrão GRI e exigências da ANEEL. Experiência com empresas do setor elétrico e suporte na implementação de controles internos, garantindo conformidade e dados completos para sustentabilidade e relato integrado.
Auditoria do Programa Luz Para Todos – PLPT e Programa Mais Luz para a Amazônia - PMLA
Auditoria independente dos Programas Luz Para Todos e Mais Luz para a Amazônia, com foco em conformidade aos manuais de operacionalização. Inclui análise de planilhas, contratos, notas fiscais e registros contábeis, revisão de processos e controle financeiro, garantindo transparência no repasse e aplicação de recursos e na execução de projetos técnicos.
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