O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) aprovou a antecipação da geração de 1,8 gigawatt (GW) de energia por cinco usinas vencedoras dos leilões de reserva de capacidade. A medida entra em vigor em 1º de setembro e busca reforçar a segurança do Sistema Interligado Nacional (SIN) diante da possibilidade de ocorrência do El Niño no segundo semestre de 2026.

Segundo o Ministério de Minas e Energia (MME), a decisão foi baseada em análises do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que apontam que o fenômeno El Niño pode reduzir a geração hidrelétrica, principalmente na Região Norte, além de elevar o consumo de energia em razão das altas temperaturas. O governo também levou em consideração o cenário de instabilidade geopolítica, que pode pressionar os preços dos combustíveis utilizados na geração térmica.

A energia adicional será fornecida por empreendimentos já contratados em leilões de reserva de capacidade. De acordo com o governo, a estratégia é mais econômica do que recorrer ao acionamento de usinas sem contrato (merchant), cujo custo pode ser pelo menos 25% superior.

A iniciativa faz parte das ações preventivas adotadas para garantir o abastecimento de energia elétrica e reduzir os riscos de impactos ao sistema elétrico brasileiro caso as condições climáticas previstas para os próximos meses se confirmem.

O que é o El Niño?

O El Niño é um fenômeno climático caracterizado pelo aquecimento acima da média das águas superficiais do Oceano Pacífico Equatorial. A alteração interfere na circulação dos ventos e no regime de chuvas, podendo provocar temperaturas mais elevadas, secas em algumas regiões e chuvas intensas em outras.

No setor elétrico, essas mudanças podem reduzir o volume de água disponível para a geração hidrelétrica e, ao mesmo tempo, elevar o consumo de energia pelo uso mais frequente de aparelhos de refrigeração, como ventiladores e condicionadores de ar.

Um levantamento da Frente Nacional dos Consumidores de Energia (FNCE) aponta que medidas aprovadas pelo Governo Federal e pelo Congresso Nacional entre janeiro de 2023 a maio de 2026 provocarão custos extras de quase R$ 1 trilhão na conta de luz dos brasileiros. A estimativa é de que o valor seja pago pelos consumidores até 2050. 

Conforme o estudo, entram na conta os custos criados por medidas provisórias, novas leis, leilões de energia, violação de tratados internacionais, como o de Itaipu, acordos com empresas e "jabutis" – emendas ou artigos inseridos em projetos de lei ou medidas provisórias que não têm nenhuma relação com o tema original do texto.

A FNCE informa que as medidas devem resultar em custos extras de cerca de R$ 985 bilhões até 2050, que devem impactar os consumidores de forma ampla, como disse a entidade, em nota.

“O valor impactará o custo de energia de todos os consumidores, incluindo residenciais, comércio e indústria, tanto no mercado livre quanto para quem é atendido por distribuidoras, excluindo-se o público de baixa renda inscrito no Cadastro Único”, afirmou, em nota, a FNCE, que reúne organizações dos segmentos de consumo de energia no Brasil e discute principalmente temas ligados ao setor elétrico do país.

Reforma setorial

Na avaliação da FNCE, o excesso de contratações e de novos custos impactam a sustentabilidade do sistema elétrico. Para a Frente, o cenário requer uma reforma setorial  urgente e ampla. 

“Para além de medidas pontuais e descoordenadas implementadas recentemente, o setor necessita de uma revisão de suas bases regulatórias para atender a todas as transformações que têm ocorrido no âmbito do planejamento, operação, comercialização e consumo”, ressaltou a FNCE.

A recomendação da entidade é de que a reforma ocorra a partir do início do ano que vem. Na avaliação da Frente, caso medidas não sejam tomadas, há possibilidade de um colapso do sistema elétrico.

Novos custos para o consumidor 

Para realizar a análise, o estudo considerou os atos dos poderes Executivo e Legislativo que ocorreram entre janeiro de 2023 e maio de 2026. 

A projeção não considera os impostos PIS, Cofins e ICMS nem novas despesas que foram aprovadas no período, mas não são mandatórias e não estão contratadas – ou seja, só devem ocorrer em caso de necessidade. Segundo a Frente, são enquadrados nas exclusões alguns contratos de usinas de biomassa, custos com combustíveis para usinas contratadas em leilões, entre outros. 

O levantamento também excluiu do cálculo a ampliação da Tarifa Social, que redistribuiu custos do setor entre diferentes grupos de consumidores.
 
Confira os custos adicionados à conta de luz entre janeiro 2023 e março de 2026:

• MP 1212 (R$ 112,5 bi em 25 anos): prorrogou por 36 meses os benefícios tarifários para projetos de energia renovável, antecipou recursos da privatização da Eletrobras para reduzir reajustes na conta de luz e criou medidas para conter aumentos tarifários;
• Despesas não previstas no Tratado de Itaipu (R$ 21,1 bi em 4 anos): criadas despesas extras após os governos brasileiro e paraguaio violarem o tratado de Itaipu. Despesas terão que ser pagas pelos consumidores das regiões Sudeste, Sul e Centro-Oeste;
• MP 1.232 (R$ 14 bi em 15 anos); custo das flexibilizações previstas para a recuperação da Amazonas Energia;
• Acordo consensual sobre PCS (R$ 9 bi em 8 anos): acordo entre Ministério de Minas e Energia (MME) e empresas de energia no Procedimento Competitivo Simplificado (PCS), com apoio do Tribunal de Contas da União (TCU), que permitiu a essas empresas evitar multas por descumprimento de contrato e manter uma receita anual por oito anos;
• "Jabutis" das eólicas offshore (R$ 197 bi em 25 anos): Congresso derrubou trechos do veto presidencial na lei que regula a produção de energia eólica em alto-mar, prorrogou o incentivo a fontes renováveis (Proinfa), obrigou a contratação de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), a contratação compulsória de hidrogênio a partir do etanol do Nordeste e energia eólica no Sul;
• MP 1300 + MP 1304 (R$ 114,58 bi em 25 anos): MP 1304 foi convertida na lei 15.269/2025 e agregou determinações da MP 1300, que prevê contratação de térmicas a carvão, usinas de até 50 MW e cria a compensação dos geradores renováveis afetados pelo curtailment;
• 2º LRCAP – 2026 (R$ 515,7 bi por até 15 anos): contratação de hidrelétricas, térmicas a gás, biometano e carvão para reserva de capacidade por períodos que variam entre 10 e 15 anos a depender do contrato;
• 3º LRCAP – 2026 (R$ 978,6 milhões por até 10 anos): contratação de térmicas a óleo combustível, óleo diesel e biodiesel para serviço de reserva de capacidade por períodos entre 3 e 10 anos a depender do contrato.

Imagine um banco que deixa de receber o dinheiro de clientes por não ter onde investir. É basicamente o que faz o sistema energético brasileiro. Por não ter como escoar a produção de energia elétrica, novos empreendimentos se tornam inviáveis. Isso afeta, principalmente, as fontes renováveis, que compõem 86,8% dos 783,3 terawatt-hora (TWh) produzidos pela matriz nacional.

Este fato ocorre porque, em determinadas regiões, o sistema está ‘estrangulado’, sem capacidade de comportar um novo projeto energético. Exceto em linhas de transmissão onde há baterias ou usinas reversíveis, a eletricidade produzida que não é utilizada oferece risco de instabilidade ao sistema e até apagão.

Foi por esse motivo que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) apontou como inviável um complexo privado que uma empresa norte-americana tinha intenção de construir na cidade de Buritizeiro (MG) com 25 usinas fotovoltaicas e mais de 1 gigawatt (GW) de capacidade instalada, informação noticiada pelo portal Solar e confirmada pela reportagem do Brasil 61. Segundo a agência, diversas localidades não possuem margem de escoamento disponível para conectar novos projetos ao Sistema Interligado Nacional (SIN) no horizonte dos próximos 4 anos.

Infraestrutura

A limitação da infraestrutura de transmissão tem se tornado um dos principais desafios para novos empreendimentos de energia renovável, especialmente em regiões com elevada concentração de projetos. O Nordeste, que possui mais de um quarto da capacidade de produção de eletricidade do país, sendo 42,5% dessa carga advinda de energia eólica e solar, não possui nenhuma margem de escoamento nos 226 pontos de conexão localizados na região até 2030.

Mapa da Margem do ONS mostra que não há margem de escoamento de eletricidade na região Centro-Nordeste do Brasil

Em 2025, esse desequilíbrio entre oferta e demanda fez com que mais de 20% da produção de eletricidade das duas matrizes fossem desperdiçadas. Cálculos da companhia Volt Robotics, a pedido do jornal Folha de São Paulo, estimam que essa energia perdida equivale a 10 meses da geração da hidrelétrica de Belo Monte, segunda maior do país, e suficiente para abastecer os 700 mil veículos que formam a frota de carros elétricos no Brasil ou 40 data centers de grande porte por quase um ano.

Vanderlei Martins, professor de planejamento energético da Fundação Getúlio Vargas (FGV), ressalta que a solução não passa apenas por ampliar a capacidade de escoar a eletricidade no país. “A transmissão é a espinha dorsal da transição energética. Sem ela, a energia renovável fica represada, os projetos acabam perdendo atratividade e o sistema fica mais caro e menos eficiente. Também precisamos acelerar projetos que tragam mais flexibilidade em outros aspectos, como armazenamento de energia. As baterias, por exemplo, podem armazenar energia solar no meio do dia e deslocar essa energia para o fim da tarde, início da noite, quando a demanda costuma ser maior e a geração solar cai”, afirma o especialista.

O governo federal promete para dezembro o primeiro leilão de baterias no Brasil. As diretrizes, esperadas para abril, foram publicadas no início de junho e permitem que empresas instalem e operem grandes sistemas de baterias capazes de armazenar energia elétrica e liberá-la quando necessário.

Curtailment

É o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) o órgão responsável por preservar todo o sistema elétrico no país. Quando identifica sobreoferta em algum trecho da rede, a instituição determina a diminuição da produção nas usinas centralizadas, medida chamada de curtailment. Ou seja, que as turbinas das hidrelétricas, as hélices dos moinhos e os painéis solares nos telhados sejam desligados, mesmo que as condições pluviais e climáticas sejam favoráveis à produção de eletricidade.

Com a pulverização dos painéis fotovoltáicos, cada vez mais casas e fazendas solares produzem eletricidade, onde o excedente não utilizado é despejado na rede e o proprietário consegue abatimentos no valor da conta. O ONS não tem controle sobre essa geração distribuída (GD), por isso os curtailments são mais comuns nos parques eólicos, onde a produção é realizada por uma distribuidora de energia.

A melhora da infraestrutura pode resolver parte da questão, mas Ricardo Brandão, diretor de regulação da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), destaca que o investimento público acabaria favorecendo poucas pessoas. “Eu faço um grande investimento em energia, em transmissão, consigo acomodar essa geração produzida pelos painéis solares, dos telhados e das fazendas solares, só que quem paga por isso são justamente os consumidores que não são clientes de fazendas solares e que não tem painel solar nos seus telhados”, alerta.

O ganho estrutural vai além de aumentar o alcance das linhas de transmissão, avalia Martins, da FGV. Para o Brasil aproveitar todo o potencial de sua matriz energética renovável, o professor entende que é preciso uma expansão coordenada da oferta, demanda e capacidade da rede. “O próximo salto da transição energética brasileira não será apenas instalar mais megawatts de renováveis, como muito se fala, será sim integrar melhor esses megawatts aos sistemas, reduzindo desperdícios, evitando curtailment e direcionando investimentos para as áreas onde eles realmente agregam valor ao país”, pondera.

O Plano Decenal de Energia (PDE) 2026-2035 da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), usado para orientar políticas públicas, indica que o Brasil vai precisar de R$ 116,9 bilhões em investimentos. Desse total, R$ 78 bilhões (67%) devem ser usados para ampliar em 29 mil quilômetros as linhas de transmissão brasileiras, que atualmente possuem 190 mil quilômetros, enquanto os demais R$ 38,9 bilhões devem ser usados para arcar com a construção e manutenção de subestações.

Um levantamento da Frente Nacional dos Consumidores de Energia (FNCE) aponta que medidas aprovadas pelo Governo Federal e pelo Congresso Nacional entre janeiro de 2023 a maio de 2026 provocarão custos extras de quase R$ 1 trilhão na conta de luz dos brasileiros. A estimativa é de que o valor seja pago pelos consumidores até 2050. 

Conforme o estudo, entram na conta os custos criados por medidas provisórias, novas leis, leilões de energia, violação de tratados internacionais, como o de Itaipu, acordos com empresas e "jabutis" – emendas ou artigos inseridos em projetos de lei ou medidas provisórias que não têm nenhuma relação com o tema original do texto.

A FNCE informa que as medidas devem resultar em custos extras de cerca de R$ 985 bilhões até 2050, que devem impactar os consumidores de forma ampla, como disse a entidade, em nota.

“O valor impactará o custo de energia de todos os consumidores, incluindo residenciais, comércio e indústria, tanto no mercado livre quanto para quem é atendido por distribuidoras, excluindo-se o público de baixa renda inscrito no Cadastro Único”, afirmou, em nota, a FNCE, que reúne organizações dos segmentos de consumo de energia no Brasil e discute principalmente temas ligados ao setor elétrico do país.

Reforma setorial

Na avaliação da FNCE, o excesso de contratações e de novos custos impactam a sustentabilidade do sistema elétrico. Para a Frente, o cenário requer uma reforma setorial  urgente e ampla. 

“Para além de medidas pontuais e descoordenadas implementadas recentemente, o setor necessita de uma revisão de suas bases regulatórias para atender a todas as transformações que têm ocorrido no âmbito do planejamento, operação, comercialização e consumo”, ressaltou a FNCE.

A recomendação da entidade é de que a reforma ocorra a partir do início do ano que vem. Na avaliação da Frente, caso medidas não sejam tomadas, há possibilidade de um colapso do sistema elétrico.

Novos custos para o consumidor 

Para realizar a análise, o estudo considerou os atos dos poderes Executivo e Legislativo que ocorreram entre janeiro de 2023 e maio de 2026. 

A projeção não considera os impostos PIS, Cofins e ICMS nem novas despesas que foram aprovadas no período, mas não são mandatórias e não estão contratadas – ou seja, só devem ocorrer em caso de necessidade. Segundo a Frente, são enquadrados nas exclusões alguns contratos de usinas de biomassa, custos com combustíveis para usinas contratadas em leilões, entre outros. 

O levantamento também excluiu do cálculo a ampliação da Tarifa Social, que redistribuiu custos do setor entre diferentes grupos de consumidores.
 
Confira os custos adicionados à conta de luz entre janeiro 2023 e março de 2026:

• MP 1212 (R$ 112,5 bi em 25 anos): prorrogou por 36 meses os benefícios tarifários para projetos de energia renovável, antecipou recursos da privatização da Eletrobras para reduzir reajustes na conta de luz e criou medidas para conter aumentos tarifários;
• Despesas não previstas no Tratado de Itaipu (R$ 21,1 bi em 4 anos): criadas despesas extras após os governos brasileiro e paraguaio violarem o tratado de Itaipu. Despesas terão que ser pagas pelos consumidores das regiões Sudeste, Sul e Centro-Oeste;
• MP 1.232 (R$ 14 bi em 15 anos); custo das flexibilizações previstas para a recuperação da Amazonas Energia;
• Acordo consensual sobre PCS (R$ 9 bi em 8 anos): acordo entre Ministério de Minas e Energia (MME) e empresas de energia no Procedimento Competitivo Simplificado (PCS), com apoio do Tribunal de Contas da União (TCU), que permitiu a essas empresas evitar multas por descumprimento de contrato e manter uma receita anual por oito anos;
• "Jabutis" das eólicas offshore (R$ 197 bi em 25 anos): Congresso derrubou trechos do veto presidencial na lei que regula a produção de energia eólica em alto-mar, prorrogou o incentivo a fontes renováveis (Proinfa), obrigou a contratação de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), a contratação compulsória de hidrogênio a partir do etanol do Nordeste e energia eólica no Sul;
• MP 1300 + MP 1304 (R$ 114,58 bi em 25 anos): MP 1304 foi convertida na lei 15.269/2025 e agregou determinações da MP 1300, que prevê contratação de térmicas a carvão, usinas de até 50 MW e cria a compensação dos geradores renováveis afetados pelo curtailment;
• 2º LRCAP – 2026 (R$ 515,7 bi por até 15 anos): contratação de hidrelétricas, térmicas a gás, biometano e carvão para reserva de capacidade por períodos que variam entre 10 e 15 anos a depender do contrato;
• 3º LRCAP – 2026 (R$ 978,6 milhões por até 10 anos): contratação de térmicas a óleo combustível, óleo diesel e biodiesel para serviço de reserva de capacidade por períodos entre 3 e 10 anos a depender do contrato.

Durante a missão empresarial liderada pela Confederação Nacional da Indústria (CNI) na Alemanha, realizada na última semana, a indústria brasileira e o país alemão firmaram um acordo para a criação do empreendimento Morro Pintado, da empresa Brazil Green Energy. O projeto prevê a instalação de uma fábrica de produção de hidrogênio verde e amônia no Rio Grande do Norte.

Segundo a CNI, a iniciativa representa um exemplo concreto do potencial de expansão dos negócios entre Brasil e Alemanha e reforça a meta de duplicar o comércio bilateral em cinco anos.

O presidente da Federação das Indústrias do Estado do Rio Grande do Norte (FIERN), Roberto Serquiz, disse que o acordo marca um avanço decisivo na produção de hidrogênio e amônia no Rio Grande do Norte.

“O Rio Grande do Norte tem um grande potencial de energias renováveis. Na semana passada nós mapeamos os principais oásis de vento ou as áreas prioritárias onde esse potencial estava para a geração de hidrogênio. E esse potencial foi definido em 89 milhões de toneladas [por ano] — um dos maiores potenciais que existem no Brasil”, afirmou.

Serquiz também destacou a importância do acordo para o fortalecimento da relação entre os dois países.

“A relação com a Alemanha, um dos líderes na industrialização mundial, traz confiança, inovação e compromisso com o desenvolvimento sustentável. Nós temos esse olhar muito positivo para essas parcerias, sobretudo com países como a Alemanha”, ressaltou.

Além do presidente da FIERN, participaram da solenidade de assinatura do acordo o presidente da CNI, Ricardo Alban, e o presidente da Agência Brasileira de Promoção de Exportações e Investimentos (ApexBrasil), Laudemir Müller. 

Oportunidades de parcerias para federações industriais brasileiras

Também na semana passada, o presidente da CNI, Ricardo Alban, o diretor de Desenvolvimento Industrial da entidade, Jefferson Gomes, e o assessor internacional da CNI, Frederico Lamego, juntamente com nove presidentes de federações estaduais das indústrias, participaram de uma reunião com a Câmara Brasil-Alemanha (AHK), durante a Feira de Hannover.

Na ocasião, a instituição apresentou à CNI oportunidades de parcerias para federações industriais brasileiras em projetos com estados alemães, como Baviera, Baden-Württemberg e Baixa Saxônia, onde está localizada a cidade de Hannover. 

Alban ressaltou a importância de missões empresariais como a realizada na Alemanha para aproximar as empresas brasileiras dos ambientes internacionais de promoção de negócios. 

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O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou, na última quarta-feira (1º), uma resolução que prioriza a aquisição de biodiesel nacional. Ao ser classificado como de interesse da Política Energética Nacional, ao menos 80% do volume total do biocombustível comercializado no território nacional deve ser proveniente de produtores com o Selo Biocombustível Social (SBS) e autorizados pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Como a competência da agência é estritamente nacional, na prática, a política impede a importação do biodiesel utilizado para a mistura obrigatória ao óleo diesel, estipulada em 15% do volume total desde agosto do ano passado. A Lei do Combustível do Futuro prevê a elevação da combinação para 16% neste ano.

Segundo o Ministério de Minas e Energia, um dos objetivos centrais da medida é reforçar a inclusão produtiva da agricultura familiar. Pequenos produtores são os principais geradores de biomassas agrícolas – bagaço de cana-de-açúcar, soja, milho e dejetos de animais –, matéria-prima de combustíveis renováveis. Os produtores de biodiesel que adquirem esses itens de agricultores familiares identificados com o Selo Biocombustível Social têm acesso a benefícios fiscais e comerciais.

A iniciativa também busca a estabilidade regulatória do setor e a sustentabilidade do Programa Nacional de Produção e Uso do Biodiesel (PNPB), estabelecendo a prioridade e aprimorando a gestão do Selo.

Alexandre Silveira, ministro de Minas e Energia, considera a decisão estratégica para a transição energética e com forte base social. “Essa decisão do CNPE reafirma que a política de biodiesel no Brasil não é apenas energética, mas também social. Ao garantir a participação mínima de produtores com o Selo Biocombustível Social, asseguramos previsibilidade ao mercado, fortalecemos a agricultura familiar e damos sustentação de longo prazo a uma política pública que gera renda, inclusão e desenvolvimento regional”, afirmou.

A proposta aprovada é parte dos resultados do Relatório de Análise de Impacto Regulatório (AIR) elaborado por Grupo de Trabalho Interministerial instituído pela Resolução CNPE nº 9/2023, coordenado pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e composto pela Casa Civil da Presidência da República, Ministério da Fazenda, Ministério da Agricultura e Pecuária (MAPA), Ministério do Desenvolvimento Agrário e Agricultura Familiar (MDA), Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC), Ministério do Meio Ambiente e Mudança do Clima (MMA), além da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e da Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

Além disso, o CNPE estabeleceu diretrizes para o aprimoramento da governança do Selo Biocombustível Social, com foco no fortalecimento da rastreabilidade, da transparência e da previsibilidade regulatória. A resolução prevê o aperfeiçoamento das bases de dados, a consolidação de informações auditáveis e a apresentação periódica de relatórios ao CNPE, ampliando a capacidade de monitoramento e avaliação da política pública.

A resolução passa a orientar as diretrizes do setor de biodiesel no âmbito da Política Energética Nacional, reforçando a integração entre os pilares social e energético do PNPB e a atuação coordenada entre os órgãos responsáveis pela sua implementação.

Biometano

Além das diretrizes para o biodiesel, o CNPE também aprovou a mistura de 0,5% de biometano ao gás natural. Produzido a partir de resíduos agropecuários, o combustível é considerado um dos principais vetores da agroenergia e contribui para ampliar a participação de fontes renováveis na matriz energética brasileira.

Em 2025, o Brasil registrou a entrada de mais de 21 mil novas unidades consumidoras no mercado livre de energia. São Paulo lidera o ranking estadual, com 6.114 migrações. Os dados constam em estudo divulgado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

Paraná e Minas Gerais aparecem em seguida, com 2.214 e 1.743 migrações, respectivamente. Confira o ranking completo por estado:
Ranking por estado

1. São Paulo – 6.114
2. Paraná – 2.214
3. Minas Gerais – 1.743
4. Rio Grande do Sul – 1.581
5. Santa Catarina – 1.344
6. Rio de Janeiro – 1.233
7. Bahia – 881
8. Ceará – 872
9. Mato Grosso – 821
10. Pará – 690
11. Goiás – 584
12. Pernambuco – 582
13. Espírito Santo – 437
14. Mato Grosso do Sul – 386
15. Distrito Federal – 309
16. Maranhão – 296
17. Rio Grande do Norte – 262
18. Paraíba – 235
19. Rondônia – 201
20. Amazonas – 197
21. Piauí – 194
22. Tocantins – 152
23. Sergipe – 128
24. Alagoas – 116
25. Acre – 49
26. Amapá – 27
27. Roraima – sem informações

O Mercado Livre de Energia é um ambiente competitivo de negociação de energia elétrica no qual os consumidores e os fornecedores podem negociar livremente todas as condições comerciais, como preço, quantidade de energia, período de suprimento, pagamento, entre outros aspectos.

Cenário por região e setor econômico

No campo regional, o destaque é para o Sudeste, com 9.527 novas unidades consumidoras em 2025. O Sul aparece em seguida, com 5.139 migrações. O Nordeste, configura em terceiro, com um total de 3.566, enquanto o Centro-Oeste conta com 2.100 novas unidades. Já o Norte registrou 1.316.

VEJA MAIS:

• Ministério das Comunicações e Anatel publicam edital de licitação da faixa de 700 MHz para ampliar conectividade no Brasil
• Estados e municípios recebem R$ 3,1 bilhões em participações especiais da ANP; veja a lista

Em relação aos setores econômicos, o destaque é para serviços, que passou de 6.648 unidades consumidoras para 7.458, no período analisado. Comércio também teve boa adesão, ao sair de 4.098 para 6.379 unidades consumidoras. Confira o resultado de outras atividades: 

• Alimentícios — de 1.940 para 3.194
• Saneamento — de 1.790 para 2.248
• Manufaturados diversos — de 1.780 para 2.984
• Minerais não metálicos — de 904 para 1.195
• Metalurgia e produtos de metal — de 665 para 939
• Madeira, papel e celulose — de 433 para 507
• Transporte — de 302 para 317
• Químicos — de 299 para 363
• Telecomunicações — de (não informado) para 282
• Têxteis — de 251 para 521
• Veículos — de 159 para 291
• Bebidas — de (não informado) para 167
• Extração de minerais metálicas — de 35 para 28

Energias renováveis no Brasil

O Brasil é apontado como o terceiro país que mais gera energia a partir de fontes renováveis no mundo. A informação é da Agência Internacional de Energia Renovável (Irena, em inglês), com dados até abril de 2024.

Ao todo, o país contabiliza 213 gigawatts de capacidade instalada, atrás apenas da China (1.800 GW) e dos Estados Unidos (428 GW). No entanto, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) estima que aproximadamente 17% dessa energia é desperdiçada devido à falta de armazenamento ou integração do sistema elétrico. A Região Nordeste, onde 70,6% da eletricidade é gerada a partir de fontes solar ou eólica, é a mais afetada por essa limitação.
 

Em 2025, o Brasil registrou a entrada de mais de 21 mil novas unidades consumidoras no mercado livre de energia. São Paulo lidera o ranking estadual, com 6.114 migrações. Os dados constam em estudo divulgado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

Paraná e Minas Gerais aparecem em seguida, com 2.214 e 1.743 migrações, respectivamente. Confira o ranking completo por estado:
Ranking por estado

1. São Paulo – 6.114
2. Paraná – 2.214
3. Minas Gerais – 1.743
4. Rio Grande do Sul – 1.581
5. Santa Catarina – 1.344
6. Rio de Janeiro – 1.233
7. Bahia – 881
8. Ceará – 872
9. Mato Grosso – 821
10. Pará – 690
11. Goiás – 584
12. Pernambuco – 582
13. Espírito Santo – 437
14. Mato Grosso do Sul – 386
15. Distrito Federal – 309
16. Maranhão – 296
17. Rio Grande do Norte – 262
18. Paraíba – 235
19. Rondônia – 201
20. Amazonas – 197
21. Piauí – 194
22. Tocantins – 152
23. Sergipe – 128
24. Alagoas – 116
25. Acre – 49
26. Amapá – 27
27. Roraima – sem informações

O Mercado Livre de Energia é um ambiente competitivo de negociação de energia elétrica no qual os consumidores e os fornecedores podem negociar livremente todas as condições comerciais, como preço, quantidade de energia, período de suprimento, pagamento, entre outros aspectos.

Cenário por região e setor econômico

No campo regional, o destaque é para o Sudeste, com 9.527 novas unidades consumidoras em 2025. O Sul aparece em seguida, com 5.139 migrações. O Nordeste, configura em terceiro, com um total de 3.566, enquanto o Centro-Oeste conta com 2.100 novas unidades. Já o Norte registrou 1.316.

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Em relação aos setores econômicos, o destaque é para serviços, que passou de 6.648 unidades consumidoras para 7.458, no período analisado. Comércio também teve boa adesão, ao sair de 4.098 para 6.379 unidades consumidoras. Confira o resultado de outras atividades: 

• Alimentícios — de 1.940 para 3.194
• Saneamento — de 1.790 para 2.248
• Manufaturados diversos — de 1.780 para 2.984
• Minerais não metálicos — de 904 para 1.195
• Metalurgia e produtos de metal — de 665 para 939
• Madeira, papel e celulose — de 433 para 507
• Transporte — de 302 para 317
• Químicos — de 299 para 363
• Telecomunicações — de (não informado) para 282
• Têxteis — de 251 para 521
• Veículos — de 159 para 291
• Bebidas — de (não informado) para 167
• Extração de minerais metálicas — de 35 para 28

Energias renováveis no Brasil

O Brasil é apontado como o terceiro país que mais gera energia a partir de fontes renováveis no mundo. A informação é da Agência Internacional de Energia Renovável (Irena, em inglês), com dados até abril de 2024.

Ao todo, o país contabiliza 213 gigawatts de capacidade instalada, atrás apenas da China (1.800 GW) e dos Estados Unidos (428 GW). No entanto, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) estima que aproximadamente 17% dessa energia é desperdiçada devido à falta de armazenamento ou integração do sistema elétrico. A Região Nordeste, onde 70,6% da eletricidade é gerada a partir de fontes solar ou eólica, é a mais afetada por essa limitação.
 

Os consumidores brasileiros podem enfrentar um aumento temporário na conta de luz com a substituição dos medidores convencionais por equipamentos inteligentes. No entanto, a medida tende a gerar economia e ganhos de eficiência no médio e longo prazos. A avaliação é do Ministério de Minas e Energia (MME), que aponta que os novos dispositivos devem contribuir para a redução de perdas, fraudes, inadimplência e custos operacionais — fatores que hoje pressionam as tarifas de energia elétrica.

“A modernização da medição amplia as possibilidades de escolha e gestão para o consumidor, viabilizando novas modalidades tarifárias, como tarifas diferenciadas por horário, programas de resposta à demanda e maior integração com geração distribuída. Isso permite que o consumidor adapte seu consumo ao seu perfil, com mais transparência, previsibilidade e potencial de economia na conta de luz”, explica o MME.

Os medidores inteligentes são dispositivos digitais avançados que permitem a medição do consumo de energia em tempo real, sem a necessidade de leitura manual. Diferentemente dos medidores eletrônicos atualmente instalados, esses equipamentos podem ser conectados à internet e possuem comunicação direta com as distribuidoras.

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As distribuidoras de energia deverão instalar os medidores inteligentes no prazo de 24 meses, contados a partir de março de 2026, conforme a Portaria Normativa MME nº 126, de 28 de janeiro de 2026. Inicialmente, a instalação deverá contemplar 2% dos consumidores atendidos nas áreas de concessão das empresas até março de 2028.

Impacto na tarifa

Segundo o MME, o investimento inicial para a substituição dos medidores será feito pela concessionária. Depois que a ANEEL confirmar a adequação do investimento, o valor é incorporado aos custos reconhecidos da empresa e, consequentemente, repassado à tarifa.

“Adicionalmente, foram previstos mecanismos para mitigar o risco de impacto tarifário, como a utilização de recursos de receitas acessórias próprias e complementares e dos valores arrecadados de ultrapassagem de demanda e excedente reativo pelas distribuidoras para a implantação dos medidores inteligentes”, explicou o ministério.

Apesar do possível aumento inicial na conta de energia, o MME projeta que os medidores inteligentes trarão eficiência e economia ao longo do tempo, beneficiando o consumidor. 

Vantagens para os usuários

Entre os benefícios do sistema com medidores inteligentes estão:

• Alívio tarifário futuro: redução de perdas e inadimplência, despesas com corte e religamento, custos de leitura e faturamento;
• Otimização da operação: detecção mais rápida de falhas e interrupções, melhorando a qualidade do serviço;
• Maior gestão do consumo: acompanhamento detalhado do uso de energia, permitindo ajustes conforme sinais de preço;
• Estímulo a novos serviços: abertura de mercado, tarifas diferenciadas por horário, programas de resposta à demanda e integração com geração distribuída, armazenamento e veículos elétricos, alinhando a cobrança ao perfil real de consumo.

As distribuidoras poderão definir critérios e especificações técnicas na contratação dos equipamentos, sem exigir padronização entre empresas. Consumidores que tiverem os medidores substituídos receberão, prioritariamente, a conta digital, mantendo a opção de fatura física.

Em casos excepcionais, as concessionárias poderão implementar soluções alternativas caso não consigam cumprir a meta estabelecida. O entendimento do governo é de que há maiores dificuldades de implementação em algumas regiões, especialmente no Norte do país, em razão da ausência de infraestrutura adequada de telecomunicações em determinadas localidades.

Nessas situações, as empresas deverão assegurar benefícios superiores aos consumidores, além de direcionar os investimentos à digitalização da rede ou dos serviços de distribuição. 

A princípio, não há uma definição de quais municípios serão priorizados. A escolha das unidades consumidoras que receberão os sistemas de medição inteligente considera aspectos de eficiência, redução de perdas não técnicas e custos operacionais, além de melhoria da qualidade do serviço.
 

As distribuidoras de energia elétrica deverão instalar medidores inteligentes para os consumidores no prazo de 24 meses, contados a partir de março de 2026. A determinação consta na Portaria Normativa MME nº 126, de 28 de janeiro de 2026, publicada pelo Ministério de Minas e Energia (MME).

Inicialmente, a instalação deverá contemplar 2% dos consumidores atendidos nas áreas de concessão das empresas até março de 2028.

Os medidores inteligentes são dispositivos digitais avançados que permitem a medição do consumo de energia elétrica em tempo real, sem a necessidade de leitura manual. Esses equipamentos podem ser conectados à internet e possuem comunicação direta com as distribuidoras, diferentemente dos medidores eletrônicos atualmente instalados.

De acordo com o MME, os consumidores que tiverem o medidor substituído passarão a receber, de forma prioritária, a conta de luz em formato digital, permanecendo a opção de recebimento da fatura física.

Modernização do setor

A medida está alinhada ao decreto que trata da renovação das concessões das distribuidoras de energia elétrica, o qual estabelece diretrizes voltadas à digitalização e modernização do segmento.

Em casos excepcionais, as concessionárias poderão implementar soluções alternativas caso não consigam cumprir a meta estabelecida. O entendimento do governo é de que há maiores dificuldades de implementação em algumas regiões, especialmente no Norte do país, em razão da ausência de infraestrutura adequada de telecomunicações em determinadas localidades.

Nessas situações, as empresas deverão assegurar benefícios superiores aos consumidores, além de direcionar os investimentos à digitalização da rede ou dos serviços de distribuição.

Especificações mínimas dos medidores

O ministério definiu requisitos técnicos mínimos para os novos dispositivos, que deverão contemplar:

• leitura remota dos dados de consumo;
• possibilidade de corte e religamento remotos, conforme as características das unidades consumidoras, devidamente justificadas pela concessionária;
• preservação dos registros durante interrupções no fornecimento de energia;
• registro, com data e hora, das interrupções de energia;
• registro de ocorrências de alterações na programação do medidor, quando aplicável;
• mecanismos de segurança cibernética e interoperabilidade;
• sistema de alarme antifraude;
• gestão do consumo por meio de interface em aplicativo disponibilizado pela distribuidora;
• intervalo de integralização das grandezas em base horária;
• comunicação remota via interface com o sistema de medição Advanced Metering Infrastructure (AMI);
• permissão para tarifação por horário de uso, com no mínimo quatro postos tarifários programáveis no sistema de medição, ou possibilidade de tarifação horária no sistema de faturamento da concessionária.

As distribuidoras poderão definir seus próprios critérios e especificações técnicas no momento da contratação dos equipamentos, não sendo exigida padronização entre as empresas.

Escolha das unidades consumidoras e investimentos

A seleção das unidades consumidoras que receberão os medidores deverá considerar critérios de eficiência, como a infraestrutura existente, a redução de perdas não técnicas e a diminuição de custos operacionais.

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Os investimentos necessários para a instalação dos dispositivos ou das soluções alternativas deverão ser incorporados à base regulatória das empresas, conforme previsto na regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

As distribuidoras também deverão apresentar à Aneel, até 29 de fevereiro de 2028, uma análise de custo-benefício referente à implementação dos sistemas de medição inteligente em suas áreas de concessão, observando as diretrizes estabelecidas na portaria do MME.

Atuação da Aneel

A publicação da portaria ocorre paralelamente a um debate semelhante conduzido pela Aneel. Em 27 de janeiro de 2026, a diretoria da agência aprovou a abertura de consulta pública para discutir a digitalização do segmento de distribuição, com foco em eventuais entraves regulatórios à instalação dos dispositivos.

A Aneel poderá estabelecer diretrizes adicionais e disponibilizar documentos de apoio à elaboração das análises de custo-benefício. A partir de março de 2028, a implantação dos sistemas deverá observar os resultados dessas análises, sem necessidade de aprovação prévia por parte do regulador.

Por fim, o MME determinou que, em janeiro de cada ano, as distribuidoras apresentem um Plano de Investimentos com horizonte de cinco anos. O documento deverá contemplar investimentos em digitalização, expansão, renovação e modernização das redes e serviços, além de ações voltadas à inclusão energética e à prestação de serviços em áreas de vulnerabilidade socioeconômica. O plano deverá ser atualizado anualmente ou sempre que solicitado pelo governo.