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.

FPM: R$ 7,3 bilhões serão partilhados entre os municípios brasileiros, nesta sexta-feira (30)

Reforma Tributária amplia créditos e põe fim à cobrança em cascata

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.
 

Os gestores municipais têm até o dia 12 de janeiro para participar da consulta pública que revisa a Resolução Conama 462/2014, que define regras para o licenciamento ambiental de empreendimentos eólicos terrestres. A consulta propõe a definição de critérios e procedimentos para o licenciamento ambiental de projetos de geração de energia eólica.

A ideia é que a consulta possa contribuir com novas regras de licenciamento de parques eólicos. A iniciativa tem como objetivo aprimorar parâmetros técnicos e padronizar exigências ambientais. 

O projeto também visa analisar os impactos territoriais, especialmente em regiões onde a expansão dos parques eólicos ocorre de forma acelerada. Outro tópico a ser analisado é o do ruído durante a fase de instalação e ao longo da operação da infraestrutura.

O governo destaca que a etapa de consulta pública é essencial para garantir transparência e qualidade técnica na formulação da nova resolução. 

Os gestores interessados em enviar suas contribuições devem acessar o site brasilparticipativo.presidencia.gov.br/processes/CONAMA. 

Importância da participação dos municípios

A recomendação da Confederação Nacional de Municípios (CNM) é de que os municípios participem de forma efetiva do processo, mesmo que o licenciamento ambiental de parques eólicos seja, em regra, conduzido pelos estados.

Na avaliação da entidade, os municípios são relevantes para contribuir com o diálogo, especialmente sobre o distanciamento entre turbinas e áreas habitadas, impactos do ruído, avaliação de impactos cumulativos e mecanismos de monitoramento pós-licenciamento. 

Para a CNM, a revisão deve garantir que os benefícios da energia renovável estejam aliados a critérios técnicos claros, com maior previsibilidade no licenciamento e instrumentos que tragam segurança aos gestores municipais.

A Confederação reforça a atuação cotidiana das prefeituras com demandas relacionadas ao bem-estar das comunidades, saúde pública, ordenamento territorial, conflitos de uso do solo,  infraestruturas municipais e proteção ambiental. 

Considerando a atuação das unidades municipais, a CNM afirma que a consulta pública é essencial para que experiências e evidências dos territórios contribuam para aprimorar a norma, reduzindo conflitos e fortalecendo a gestão ambiental do município. 

Consequências da falta de regras claras

O setor eólico segue em expansão no Brasil. No entanto, ao envolver os municípios, a adoção de energias alternativas traz impactos para a comunidade local. 

Em nota, a CNM destaca que normas internacionais, como a IEC 61400-11, orientam sobre a medição do ruído gerado por aerogeradores. 

Os moradores próximos às instalações citam efeitos como ruído e vibrações, com relatos de incômodo, dificuldade para dormir e sensação de cansaço, mesmo quando as medições registram valores dentro dos limites permitidos. Por isso, a participação dos municípios deve considerar, em especial, a indicação do distanciamento mínimo entre aerogeradores e áreas residenciais, como defende a CNM em nota.

“Isso porque os moradores vizinhos aos parques eólicos podem relatar alterações fisiológicas, como insônia, irritabilidade e ansiedade, o que afeta a qualidade de vida da população e preocupa gestores locais e serviços de saúde”, diz um trecho da nota.

Além dos efeitos sociais, também há impactos ambientais no que diz respeito às alterações comportamentais em aves.

O Brasil é o terceiro país que mais gera energia a partir de fontes renováveis no mundo. A contagem não é nova, foi feita pela Agência Internacional de Energia Renovável (Irena, em inglês) em abril do ano passado, e contabiliza 213 gigawatts de capacidade instalada no país, atrás somente da China (1.800 GW) e dos Estados Unidos (428 GW).

No entanto, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) estima que cerca de 17% dessa energia é desperdiçada por falta de armazenagem ou integração do sistema elétrico. A Região Nordeste, onde 70,6% da eletricidade é solar ou eólica, é a que mais sofre pela falta dessa infraestrutura.

Para o diretor executivo da Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia (Absae), Fábio Lima, essa realidade brasileira pode estar com os dias contados, graças à expansão do mercado de baterias. “O armazenamento tende a ser aplicado em todo o país, mas o Nordeste tem destaque, com seus grandes parques eólicos e fotovoltaicos – que hoje sofrem com os cortes de geração, assim como na utilização no agronegócio –, em sistemas de menor porte. A Amazônia já tem visto o avanço do armazenamento nos sistemas isolados e nas comunidades ribeirinhas associado à geração solar”, conta o executivo.

Esses equipamentos têm a capacidade de armazenar a energia gerada durante o dia, principalmente nos momentos de maior incidência de ventos e raios solares, para usar quando esses recursos não estão disponíveis, como durante a noite. Nos cálculos da entidade, esse mercado pode faturar R$70 bilhões até 2034. Além do agronegócio, outras atividades de grande porte, como indústrias intensivas, centros comerciais e até hospitais, podem se tornar consumidores desses itens e beneficiar toda a população.

“O armazenamento de energia em baterias permite aproveitar energia elétrica renovável e abundante, principalmente de fontes eólica e solar fotovoltaica, evitando seu desperdício, que prejudica os geradores, e utilizá-la nos horários de pico, reduzindo o acionamento de fontes mais caras, como usinas termoelétricas”, afirma o diretor da instituição.

Leilão 2026

Durante a COP 30, em Belém do Pará, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, anunciou para abril deste ano o primeiro leilão de reserva de capacidade em sistemas de armazenamento de energia por baterias. A partir dele, o governo vai autorizar empresas do ramo energético a armazenar e fornecer energia elétrica a partir de baterias químicas.

Segundo a portaria com as regras do certame, os sistemas devem realizar a recarga completa em até seis horas, com disponibilidade de potência máxima de quatro horas diárias e acima de 30 megawatts (MW). O início da operação está definido para agosto de 2028 e terá prazo de dez anos. A previsão é que o montante contratado seja de 2 GW.

Transição energética

O mercado de baterias é visto como a próxima fronteira do setor elétrico brasileiro. Grandes empresas, nacionais e multinacionais, já demonstraram interesse em participar do leilão e também de entrar na livre concorrência no país, incluindo a Petrobras.

O desenvolvimento desse ramo pode ajudar a consolidar o Brasil como líder na transição energética. Atualmente, 91,2% de toda a eletricidade produzida no país vem de fontes renováveis, como usinas hidrelétricas, eólicas, solares e de biomassa, segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) emitiu, nesta segunda-feira (29), ofício com diretrizes para “para fortalecer o fornecimento de energia durante o período do Verão 2025/2026.” As medidas visam coordenar distribuidoras e poder público diante de previsões de elevação de temperaturas, chuvas intensas e ventos fortes. 

Segundo as normativas da autarquia, as distribuidoras de energia devem notificar o poder público - estados e municípios - imediatamente após identificar eventos climáticos críticos. A notificação deve ocorrer por canais exclusivos de comunicação mantidos com estados e municípios. As diretrizes constam no Ofício Circular nº 5/2025 da ANEEL. 

Conforme o diretor-geral da ANEEL, Sandoval Feitosa, "a mitigação dos impactos decorrentes de eventos climáticos demanda atuação coordenada e integrada entre as instituições". 

Entre as medidas, a Agência viabiliza o Sistema Radar. Disponível à população, esse sistema fornece informações em tempo real sobre as interrupções de energia. O sistema pode ser acessado pelo site da ANEEL e pelo aplicativo ANEEL Consumidor. 

Conteúdo para notificação ao poder público

Embora o ofício não traga um modelo padronizado, a regulação recente da ANEEL sobre comunicação em emergências indica que a notificação ao poder público deve contemplar: provável causa da ocorrência, área afetada e tempo estimado para normalização do serviço.​

Com essas informações, estados, municípios e defesas civis podem direcionar as ações de atendimento à população e de suporte a serviços essenciais. 
 

A percepção de que o Custo Brasil pesa cada vez mais sobre a produção industrial segue em alta. Uma pesquisa da Confederação Nacional da Indústria (CNI) revela que 64% dos empresários do setor acreditam que esse impacto aumentou nos últimos três anos. Outros 27% afirmam que ele permaneceu constante, enquanto apenas 6% perceberam uma redução no período.

O Custo Brasil é o conjunto de barreiras estruturais, burocráticas e econômicas que encarecem a produção, travam investimentos e afetam diretamente os preços ao consumidor. Esse custo é estimado em R$ 1,7 trilhão por ano para as empresas brasileiras, o equivalente a 20% do Produto Interno Bruto (PIB) do país, segundo estudo realizado pelo Movimento Brasil Competitivo (MBC), em parceria com o Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC).

Durante a abertura do Seminário Custo Brasil, realizado pela Folha de S. Paulo, com apoio da CNI, na última sexta-feira (5) na capital paulista, o diretor de Desenvolvimento Industrial, Tecnologia e Inovação da CNI, Jefferson Gomes, afirmou que o Custo Brasil é um obstáculo que precisa ser enfrentado com rapidez para que o país supere deficiências estruturais e se torne competitivo. 

“Não é apenas uma questão contábil para as empresas, mas a chave para transformar o imenso potencial do país em riquezas, empregos de melhor qualidade e bem-estar da população”, disse.

Percepção regional e por porte de empresa

A percepção de aumento do Custo Brasil nos últimos três anos varia entre as regiões:

• Sul: 72% dos empresários relatam alta;
• Nordeste e Sudeste: nas duas regiões, os empresários têm 63% de percepção de aumento;
• Norte/Centro-Oeste: 53% apontam crescimento do impacto.

Por porte, 69% das médias e grandes empresas afirmam que o peso do Custo Brasil cresceu no período. Entre os pequenos negócios, o índice é de 63%.

Energia competitiva e juros menores

Segundo Gomes, mesmo que o país invista em educação e inovação, o Custo Brasil continua prejudicando o desenvolvimento, desestimulando a criação de empregos e elevando os preços para o consumidor. Para reverter esse cenário, é preciso reduzir os juros para melhorar o acesso ao crédito.

“O principal entrave nessa área [acesso ao crédito] são os juros. Todos aqui sentem a taxa Selic em torno de 15%, que trava investimentos produtivos e o consumo, que são essenciais para estimular a geração de emprego e renda”, afirmou.

Para o diretor da CNI, outro eixo considerado decisivo é a oferta de energia renovável, com potência e qualidade, a preços competitivos.

“Os insumos são fundamentais para garantir oferta abundante de energia a preços competitivos. Isso requer, entre outras ações, a redução de encargos e subsídios, que atualmente representam 26% da conta de luz”, destacou.

Ele também reforçou a necessidade de ampliar investimentos em infraestrutura e ajustar regulações para melhorar a logística nacional.

“O diagnóstico está claro e as soluções são conhecidas. Não podemos mais perder tempo repetindo análises e estudos. É hora de partir para a ação. Nossa expectativa é que o poder público continue sendo um parceiro do setor produtivo nessa agenda tão relevante para o desenvolvimento das nossas empresas e do país”, completou.

VEJA MAIS:

• Custo Brasil: Para 70% dos empresários, carga tributária é o principal entrave, aponta pesquisa da CNI
• Ambiente regulatório do país ainda é confuso e difícil de navegar, avalia CNI

A pesquisa completa sobre a percepção dos empresários industriais sobre o Custo Brasil está disponível no link. 

O Senado aprovou nesta quinta-feira (30) a Medida Provisória (MP) 1.304/2025, que estabelece novas diretrizes para o setor elétrico brasileiro. A proposta, originalmente voltada a conter o aumento das tarifas de energia, passou por amplas modificações e segue para sanção presidencial.

Uma das principais mudanças é a abertura do mercado livre de energia (Ambiente de Contratação Livre – ACL) para consumidores residenciais e comerciais. A medida permitirá que os consumidores escolham os fornecedores de energia elétrica.

O cronograma de implantação será escalonado:

• Indústrias e comércios: dois anos após a sanção;
• Residenciais: três anos após a sanção.

Antes disso, serão realizadas ações de conscientização e regulamentação do Suprimento de Última Instância (SUI), que garante fornecimento emergencial em caso de falência ou inadimplência do fornecedor.

O relator da MP, senador Eduardo Braga (MDB-AM), destacou: “a discussão foi longa na comissão, foram discutidos todos os aspectos. Fizemos aquilo que foi possível no regime de democracia e num regime de correlação de forças: modernização, reestruturação no setor, com compromisso de levar uma energia mais barata para o consumidor, reduzir a conta da CDE, fazer o reequilíbrio do sistema e enfrentar as discussões estratégicas do setor”.

Subsídios e Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)

A proposta busca limitar o crescimento da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), fundo que subsidia programas como a Tarifa Social de Energia Elétrica e o Luz para Todos. O orçamento da CDE para 2025, aprovado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), é de R$ 49,2 bilhões, um aumento de 32,45% em relação a 2024.

O texto estabelece um teto para os recursos arrecadados via quotas pagas pelos consumidores, com correção pela inflação a partir de 2027. Além disso, 100% da receita das outorgas de concessão de hidrelétricas será destinada à CDE nos próximos sete anos, com aporte superior a R$ 15 bilhões.

Royalties do petróleo

A MP altera a metodologia de cálculo dos royalties do petróleo, que passará a considerar médias de cotações divulgadas por agências internacionais. Caso não haja dados disponíveis, será utilizada metodologia prevista em legislação ou decreto presidencial.

A mudança pode elevar a arrecadação, mas também os custos de novos projetos. O governo sinalizou possível veto ao trecho, considerado polêmico por parlamentares.

PCHs

Foi mantida a contratação de até 4.900 MW de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) em leilões de reserva de capacidade. Os contratos e investimentos terão correção pelo INCC e IPCA, respectivamente. A contratação compulsória de térmicas a gás foi retirada do texto.

Incentivo à tecnologia e armazenamento

A MP prevê isenção fiscal para sistemas de armazenamento de energia (BESS), com benefícios como:

• Isenção de IPI;
• Isenção de PIS/Cofins;
• Redução de imposto de importação.

A medida visa estimular novas tecnologias e reduzir desperdícios no Sistema Interligado Nacional (SIN).

Geração distribuída

A cobrança de R$ 20 por 100 kWh sobre novos projetos de geração distribuída, como sistemas solares em telhados, foi retirada do texto final. A medida havia sido sugerida para conter o crescimento acelerado do setor, considerado um risco à estabilidade do sistema elétrico pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

Além disso, foi aprovada a emenda que garante o ressarcimento por curtailment, corte na produção de energia eólica e solar em situações de excesso de oferta ou congestionamento da rede. 

Com informações da Agência Senado

VEJA MAIS:

• Congresso aprova validade permanente para benefícios tributários no IR
• Câmara retoma votações com foco no ajuste fiscal e em medidas de impacto popular

O apagão que atingiu oito estados e o Distrito Federal na madrugada desta terça-feira (14), após incêndio em reator na Subestação de Bateias, no Paraná, expôs vulnerabilidade no Sistema Interligado Nacional (SIN), segundo o engenheiro eletricista Ikaro Chaves.

Em nota, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) informou que a situação ocorreu às 0h32 e desligou completamente a unidade de 500 kilovolts (kV). A falha ocasionou a abertura da interligação entre os subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste. “No momento, a Região Sul exportava cerca de 5.000 MW para o Sudeste/Centro-Oeste”, comunicou.

A ocorrência também interrompeu cerca de 10 gigawatts (GW) de carga e comprometeu os quatro subsistemas: Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte. Os estados mais afetados foram:

1. São Paulo (2,6 GW);
2. Minas Gerais (1,2 GW);
3. Rio de Janeiro (900 MW);
4. Paraná (900 MW).

Para o especialista, o fato de uma falha considerada trivial — em uma subestação de 500 kV, entre centenas existentes no país — ter causado um apagão em larga escala, especialmente durante a madrugada, quando a demanda é baixa, revela que há fragilidades no sistema que precisam ser investigadas.

“Isso precisa ser investigado para descobrir realmente o que aconteceu, porque falhas de equipamentos acontecem o tempo todo, mas elas não chegam a causar uma interrupção severa da maneira com que foi colocado. Uma falha em uma subestação apenas, não seria capaz de causar um apagão nacional em situações normais”, aponta.

O Ministério de Minas e Energia (MME) e o ONS se reuniram na manhã da terça-feira (14) para avaliar o impacto e definir medidas corretivas. A  Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) enviou técnicos ao Paraná para inspecionar a subestação e abrir processo de fiscalização. As informações são da Agência Brasil. 

MME

O MME confirmou que o problema não decorreu de falta de geração. Durante entrevista ao programa Bom Dia, Ministro, da Empresa Brasil de Comunicação (EBC), o ministro Alexandre Silveira classificou o evento como “pontual e momentâneo” e reforçou que o Brasil possui energia suficiente para atender à demanda nacional.

“É importante que a população entenda que, nesse momento, não é falta de energia, é um problema na infraestrutura que transmite energia”, enfatizou Silveira.

Como funciona o SIN?

O engenheiro Ikaro Chaves explica que o sistema foi projetado com múltiplas redundâncias para lidar com esse tipo de ocorrência sem comprometer o fornecimento de energia. “Esse tipo de falha acontece o tempo todo, mas o sistema elétrico brasileiro é composto por diversas redundâncias”, pontua.

Essas redundâncias operam sob critérios técnicos conhecidos como N-1, N-2 e N-3. Isso significa que, mesmo com a falha de um ou mais componentes, o sistema deveria manter o fluxo de potência por meio de circuitos alternativos. “Você tem sempre um backup, uma rota de contingência; caso tenha uma falha em algum equipamento, esses outros circuitos podem dar vazão ao fluxo de potência e manter o sistema funcionando”, explica Chaves.

Além das rotas de contingência, o sistema conta com mecanismos de alívio de carga. Em situações críticas, esses mecanismos isolam a falha em uma área específica, como uma cidade ou estado, para evitar que o problema se espalhe e provoque um colapso nacional. 

“Você tem um sistema de alívio de carga que, no caso de uma falha severa, isola aquela falha em um determinado local para evitar que o país inteiro entre em colapso, como aconteceu”, afirma.

Estrutura do SIN

O SIN conecta quase todo o território brasileiro e é dividido em quatro subsistemas: Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte (com exceção de áreas isoladas). A matriz energética é majoritariamente hidrelétrica, com apoio de usinas térmicas e eólicas.

O ONS coordena a operação do sistema, enquanto a Aneel regula e fiscaliza os agentes do setor. 

Com informações da Agência Brasil.

VEJA MAIS: 

• Incêndio em subestação no PR causa apagão na madrugada; ONS e MME se reúnem para discutir ocorrência
• Consumo de energia no Brasil cresce 1,7% em junho e mantém ritmo de expansão

Um apagão atingiu, no início da madrugada desta terça-feira (14), estados de todas as regiões brasileiras. O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) confirmou que, às 0h32, houve uma ocorrência no Sistema Interligado Nacional (SIN) que provocou a interrupção de cerca de 10.000 MW de carga. Essa ocorrência afetou quatro subsistemas: Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte.  

De acordo com o ONS, o incidente teve início após um incêndio em um reator na Subestação de Bateias, no Paraná. O fogo desligou toda a subestação de 500 kV, interrompendo a interligação entre as regiões Sul e Sudeste/Centro-Oeste. No momento da ocorrência, o Sul exportava cerca de 5 mil MW para o Sudeste/Centro-Oeste.

Com o desligamento, houve perda de aproximadamente 1.600 MW de carga no Sul. Nas demais regiões, o Esquema Regional de Alívio de Carga (ERAC) foi acionado: no Nordeste, a interrupção chegou a 1.900 MW; no Norte, a 1.600 MW; e no Sudeste, a 4.800 MW.

"Assim que identificou a situação, o ONS iniciou ação conjunta com os agentes para restabelecer a energia nas regiões. O retorno dos equipamentos e a recomposição das cargas se deu de maneira segura, logo nos primeiros minutos, sendo que em até 1h30min todas as cargas das regiões Norte, Nordeste, Sudeste/Centro - Oeste foram restabelecidas. As cargas da região Sul foram recompostas totalmente por volta de 2h30min após a ocorrência", disse o comunicado do ONS.

Representantes do Ministério de Minas e Energia e do ONS se reúnem às 11h. O encontro foi confirmado pelo próprio ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira. As informações são da Agência Brasil. 

O ONS fará ainda uma análise preliminar da perturbação e deve concluir o Relatório de Análise da Perturbação (RAP) até sexta-feira (17).

VEJA MAIS:

• Consumo de energia no Brasil cresce 1,7% em junho e mantém ritmo de expansão
• CNI: 70% das indústrias se queixam de quedas de energia elétrica

Com informações da Agência Brasil

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) anunciou que, em outubro de 2025, a bandeira tarifária será vermelha patamar 1, o que implica um acréscimo de R$4,46 a cada 100 kWh consumidos nas faturas de energia elétrica.

A decisão reflete a continuidade do baixo volume de chuvas no país, que reduz o nível dos reservatórios e limita a geração hidrelétrica, exigindo maior uso das usinas termelétricas.   

A medida substitui a bandeira vermelha patamar 2, que vigorou nos últimos dois meses e tinha impacto tarifário ainda maior.

Bandeira tarifária

O sistema de bandeiras tarifárias foi criado para dar mais transparência ao consumidor sobre os custos da geração de energia elétrica no país. Sinaliza o custo variável da produção de acordo com fatores como a disponibilidade de recursos hídricos, contribuição das fontes renováveis e a necessidade de acionar usinas mais caras, como termelétricas 

Na bandeira verde, não há cobrança extra. Na amarela, aplica-se um acréscimo moderado. Já na vermelha, em seus dois patamares, o custo adicional é maior. 

Com informações da Aneel
 

A Medida Provisória (MP) 1.300/2025 introduz mudanças importantes na Tarifa Social de Energia Elétrica, com o objetivo de tornar a conta de luz mais justa para famílias de baixa renda inscritas no Cadastro Único (CadÚnico). O texto já foi aprovado pelo Congresso Nacional e aguarda sanção presidencial. 

Famílias com renda per capita de até meio salário mínimo e consumo mensal de até 80 kWh terão a conta de luz zerada, pagando apenas encargos que não dizem respeito diretamente ao consumo de energia, como Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) e taxas de iluminação pública. 

Já aquelas com renda entre meio e um salário mínimo por pessoa e consumo de até 120 kWh ficarão isentas da cobrança da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), a partir de 1° de janeiro de 2026. Também haverá descontos específicos e isenções para beneficiários do Benefício de Prestação Continuada (BPC), comunidades rurais, indígenas e quilombolas.

Critérios para acesso à Tarifa Social

• Famílias inscritas no CadÚnico, com renda familiar mensal per capita menor ou igual a meio salário-mínimo nacional;
• Idosos com 65 anos ou mais (ou pessoas com deficiência) que recebem o BPC e estão no CadÚnico;
• Famílias do CadÚnico com renda mensal de até três salários-mínimos, que tenham pessoa com doença ou deficiência cujo tratamento exija uso contínuo de aparelhos ou equipamentos elétricos;
• Famílias indígenas e quilombolas inscritas no CadÚnico, com consumo mensal de até 80 kWh/mês;
• Famílias atendidas em sistemas isolados da região Norte.

Pontos retirados da MP
Vários pontos previstos no texto original não entraram na versão final. Esses temas foram transferidos para outra MP ou simplesmente retirados da proposta. Entre eles estão:

• A escolha do fornecedor pelo consumidor residencial e comercial;
• A participação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) também no mercado de gás natural;
• O fim de incentivos para a geração de energia de fontes alternativas;
• A criação de tarifas diferenciadas por horário de consumo;
• A implantação do sistema de pré-pagamento de energia e cobranças específicas em áreas com alta inadimplência;
• Alterações nos critérios de formação de preços no mercado de curto prazo de energia.

A medida provisória deve beneficiar cerca de 4,5 milhões de famílias com a gratuidade total da conta de luz, além de estender reduções parciais a milhões de outros consumidores em situação de vulnerabilidade social.

Com informações da Agência Senado