Em um dia sufocante no fim de junho, a rede elétrica do Reino Unido foi submetida a uma pressão excepcional. Com a alta das temperaturas, a geração eólica despencou e os preços da eletricidade dispararam, obrigando o operador do sistema elétrico britânico a adotar medidas emergenciais para manter o fornecimento de energia.

O sistema, no fim, resistiu. Mas uma nova análise mostra que a frequência da rede permaneceu abaixo de seu nível normal de operação por quase 26 minutos — o período mais longo já registrado, segundo a empresa de dados de energia Montel. Isso deixou o sistema com uma margem menor de segurança caso outro problema tivesse ocorrido.

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As conclusões surgem em um momento em que a rede britânica enfrenta escrutínio político. Claire Coutinho, secretária de Energia do gabinete sombra, acusou o National Energy System Operator, o Neso, de omitir informações e colocar o país sob risco de apagões, citando denunciantes que a procuraram sobre medidas tomadas em 23 de junho. Coutinho não apresentou provas para as acusações, e o Neso nega irregularidades, mas a disputa voltou a chamar atenção para a resiliência da rede elétrica do Reino Unido.

O episódio evidencia um desafio mais amplo para a Europa. À medida que as ondas de calor ficam mais intensas, longas e frequentes, a demanda por eletricidade se torna menos previsível justamente quando os sistemas elétricos dependem cada vez mais de fontes renováveis sujeitas ao clima. Isso deixa os operadores de rede com pouca flexibilidade quando as condições não ajudam.

Nas últimas semanas, o Neso emitiu três alertas pedindo oferta adicional de eletricidade para manter uma reserva operacional suficiente. Esse tipo de medida costuma ser associado ao inverno, quando a demanda por aquecimento atinge o pico. Mas, com o calor extremo elevando o consumo de energia em toda a Europa, o verão começa a se tornar uma estação cada vez mais arriscada para o sistema elétrico da região.

“Quando eu era trader, a gente sempre dizia que o verão era chato”, afirmou Noemie Baud, analista da Montel e ex-trader sênior de energia intradiária da Convex Energy. “Isso não é mais verdade. Os verões estão tão interessantes quanto os invernos, se não mais.”

Medidas emergenciais

As condições climáticas estavam particularmente difíceis em 23 de junho. O Reino Unido, assim como boa parte da Europa Ocidental, enfrentava uma onda de calor escaldante. Escolas foram obrigadas a fechar, e as autoridades emitiram alerta vermelho para grande parte do país, advertindo que o calor poderia afetar energia e transportes — e até se tornar mortal.

Por volta do meio-dia, o Reino Unido gerava mais de 13 gigawatts de energia solar, com essa fonte renovável respondendo por mais de um terço da eletricidade na rede de transmissão britânica, segundo dados do sistema. Mas, ao anoitecer, essa geração perdeu força. Com pouco vento, o Reino Unido precisou acionar termelétricas a gás no maior nível desde março para preencher a lacuna.

Os sinais de problema logo apareceram. Por volta das 18h, a frequência do sistema começou a cair de forma acentuada. Essa métrica, que precisa ficar próxima de 50 hertz para manter o sistema elétrico estável, deve permanecer legalmente entre 49,5 e 50,5 hertz. Na prática, porém, ela raramente sai de uma faixa muito mais estreita, entre 49,8 e 50,2 hertz, segundo o Neso.

Por volta das 20h, a frequência caiu para 49,656 hertz.

No dia seguinte, traders de energia analisaram o que havia acontecido em um fórum semanal do setor. Representantes do Neso apontaram para uma combinação de condições desfavoráveis: a demanda por eletricidade estava excepcionalmente alta, restrições de transmissão obrigaram a rede a cortar parte da geração eólica, e a produção dos parques eólicos ficou abaixo do previsto, apertando ainda mais a oferta.

Naquele momento, o operador britânico adotou medidas emergenciais. Ele interrompeu as exportações pelo cabo BritNed, que liga a Grã-Bretanha à Holanda, segundo respostas do Neso a perguntas feitas por traders. O Neso também pediu ajuda ao operador da rede francesa. Embora não tenha detalhado a medida tomada, dados da rede mostram que as exportações foram interrompidas por volta do mesmo horário.

Essas medidas estabilizaram o sistema. E, no fim, o Reino Unido ainda tinha outras alternativas à disposição, se necessário: durante a onda de calor, o país ainda conseguia exportar eletricidade para Dinamarca e Bélgica, fluxos que poderia ter cortado caso as condições tivessem se deteriorado ainda mais.

Ainda assim, a rede parecia “mais arriscada que o normal”, disse Baud, da Montel. “Eles não estavam em uma situação confortável”, afirmou. “Não posso dizer o quão perto estavam de um apagão.”

Nos dias seguintes a 23 de junho, o Neso enfatizou que nenhum consumidor ficou sem energia e que o sistema elétrico “permaneceu seguro”. Mas o episódio foi sério o suficiente para levar o operador da rede a iniciar uma revisão detalhada, com o objetivo de se preparar para o próximo momento inevitável de estresse.

“Vamos continuar nossa análise dos dados operacionais e implementar quaisquer lições aprendidas”, afirmou um porta-voz do Neso em comunicado enviado por email.

Quer ir da Faria Lima até o Aeroporto de Guarulhos de helicóptero? Beleza. A opção mais em conta custa R$ 2.750 – por cabeça, num serviço de táxi aéreo que junta vários clientes a cada voo.

Se você não encontrar vaga nessa modalidade, dá pra alugar uma aeronave inteira só para o trajeto, tipo um Uber aéreo. Só que aí o preço é bem “dinâmico”, para usar o eufemismo do transporte por aplicativo. Tem por R$ 25 mil, R$ 35 mil, R$ 60 mil… A estratosfera é o limite: num helicóptero grande, para 12 pessoas, chega a R$ 200 mil.

É justamente por isso que surgiram os projetos de eVTOL. Existe demanda para voos curtos no mundo todo, especialmente as rotas ligando o centro financeiro – Faria Lima em São Paulo, sul de Manhattan em NY, City, em Londres – até o aeroporto internacional da cidade. Mas hoje essa possibilidade cabe em poucos bolsos, lógico.

Aí que entram os eVTOLs, os veículos elétricos de pouso e decolagem vertical, na sigla em inglês. Eles ganharam o apelido de “carros voadores”, mas seria mais preciso usar “helicóptero elétrico”, ou “drone de passageiros”. Aqui, vamos de “eVTOL” mesmo.

Bom, baterias não são amigas de máquinas voadoras. Elas pesam demais. Os eVTOLs, então, carregam baterias pequenas, não muito maiores que as de um carro elétrico. A autonomia é baixa – normalmente, menos de 100 km. Mas tudo bem, porque a ideia ali é massificar, na medida do possível, os voos urbanos; mais curtos do que isso.

A vantagem sobre os helicópteros não está no preço. O custo por unidade gira em torno de US$ 5 milhões, mesmo patamar de um helicóptero. O ganho está no preço da hora de voo. O custo do “combustível” no voo elétrico cai 90% – já que elétrons são mais baratos que querosene de aviação. A manutenção também tende a ser mais em conta. Motores elétricos têm menos peças. São menos coisas para quebrar. Juntando tudo, você tem uma operação mais barata, o que abre espaço para tickets menos escorchantes.

Mas talvez não seja tão simples – é o que vamos ver nesta reportagem.

O drone com asas

Já faz tempo que se fala em eVTOLs. A Embraer começou a desenhar a dela em 2017. E em 2020 fundou a EVE, uma subsidiária dedicada a criar um eVTOL. Mas só agora eles começam a sair do PowerPoint e entrar no mundo real. Na China, já existe um modelo certificado na ANAC deles – ou seja, apto a fazer voos comerciais. No resto do mundo, há um punhado de protótipos em estágio avançado de teste. O da Embraer é um deles.

Ou seja: a pergunta não é mais “se” os eVTOLs vão virar realidade. É “quando”. Mas está demorando mais do que esperavam. A Embraer planejava a certificação da ANAC e da FAA, sua par americana, para 2026. Passou para 2027. Agora a programação é para 2028.

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Mas a demora faz sentido. O modelo chinês já certificado é o EH 216-S, feito pela eHang, uma empresa com capital aberto na Nasdaq. Mas ele está para o modelo da EVE e de outras concorrentes como uma moto está para um carro. Só dois assentos, e sem piloto; ele voa por controle remoto. E a autonomia é baixa: 35 km – pouco para uma operação viável de táxi aéreo.

Tanto que a operação comercial dele consiste em voos panorâmicos de 10 minutos; R$ 200 o ticket – em áreas controladas nas cidades chinesas de Guangzhou e Hefei.

A saída para aumentar a autonomia de um eVTOL é a que a Embraer, e outros fabricantes, decidiram: fazer um drone gigante, mas com asas, que ajudem a sustentar o bicho na hora de voar na horizontal, impulsionado por uma hélice na traseira.

Desse jeito, os rotores de cima não precisam funcionar em capacidade máxima o tempo todo – como acontece com o EH 216-S, que funciona como um drone comum. O trabalho das asas economiza energia – algo essencial quando a bateria tem de ser pequena.

E essa economia abre portas para uma aeronave mais funcional. A da EVE vai levar quatro passageiros mais piloto – fundamental para que a operação não tenha restrições. E a autonomia planejada é de 85 km.

Isso permite passar o dia fazendo voos de mais ou menos 25 km (como o Faria Lima – GRU, de 12 minutos), abastecendo no estilo splash and go: para um pouquinho, carrega um pouquinho. E mais 25 km.

“É um minuto de voo, um minuto de carga. Você voa 12 minutos, então são 12 minutos que você precisa para recarregar a bateria”, disse Johann Bordais, CEO da EVE, numa coletiva recente. “Encaixa direitinho na meta que temos para o turnaround [o tempo em solo, durante a saída de um grupo de passageiros e a entrada de outro].”

Só que esse tipo de voo, sustentado parcialmente por asas na fase de cruzeiro, é mais complexo. O protótipo da EVE fez 59 voos de teste desde o final do ano passado. Não foram voos completos, só exercícios de decolagem e pouso, com a máquina pairando no ar, a até 65 metros de altitude. A próxima etapa é a da “transição”, como dizem no jargão técnico, para o voo horizontal – quando a hélice de cauda entra em ação, empurrando a aeronave para a frente em busca da sustentação pelas asas, estilo avião.

Mas tem um problema: nesse momento, os rotores continuam criando vento para baixo, e isso atrapalha o tráfego do ar que passa pelas asas. Os engenheiros, então, precisam fazer a sintonia fina perfeita – entender qual é o nível ideal de rotação das hélices para que a aeronave entre em voo horizontal de forma segura.

Não é trivial. Mas essa nem é a parte mais difícil do processo todo. “O desafio que temos não é certificar o veículo em si. É garantir que o ecossistema esteja pronto”, diz Johann.

Tomada: o grande gargalo

“Ecossistema” é basicamente a estrutura de recarga. Um carro elétrico você carrega à noite e anda 300 km. Um eVTOL precisa de recargas constantes. Isso não seria problema, não fosse um detalhe: para concorrer com helicópteros, os aviões precisam sair de helipontos no meio das áreas nobres das cidades, e esses ficam no topo de prédios.

O carregador ideal para esse tipo de aeronave precisa ter uma potência entre 300 kW e 400 kW. Não é nada de outro planeta: os carregadores de última geração da BYD chegam a 1.500 kW.

O problema é colocar no topo de um prédio. Um carregador de 350 kW pesa 2,5 toneladas entre o totem de carregamento e os “gabinetes de potência”, que convertem a corrente alternada (AC) do sistema elétrico na corrente contínua (DC) que alimenta as baterias.

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E não é todo prédio que tem a parte elétrica robusta o bastante para aguentar um carregador de 350 kWh – essa potência pode equivaler a 20% do que o edifício consome num momento de pico. Nesse caso, o prédio pode precisar de uma subestação de energia nova no subsolo, dedicada a suprir o carregador; mais o cabeamento todo para levar os elétrons até a laje. Não sai barato.

Por essas, empresas que planejam fazer táxi aéreo com eVTOLs já pensam em atalhos. “Para o topo dos edifícios, o que estudamos são soluções de carga mais simples [de potência mais baixa]”, diz João Welsh, CEO da Revo.

A Revo é a empresa do táxi aéreo de R$ 2.750 para Guarulhos – a modalidade mais em conta hoje. Ela começou essa operação com helicópteros justamente para testar um futuro com eVTOLs – a empresa já encomendou 50 com a Embraer, por US$ 250 milhões.

A ideia de ecossistema da Revo é usar bases aéreas, como o Campo de Marte, como a “casa” das aeronaves. É nelas que vai acontecer em alta potência. Para os helipontos, só uma recarga mais leve. Quando essas recargas não bastarem mais, o eVTOL volta à base terrestre para o seu “intervalo de hidratação”, vamos dizer assim.

Um sistema assim converge com o que o mercado oferece hoje. A Beta Technologies, dos EUA, desenvolve um eVTOL e também faz carregadores para suprir o ecossistema da coisa. E ela já oferece um grande, de 350 kW, e um “mini”, do tamanho de um caixote, de 65 kW. A ideia é justamente usar o menor em bases com menos infraestrutura elétrica.

Só que ainda assim custa caro. E isso depõe contra a ideia de voos mais baratos num horizonte vislumbrado. “No momento inicial [dos voos de eVTOL] não vemos o preço mudar muito”, diz João Welsh. “Já estamos testando um preço que achamos razoável [os R$ 2.750 para GRU], e achamos que ele faz sentido para a introdução de uma tecnologia nova.”

É isso: não existe almoço grátis, quanto mais infraestrutura de recarga para aeronaves elétricas grátis. Mas também é aquilo: no final dos anos 1970, uma passagem de ida e volta para a Europa, de econômica, custava entre R$ 30 mil e R$ 40 mil em dinheiro de 2026. Hoje, R$ 5 mil resolvem.

Assim caminha a humanidade. E assim tem voado a humanidade.

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A Energisa, grupo do setor elétrico com atuação em distribuição, transmissão, geração e comercialização de energia, anunciou a venda integral de cinco ativos de transmissão de energia, em uma operação avaliada em R$ 2,293 bilhões considerando o valor da empresa (enterprise value).

Segundo comunicado divulgado pela companhia, a medida faz parte da estratégia de otimização da estrutura de capital e reciclagem de investimentos.

A operação envolve a alienação de 100% das ações de transmissoras localizadas no Tocantins, Pará e Goiás, atualmente controladas pela Energisa e por sua subsidiária Energisa Transmissão e Energia.

Os ativos incluídos na transação são a Energisa Tocantins Transmissora de Energia I, Energisa Tocantins Transmissora de Energia II, Energisa Pará Transmissora de Energia I, Energisa Pará Transmissora de Energia II e Energisa Goiás Transmissora de Energia I.

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O contrato considera como data-base 31 de dezembro de 2025. Descontada a dívida líquida dos ativos, estimada em R$ 748 milhões, o valor patrimonial (equity value) da operação chega a R$ 1,545 bilhão. O montante ainda será corrigido pelo CDI até a conclusão do fechamento do negócio.

A conclusão da operação depende de aprovações regulatórias, incluindo aval da Agência Nacional de Energia Elétrica e do Conselho Administrativo de Defesa Econômica.

Após o fechamento, a Energisa afirmou que continuará operando uma plataforma relevante no segmento de transmissão, com receita anual permitida de R$ 777 milhões, considerando cinco ativos operacionais e três em construção.

Segundo a companhia, os recursos obtidos com a venda serão destinados ao processo de desalavancagem, com foco na maximização de valor para os acionistas.

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A Energisa, grupo do setor elétrico com atuação em distribuição, transmissão, geração e comercialização de energia, anunciou a venda integral de cinco ativos de transmissão de energia, em uma operação avaliada em R$ 2,293 bilhões considerando o valor da empresa (enterprise value).

Segundo comunicado divulgado pela companhia, a medida faz parte da estratégia de otimização da estrutura de capital e reciclagem de investimentos.

A operação envolve a alienação de 100% das ações de transmissoras localizadas no Tocantins, Pará e Goiás, atualmente controladas pela Energisa e por sua subsidiária Energisa Transmissão e Energia.

Os ativos incluídos na transação são a Energisa Tocantins Transmissora de Energia I, Energisa Tocantins Transmissora de Energia II, Energisa Pará Transmissora de Energia I, Energisa Pará Transmissora de Energia II e Energisa Goiás Transmissora de Energia I.

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A conclusão da operação depende de aprovações regulatórias, incluindo aval da Agência Nacional de Energia Elétrica e do Conselho Administrativo de Defesa Econômica.

Após o fechamento, a Energisa afirmou que continuará operando uma plataforma relevante no segmento de transmissão, com receita anual permitida de R$ 777 milhões, considerando cinco ativos operacionais e três em construção.

Segundo a companhia, os recursos obtidos com a venda serão destinados ao processo de desalavancagem, com foco na maximização de valor para os acionistas.

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A equipe da Terra Investimentos informou que manteve suas projeções para a variação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) após o anúncio da bandeira amarela para as tarifas de energia, nesta sexta-feira (24)

“A decisão veio em linha com nossa premissa, mas contraria parte do mercado que contava com manutenção da bandeira verde em maio“, afirmam os economistas da instituição, que calculam impacto de 11 pontos-base no IPCA de maio, cuja estimativa é de 0,53%.

“Contamos com aumento da bandeira tarifária nos meses seguintes, com bandeira vermelha 2 em junho e vermelha 1 em dezembro”, observam.

A expectativa para o IPCA de abril é de 0,67%; para maio, de 0,53% e para junho, de 0,54%. Para o fim de 2026, a Terra Investimentos espera índice de 5,2% e para o fim de 2027, de 4,2%.

Mudança na tarifa de energia

Criado em 2015, o sistema de bandeiras tarifárias indica aos consumidores os custos da geração de energia no País e visa atenuar os impactos nos orçamentos das distribuidoras de energia.

Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), a decisão de acionar a bandeira amarela se relaciona ao volume de chuva abaixo da média nos reservatórios. Em consequência, os consumidores de energia elétrica terão custo adicional de R$ 1,885 a cada 100 kWh consumidos.

Como o Estadão/Broadcast mostrou, a possibilidade de El Niño no segundo semestre deste ano, com seu efeito no aumento das temperaturas e redução das chuvas no Norte e Nordeste do País, reforça essa perspectiva de bandeiras tarifárias mais caras ao longo do ano.

Além do risco hidrológico (GSF), gatilho para o acionamento das bandeiras mais caras, outro fator de peso é o aumento do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) – valor calculado para a energia a ser produzida em determinado período.

Desde janeiro, estava em vigor a bandeira tarifária verde.

*Com informações de Estadão Conteúdo

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) anunciou, nesta sexta-feira, 24, bandeira tarifária amarela para o mês de maio, com cobrança de taxa adicional na conta de luz, pela primeira vez neste ano. Desde janeiro, estava em vigor a bandeira tarifária verde.

Conforme o órgão, a decisão de acionar a bandeira amarela se relaciona ao volume de chuva abaixo da média nos reservatórios. Em consequência, os consumidores de energia elétrica terão custo adicional de R$ 1,885 a cada 100 kWh consumidos.

Como o Estadão/Broadcast mostrou, a possibilidade de El Niño no segundo semestre deste ano, com seu efeito no aumento das temperaturas e redução das chuvas no Norte e Nordeste do País, reforça essa perspectiva de bandeiras tarifárias mais caras ao longo do ano.

Como é definida a bandeira tarifária

Além do risco hidrológico (GSF), gatilho para o acionamento das bandeiras mais caras, outro fator de peso é o aumento do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) – valor calculado para a energia a ser produzida em determinado período.

Criado em 2015, o sistema de bandeiras tarifárias indica aos consumidores os custos da geração de energia no País e visa atenuar os impactos nos orçamentos das distribuidoras de energia.

Antes, o custo da energia em momentos de mais dificuldades para geração era repassado às tarifas apenas no reajuste anual de cada empresa, com incidência de juros. No modelo atual, os recursos são cobrados e transferidos às distribuidoras mensalmente por meio da “conta Bandeiras”.

Uma onda de megainstalações de baterias está prestes a ser conectada à rede elétrica neste ano — do Brasil à Mongólia.

A queda dos custos e a disparada da demanda por energia vinda de data centers já tinham preparado o terreno para um crescimento rápido. A guerra no Oriente Médio ajudou a acelerar a tendência ao aumentar a procura por alternativas aos combustíveis fósseis, que ficaram mais caros, e transformou 2026 no ano em que as baterias passam a ter peso no sistema energético global.

Analistas da BloombergNEF já previam que as instalações cresceriam cerca de um terço neste ano, puxadas pela expansão na Europa, no Oriente Médio, na África e na América Latina. Esse ritmo pode ganhar ainda mais força se as interrupções no fornecimento de combustível persistirem.

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Os sinais da aceleração já começam a aparecer. Uma fabricante chinesa de baterias projetou um forte aumento no lucro do primeiro trimestre à medida que a demanda global cresce. No Vietnã, uma desenvolvedora pediu autorização para substituir um projeto de geração a partir de GNL por renováveis combinadas com armazenamento.

“Chegamos a um ponto em que, toda vez que alguém avalia investir no sistema elétrico, as baterias são uma das opções mais atrativas”, disse Brent Wanner, chefe da unidade do setor elétrico na Agência Internacional de Energia (IEA). “Os sistemas de armazenamento por bateria vão continuar crescendo por um bom tempo.”

Em mercados inundados de energia solar e eólica — tecnologias que se expandiram muito desde a última crise energética, em 2022 —, os operadores de baterias conseguem comprar eletricidade quando ela está barata e revender nos momentos de pico da demanda.

O leilão no Brasil

Não é só isso. Hoje, no Brasil, o sol produz mais eletricidade do que as hidrelétricas. Elas caíram para o segundo lugar da matriz, com 32%. E a diferença só aumenta quando o relógio marca meio-dia: 44% da energia nacional vem direto dos painéis, num pico só. Só tem um problema.

Flui mais energia do que os fios de transmissão dão conta quando o sol está a pino. O ONS, Operador Nacional do Sistema Elétrico, manda desligar parte do que vem chegando – é o curtailment, no vocabulário do setor.

Energia pronta para consumo que some antes de encontrar a tomada. Somando tudo ao longo de um dia, 20% do que solar e eólica poderiam entregar viram nada.

Em potência, a perda chega a 4 GW. Dá para acender uma cidade de 12 milhões de pessoas. Para quem quer uma régua conhecida: Itaipu tem 14 GW.

Quando o sol se põe, a peça inverte. Agora falta energia. O sistema, que horas antes estava cortando geração, passa a suplicar por oferta. A saída para esse vaivém diário é quase intuitiva: guardar o que sobrou do dia para gastar à noite.

É por isso que o governo federal prepara o primeiro “leilão de reserva de potência” do país. Na prática, uma convocação a empresas dispostas a erguer “fazendas de baterias” — no termo técnico, BESSs, de Battery Energy Storage Systems.

O modelo de receita é simples. A empresa monta um parque de megabaterias de lítio. De dia, aproveita a enxurrada de geração para comprar barato – boa parte é justamente o excedente que seria cortado, então o desconto tende a ser generoso.

Depois que o sol vai embora, as baterias devolvem os elétrons à rede, num momento em que ela está implorando por oferta e pagando preço de pico. Entre uma ponta e outra, há espaço para uma margem de lucro para as empresas interessada em investir no armazenamento.

O leilão está previsto para junho e deve abrir espaço para 2 GW em energia estocada.

A Europa também passa por curtailments. Só a Alemanha deve perder 3,7 bilhões de euros (US$ 4,4 bilhões) com corte da produção renovável neste ano. O armazenamento deve disparar pelo continente, com a capacidade projetada para crescer cerca de cinco vezes até o fim da década.

Trata-se de um fenômeno global, na verdade.

Na Mongólia, três megainstalações entraram em operação recentemente com potência combinada de 3 GW. Na Escócia, duas enormes fazendas de baterias vizinhas, no terreno de uma antiga mina de carvão, vão começar a operar ainda neste ano.

A Austrália dá uma prévia de como o boom está remodelando os sistemas de energia. Pouco depois da entrada parcial em operação, no ano passado, de um megaprojeto conhecido como Waratah Super Battery, em Nova Gales do Sul, as baterias despejaram mais eletricidade na rede principal durante o pico da noite do que as usinas a gás.

A expectativa é que o empreendimento atinja operação plena em 2026. O armazenamento também tem ajudado a adiar uma esperada escassez de gás, à medida que os campos domésticos se esgotam, o que reforça seu papel na segurança energética do país.

Um dos grandes motivos de os projetos terem ficado mais atrativos é a queda rápida dos custos. Waratah, por exemplo, custaria 20% menos para ser construída hoje do que quando as obras começaram, quatro anos atrás, segundo Nick Carter, CEO da Akaysha Energy, dona do projeto.

Excesso de baterias

No centro do boom global do armazenamento de energia está o papel da China na produção dos equipamentos. Anos de investimento em sua cadeia de veículos elétricos criaram um excedente de baterias, puxando os preços para baixo e inundando os mercados globais com equipamentos mais baratos.

O país responde hoje pela maior parte da capacidade global de fabricação, além de cerca de metade das instalações de baterias em escala de rede já existentes. Isso se deve, em parte, a uma exigência de 2021 que obrigava projetos de renováveis a incluir armazenamento de energia, regra que acabou sendo revogada.

O padrão lembra o ciclo da indústria solar depois de 2021, quando o salto da demanda disparou uma onda de investimentos que levou à oferta excessiva, à queda dos preços e, por fim, à adoção em massa, segundo a consultoria Trivium China. O que chama atenção é que a queda dos preços das baterias acontece mesmo com a alta dos custos da maioria das outras tecnologias de energia limpa.

Isso significa que a conta dos projetos está mudando rápido. Em meados de 2024, a australiana AGL Energy. começou a construir uma grande bateria em Nova Gales do Sul. Seis meses depois, aprovou outro projeto no mesmo estado com custo por megawatt-hora cerca da metade do anterior, segundo o CEO, Damien Nicks.

Demanda em disparada

Com os sistemas elétricos sob pressão em grande parte do mundo, a onda de baterias mais baratas chega num momento decisivo.

Nos EUA, a velocidade da construção é um fator importante. Data centers do Texas ao Tennessee têm recorrido à combinação de solar com baterias porque as usinas tradicionais não conseguem ser erguidas com a rapidez necessária, já que a escassez de turbinas e os gargalos na rede atrasam os prazos. Perto de Memphis, no Tennessee, a xAI, empresa de inteligência artificial de Elon Musk, instalou fileiras de baterias Megapack da Tesla Inc. em sua instalação de supercomputação Colossus, para lidar com apagões e com a disparada do consumo elétrico.

As baterias devem responder por mais de um quarto da capacidade recorde de geração que os EUA vão adicionar em 2026, segundo a Energy Information Administration (EIA).

“Muita gente ainda enxerga a história das baterias como uma tecnologia de energia limpa”, disse Jeff Monday, diretor de crescimento da fornecedora de armazenamento Fluence Energy Inc. “Vimos uma evolução — a tecnologia de baterias hoje é vista como algo que dá resiliência à rede.”

Por Keira Wright, Mark Chediak, Petra Sorge e Redação InvestNews

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De fabricantes de equipamentos a empresas de transmissão de energia, o setor elétrico se mobiliza para um leilão inédito no Brasil: o das megabaterias – no que deve ser o primeiro grande passo de uma indústria que pode atrair R$ 45 bilhões em investimentos pelos próximos quatro anos.

Essas máquinas chegam para tentar equilibrar a operação do sistema elétrico, que hoje vive entre picos e quedas bruscas de oferta. Com a expansão da geração de energia solar, a rede fica sobrecarregada durante o dia – quando o sol está a pino e a demanda por eletricidade é mais baixa. Mas ainda falta energia à noite, quando o consumo sobe e o sol já não contribui.

O plano é que as megabaterias compensem em tempo real essa produção inconstante, com armazenamento de energia quando sobra e devolução da rede quando falta. A tecnologia é conhecida em inglês como BESS, de Battery Energy Storage System. E funciona assim:

A lista de interessados

Previsto para junho, o leilão ainda não tem as regras definitivas anunciadas.

Por ora, o Ministério de Minas e Energia fala em contratar 2 GW de potência – ou seja, dispor de até 2 gigawatts prontos para entrar na rede a qualquer momento. Em termos de escala, é o suficiente para abastecer uma cidade com cerca de 6 milhões de habitantes. Os cálculos de analistas e executivos do setor é que os projetos movimentem investimentos da ordem de R$ 10 bilhões.

Nas propostas discutidas até agora, fala-se que cada projeto deverá ter ao menos 30 MW de potência e ser capaz de sustentar essa entrega por até quatro horas seguidas quando for acionado. 

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Embora o edital ainda não tenha sido publicado, muitas empresas começaram a se organizar para a disputa.

A ISA Energia está entre as que avaliam entrar na concorrência. A empresa líder em transmissão no país, controlada pela colombiana ISA, já está familiarizada com o negócio, dado que é responsável pelo primeiro sistema de armazenamento em larga escala do país.

O equipamento é localizado em Registro, no litoral sul de São Paulo, e foi inaugurado em 2023. Ali, a unidade consegue sustentar, por até duas horas, o consumo médio equivalente ao de uma cidade com cerca de 90 mil habitantes.

A companhia diz que acompanhar o leilão é um desdobramento natural, mas apontou o entendimento de que ainda há incertezas sobre o desenho final do certame.

“Do ponto de vista técnico, faz sentido a empresa olhar”, diz Rui Chammas, CEO da ISA. “Mas será um grande desafio e vamos ter que avaliar bem, especialmente porque muita gente está dizendo que vai participar.”

Publicamente, a Engie e a Axia (ex-Eletrobras) também demonstraram interesse no leilão. Na apresentação de resultados do último trimestre, a Axia afirmou ter mais de 4 GW em projetos de armazenamento já desenhados – o dobro do que o governo sinalizou que pretende contratar.

Nas diretrizes iniciais, o governo prevê um modelo de pagamento pela disponibilidade dos projetos. Ou seja: a companhia de energia instala as baterias, mantém o sistema pronto para operar e recebe uma remuneração fixa por isso.

O cenário brasileiro e a ofensiva da WEG

Em um leilão como esse, o contrato com o governo é assinado por empresas de energia: geradoras, transmissoras e distribuidoras. Mas há outro grupo atento a cada linha do edital: as fabricantes das megabaterias.

Isso porque a definição dessa disputa pode destravar um mercado ainda incipiente no país. Hoje, o Brasil soma algo perto de 900 MWh em projetos de armazenamento já instalados ou contratados. É pouco: sustentaria a demanda elétrica nacional por apenas 40 segundos. 

Enquanto isso, na China, líder absoluta na implementação dessa tecnologia, o sistema de BESS já consegue manter o consumo de todo o país por cerca de 30 minutos. Nos Estados Unidos, 20.

Não à toa, a expectativa é a de investimentos bilionários no setor nos próximos anos para que essa capacidade cresça. A Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia (ABSAE) estima que o mercado brasileiro de armazenamento possa atrair até R$ 45 bilhões até 2030.

Em relatório publicado no ano passado, a XP avaliou que uma empresa brasileira tem porte suficiente para conquistar espaço nesse segmento: a WEG. A companhia catarinense entrou no mercado de BESS em 2019, após a aquisição da americana Northern Power Systems. 

Hoje, a empresa trata essa tecnologia como uma de suas principais apostas de crescimento – e espera que o segmento gere algo como R$ 3,2 bilhões em receitas para ela nos próximos 10 anos.

Na corrida para garantir esse espaço, a WEG anunciou em fevereiro a construção de uma fábrica de BESS em Itajaí, em Santa Catarina. A inauguração está prevista para o segundo semestre de 2027. 

“A WEG vem se preparando para isso [o leilão de BESS] há algum tempo”, disse André Salgueiro, diretor financeiro e de RI da companhia, na teleconferência de resultados do quarto trimestre.

A concorrência chinesa

Só que a WEG terá que disputar essa demanda com gigantes globais.

No mundo, quem lidera o ramo das megabaterias é a Tesla. Em 2024, a empresa de Elon Musk tinha 15% do mercado. Logo atrás há uma série de chinesas: Sungrow, CATL, Huawei e BYD.

No Brasil, a Huawei afirma ser a líder de mercado, com cerca de 100 MWh já em operação – ou seja, um conjunto de baterias que, juntas, conseguem armazenar 100 megawatts-hora de energia. Na prática, isso equivale a atender algo como 400 mil casas ao longo de uma hora.

Para este ano, a empresa afirma ter mais 400 MWh já contratados para instalar. Globalmente, o segmento de Digital Power, em que estão as BESS, responde por 10% da receita da Huawei.

No leilão de baterias, a empresa chinesa pretende repetir um modelo já adotado em outros projetos: ela entra com a tecnologia e o conhecimento técnico, enquanto uma empresa parceira fica responsável por estruturar o negócio – do financiamento à relação com o governo. 

Segundo Roberto Valer, CTO (Chief Technology Officer) da área de Digital Power da Huawei no Brasil, já há mais de um parceiro definido para esse certame, mas os nomes seguem em sigilo.

Enquanto aguarda o edital federal, a Huawei tem buscado projetos pontuais para ganhar escala e visibilidade. É o caso do Mercado Municipal de Santo Amaro, em São Paulo: instalados no estacionamento, os gabinetes de baterias chegaram a garantir o funcionamento do espaço durante um apagão na região.

Além disso, em parceria com a Prefeitura de São Paulo e a Matrix Energia, a companhia está instalando sistemas BESS em garagens de ônibus para viabilizar a frota elétrica. Cada módulo consegue carregar até 29 ônibus. Na prática, as baterias armazenam energia ao longo do dia e liberam na hora da recarga, o que reduz a pressão sobre a rede e amplia a capacidade elétrica do local.

Por que agora? 

As baterias surgem como um dos remédios para aquela que é hoje a principal dor de cabeça das empresas de geração renovável: o curtailment (corte de geração).

Quando o sistema produz energia demais, o Operador Nacional do Sistema (ONS) ordena que usinas eólicas e solares desliguem parte da produção – para evitar que o excesso desestabilize a rede.

O problema está ligado à expansão da chamada geração distribuída (GD) – os painéis solares espalhados pelos telhados no país. Como essas unidades são descentralizadas, o ONS não consegue ligá-las ou desligá-las individualmente. Então, faz o que pode: trava as grandes usinas. 

Atualmente, estima-se que 20% da geração solar e eólica pronta para chegar aos fios acaba sendo “desplugada” ao longo do dia para garantir a estabilidade da rede.

Mas não é só o curtailment que torna as baterias de armazenamento atrativas agora. 

Um fator relevante é o preço médio das baterias de íon-lítio, que despencou na última década. Entre 2013 e 2023, os custos da principal tecnologia por trás dos sistemas BESS recuaram cerca de 80%. Somente de 2023 para 2024, a queda foi de 40%.

A expectativa é que a tendência continue. Com ganhos de escala, estimativas indicam que o preço pode chegar a US$ 64 por kWh até 2030 — versus US$ 115 em 2024.

Colaborou Rikardy Tooge.

De fabricantes de equipamentos a empresas de transmissão de energia, o setor elétrico se mobiliza para um leilão inédito no Brasil: o das megabaterias – no que deve ser o primeiro grande passo de uma indústria que pode atrair R$ 45 bilhões em investimentos pelos próximos quatro anos.

Essas máquinas chegam para tentar equilibrar a operação do sistema elétrico, que hoje vive entre picos e quedas bruscas de oferta. Com a expansão da geração de energia solar, a rede fica sobrecarregada durante o dia – quando o sol está a pino e a demanda por eletricidade é mais baixa. Mas ainda falta energia à noite, quando o consumo sobe e o sol já não contribui.

O plano é que as megabaterias compensem em tempo real essa produção inconstante, com armazenamento de energia quando sobra e devolução da rede quando falta. A tecnologia é conhecida em inglês como BESS, de Battery Energy Storage System. E funciona assim:

A lista de interessados

Previsto para junho, o leilão ainda não tem as regras definitivas anunciadas.

Por ora, o Ministério de Minas e Energia fala em contratar 2 GW de potência – ou seja, dispor de até 2 gigawatts prontos para entrar na rede a qualquer momento. Em termos de escala, é o suficiente para abastecer uma cidade com cerca de 6 milhões de habitantes. Os cálculos de analistas e executivos do setor é que os projetos movimentem investimentos da ordem de R$ 10 bilhões.

Nas propostas discutidas até agora, fala-se que cada projeto deverá ter ao menos 30 MW de potência e ser capaz de sustentar essa entrega por até quatro horas seguidas quando for acionado. 

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Embora o edital ainda não tenha sido publicado, muitas empresas começaram a se organizar para a disputa.

A ISA Energia está entre as que avaliam entrar na concorrência. A empresa líder em transmissão no país, controlada pela colombiana ISA, já está familiarizada com o negócio, dado que é responsável pelo primeiro sistema de armazenamento em larga escala do país.

O equipamento é localizado em Registro, no litoral sul de São Paulo, e foi inaugurado em 2023. Ali, a unidade consegue sustentar, por até duas horas, o consumo médio equivalente ao de uma cidade com cerca de 90 mil habitantes.

A companhia diz que acompanhar o leilão é um desdobramento natural, mas apontou o entendimento de que ainda há incertezas sobre o desenho final do certame.

“Do ponto de vista técnico, faz sentido a empresa olhar”, diz Rui Chammas, CEO da ISA. “Mas será um grande desafio e vamos ter que avaliar bem, especialmente porque muita gente está dizendo que vai participar.”

Publicamente, a Engie e a Axia (ex-Eletrobras) também demonstraram interesse no leilão. Na apresentação de resultados do último trimestre, a Axia afirmou ter mais de 4 GW em projetos de armazenamento já desenhados – o dobro do que o governo sinalizou que pretende contratar.

Nas diretrizes iniciais, o governo prevê um modelo de pagamento pela disponibilidade dos projetos. Ou seja: a companhia de energia instala as baterias, mantém o sistema pronto para operar e recebe uma remuneração fixa por isso.

O cenário brasileiro e a ofensiva da WEG

Em um leilão como esse, o contrato com o governo é assinado por empresas de energia: geradoras, transmissoras e distribuidoras. Mas há outro grupo atento a cada linha do edital: as fabricantes das megabaterias.

Isso porque a definição dessa disputa pode destravar um mercado ainda incipiente no país. Hoje, o Brasil soma algo perto de 900 MWh em projetos de armazenamento já instalados ou contratados. É pouco: sustentaria a demanda elétrica nacional por apenas 40 segundos. 

Enquanto isso, na China, líder absoluta na implementação dessa tecnologia, o sistema de BESS já consegue manter o consumo de todo o país por cerca de 30 minutos. Nos Estados Unidos, 20.

Não à toa, a expectativa é a de investimentos bilionários no setor nos próximos anos para que essa capacidade cresça. A Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia (ABSAE) estima que o mercado brasileiro de armazenamento possa atrair até R$ 45 bilhões até 2030.

Em relatório publicado no ano passado, a XP avaliou que uma empresa brasileira tem porte suficiente para conquistar espaço nesse segmento: a WEG. A companhia catarinense entrou no mercado de BESS em 2019, após a aquisição da americana Northern Power Systems. 

Hoje, a empresa trata essa tecnologia como uma de suas principais apostas de crescimento – e espera que o segmento gere algo como R$ 3,2 bilhões em receitas para ela nos próximos 10 anos.

Na corrida para garantir esse espaço, a WEG anunciou em fevereiro a construção de uma fábrica de BESS em Itajaí, em Santa Catarina. A inauguração está prevista para o segundo semestre de 2027. 

“A WEG vem se preparando para isso [o leilão de BESS] há algum tempo”, disse André Salgueiro, diretor financeiro e de RI da companhia, na teleconferência de resultados do quarto trimestre.

A concorrência chinesa

Só que a WEG terá que disputar essa demanda com gigantes globais.

No mundo, quem lidera o ramo das megabaterias é a Tesla. Em 2024, a empresa de Elon Musk tinha 15% do mercado. Logo atrás há uma série de chinesas: Sungrow, CATL, Huawei e BYD.

No Brasil, a Huawei afirma ser a líder de mercado, com cerca de 100 MWh já em operação – ou seja, um conjunto de baterias que, juntas, conseguem armazenar 100 megawatts-hora de energia. Na prática, isso equivale a atender algo como 400 mil casas ao longo de uma hora.

Para este ano, a empresa afirma ter mais 400 MWh já contratados para instalar. Globalmente, o segmento de Digital Power, em que estão as BESS, responde por 10% da receita da Huawei.

No leilão de baterias, a empresa chinesa pretende repetir um modelo já adotado em outros projetos: ela entra com a tecnologia e o conhecimento técnico, enquanto uma empresa parceira fica responsável por estruturar o negócio – do financiamento à relação com o governo. 

Segundo Roberto Valer, CTO (Chief Technology Officer) da área de Digital Power da Huawei no Brasil, já há mais de um parceiro definido para esse certame, mas os nomes seguem em sigilo.

Enquanto aguarda o edital federal, a Huawei tem buscado projetos pontuais para ganhar escala e visibilidade. É o caso do Mercado Municipal de Santo Amaro, em São Paulo: instalados no estacionamento, os gabinetes de baterias chegaram a garantir o funcionamento do espaço durante um apagão na região.

Além disso, em parceria com a Prefeitura de São Paulo e a Matrix Energia, a companhia está instalando sistemas BESS em garagens de ônibus para viabilizar a frota elétrica. Cada módulo consegue carregar até 29 ônibus. Na prática, as baterias armazenam energia ao longo do dia e liberam na hora da recarga, o que reduz a pressão sobre a rede e amplia a capacidade elétrica do local.

Por que agora? 

As baterias surgem como um dos remédios para aquela que é hoje a principal dor de cabeça das empresas de geração renovável: o curtailment (corte de geração).

Quando o sistema produz energia demais, o Operador Nacional do Sistema (ONS) ordena que usinas eólicas e solares desliguem parte da produção – para evitar que o excesso desestabilize a rede.

O problema está ligado à expansão da chamada geração distribuída (GD) – os painéis solares espalhados pelos telhados no país. Como essas unidades são descentralizadas, o ONS não consegue ligá-las ou desligá-las individualmente. Então, faz o que pode: trava as grandes usinas. 

Atualmente, estima-se que 20% da geração solar e eólica pronta para chegar aos fios acaba sendo “desplugada” ao longo do dia para garantir a estabilidade da rede.

Mas não é só o curtailment que torna as baterias de armazenamento atrativas agora. 

Um fator relevante é o preço médio das baterias de íon-lítio, que despencou na última década. Entre 2013 e 2023, os custos da principal tecnologia por trás dos sistemas BESS recuaram cerca de 80%. Somente de 2023 para 2024, a queda foi de 40%.

A expectativa é que a tendência continue. Com ganhos de escala, estimativas indicam que o preço pode chegar a US$ 64 por kWh até 2030 — versus US$ 115 em 2024.

Colaborou Rikardy Tooge.

A italiana Enel deve apresentar na próxima semana uma atualização estratégica com foco maior na Europa e nos EUA, numa tentativa de garantir retornos mais estáveis, disseram pessoas familiarizadas com o assunto.

A empresa de energia, com sede em Roma, expandiu-se globalmente nas últimas décadas, construindo uma presença significativa na América Latina, entre outros mercados. Agora, é provável que direcione seu capital principalmente para a Europa e alguns estados dos EUA, aproveitando um ambiente regulatório e político mais estável, disseram as fontes, que pediram anonimato, já que o plano ainda não é público.

As utilities europeias estão cada vez mais concentradas em mercados que oferecem retornos previsíveis a longo prazo, especialmente em redes elétricas reguladas — uma área-chave de crescimento em meio à transição energética.

À medida que essas empresas reservam bilhões de euros para melhorias essenciais nas redes, elas se beneficiam de maior previsibilidade nos preços da energia, tanto na Europa quanto nos EUA, onde a regulamentação estadual define retornos permitidos e recuperação de custos.

Uma porta-voz da Enel se recusou a comentar o plano estratégico antes de sua apresentação no Capital Markets Day da empresa, na segunda-feira.

Leia também:

• A tensão da Enel: cortes na geração e pressão política sobre as concessões no Brasil
• Exclusivo: Venda de ações da Eletronuclear à J&F segue travada à espera de decisão do governo
• Copasa, BRK e Aegea: saneamento disputa investidores ‘órfãos’ de elétricas em oferta de ações

Problemas no Brasil

Algumas utilities europeias enfrentaram dificuldades em outros mercados nos últimos anos. No Brasil, por exemplo, o governo instruiu o regulador do setor a revisar uma concessão da Enel em São Paulo após tempestades que causaram longos cortes de energia. A empresa também enfrentou problemas com uma licença no Chile, novamente após interrupções no fornecimento de energia.

A América Latina continuará fazendo parte do portfólio da Enel, segundo as fontes, que afirmaram que a mudança de estratégia não indica uma retirada abrupta de nenhuma região.

Também é verdade que os marcos regulatórios nos mercados europeu e americano não são imutáveis. Apenas neste mês, um plano do governo italiano para retirar os custos de carbono das contas de energia provocou forte queda nos preços futuros. A medida poderia comprimir as margens da Enel, prejudicando a perspectiva de lucros, embora ainda dependa da aprovação da União Europeia.

Entre outras utilities que estão recalibrando suas estratégias, a espanhola Iberdrola SA apresentou no ano passado um programa de investimentos de €58 bilhões (US$ 68 bilhões), focado na distribuição de eletricidade em países onde a regulamentação é considerada mais favorável.

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A aprovação do edital do Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) pela Aneel trouxe frustração a agentes do setor e aumentou as incertezas em torno dos planos da Eneva, uma das principais interessadas no certame.

Este leilão de 2026 é estratégico para a Eneva porque abre a oportunidade de renovar contratos de cerca de 2 gigawatts (GW) de usinas termelétricas a gás natural já em operação, cujos acordos vencem entre 2026 e 2031.

Mas os preços que a Aneel aprovou ficaram bem abaixo do concenso de mercado. A Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou preços-teto de até R$ 1,4 milhão por megawatt (MW) ano para usinas termelétricas a gás natural e carvão, além de valores de até R$ 1,6 milhão/MW.ano para novos empreendimentos. Os patamares ficaram bem abaixo da expectativa de mercado, que girava em torno de R$ 3 milhões/MW.ano.

Os preços-teto equivalem a R$ 182 por megawatt-hora (MWh) para novos projetos termelétricos e R$ 128/MWh para usinas existentes. Abaixo do consenso de mercado – que apontava para valores entre R$ 220/MWh e R$ 300/MWh. Em relatório, o UBS BB afirmou que, se confirmados, os números são “muito negativos” para a Eneva.

Leia também:

• Como o setor elétrico brasileiro se tornou o destino preferido dos investimentos chineses
• O Brasil lotou os telhados de painéis solares, e isso criou um estorvo. Veja como outros países resolveram

Na avaliação do Citi, o impacto vai além dos preços definidos no leilão. O banco destacou mudanças recentes nas regras do sistema de transporte de gás como um fator adicional de pressão sobre o modelo de negócios da companhia. Na semana passada, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) anunciou um desconto de 15% na tarifa de transporte da capacidade de saída para contratos firmes com prazo igual ou superior a dez anos.

A medida ocorreu após outra alteração regulatória que passou a exigir que as usinas elegíveis ao leilão contratem capacidade firme de gás equivalente a pelo menos 70% da capacidade da usina. Para o Citi, o esforço do governo em reduzir os preços da energia tende a dificultar a viabilização econômica de projetos termelétricos, especialmente os de maior porte.

Com esses novos parâmetros, o Citi também apontou risco de revisão para baixo do preço-alvo da Eneva e avaliou que, com os preços atuais, pode ser difícil para o governo recontratar nova capacidade nos volumes planejados.

Sistema elétrico brasileiro

O LRCAP tem como objetivo reforçar a segurança do sistema elétrico diante do aumento da participação de fontes renováveis intermitentes na matriz. O governo pretende contratar mais de 2 GW de capacidade nos leilões previstos para março em 18 de março, para usinas a gás, carvão e hidrelétricas, e em 20 de março, para térmicas a diesel e óleo combustível.

Além da Eneva, o leilão é acompanhado por outros grandes geradores termelétricos, como a Âmbar, do grupo J&F, e a Petrobras, além de empresas do setor hidrelétrico interessadas em expansões de usinas existentes. Na tarde desta terça-feira, as ações da Eneva operavam em forte queda na bolsa, de cerca de 15%, refletindo a leitura negativa do mercado sobre os parâmetros do certame. Na mínima, os papéis da companhia desabaram 19%.

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A aprovação do edital do Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) pela Aneel trouxe frustração a agentes do setor e aumentou as incertezas em torno dos planos da Eneva, uma das principais interessadas no certame.

Este leilão de 2026 é estratégico para a Eneva porque abre a oportunidade de renovar contratos de cerca de 2 gigawatts (GW) de usinas termelétricas a gás natural já em operação, cujos acordos vencem entre 2026 e 2031.

Mas os preços que a Aneel aprovou ficaram bem abaixo do concenso de mercado. A Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou preços-teto de até R$ 1,4 milhão por megawatt (MW) ano para usinas termelétricas a gás natural e carvão, além de valores de até R$ 1,6 milhão/MW.ano para novos empreendimentos. Os patamares ficaram bem abaixo da expectativa de mercado, que girava em torno de R$ 3 milhões/MW.ano.

Os preços-teto equivalem a R$ 182 por megawatt-hora (MWh) para novos projetos termelétricos e R$ 128/MWh para usinas existentes. Abaixo do consenso de mercado – que apontava para valores entre R$ 220/MWh e R$ 300/MWh. Em relatório, o UBS BB afirmou que, se confirmados, os números são “muito negativos” para a Eneva.

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• O Brasil lotou os telhados de painéis solares, e isso criou um estorvo. Veja como outros países resolveram

Na avaliação do Citi, o impacto vai além dos preços definidos no leilão. O banco destacou mudanças recentes nas regras do sistema de transporte de gás como um fator adicional de pressão sobre o modelo de negócios da companhia. Na semana passada, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) anunciou um desconto de 15% na tarifa de transporte da capacidade de saída para contratos firmes com prazo igual ou superior a dez anos.

A medida ocorreu após outra alteração regulatória que passou a exigir que as usinas elegíveis ao leilão contratem capacidade firme de gás equivalente a pelo menos 70% da capacidade da usina. Para o Citi, o esforço do governo em reduzir os preços da energia tende a dificultar a viabilização econômica de projetos termelétricos, especialmente os de maior porte.

Com esses novos parâmetros, o Citi também apontou risco de revisão para baixo do preço-alvo da Eneva e avaliou que, com os preços atuais, pode ser difícil para o governo recontratar nova capacidade nos volumes planejados.

Sistema elétrico brasileiro

O LRCAP tem como objetivo reforçar a segurança do sistema elétrico diante do aumento da participação de fontes renováveis intermitentes na matriz. O governo pretende contratar mais de 2 GW de capacidade nos leilões previstos para março em 18 de março, para usinas a gás, carvão e hidrelétricas, e em 20 de março, para térmicas a diesel e óleo combustível.

Além da Eneva, o leilão é acompanhado por outros grandes geradores termelétricos, como a Âmbar, do grupo J&F, e a Petrobras, além de empresas do setor hidrelétrico interessadas em expansões de usinas existentes. Na tarde desta terça-feira, as ações da Eneva operavam em forte queda na bolsa, de cerca de 15%, refletindo a leitura negativa do mercado sobre os parâmetros do certame. Na mínima, os papéis da companhia desabaram 19%.

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A crise da Enel em São Paulo levanta uma pergunta: o que fazer quando uma concessão de distribuição parece não estar mais atendendo às necessidades dos consumidores?

Embora a legislação preveja instrumentos duros, como intervenção e caducidade, a experiência recente do setor aponta para um caminho menos traumático: a reorganização da concessão por meio de uma solução negociada, que pode incluir troca de controle associada à renovação contratual no mesmo pacote – algo especialmente importante neste caso, já que a concessão em São Paulo termina em 2028.

Embora a Enel já tenha solicitado a renovação de suas concessões em São Paulo, Rio de Janeiro e Ceará, ela não é automática e depende da avaliação do poder concedente sobre a qualidade do serviço e o cumpriumento das obrigações contratais. Aí reside o grande problema da Enel, já que cinco interrupções duradouras nos últimos dois anos resultaram no anúncio, por parte do Ministério de Minas e Energia, de que a caducidade da concessão será tocada adiante.

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Pressão política à parte, esse processo todo é mais complicado do que pode parecer à primeira vista.

A distribuição de energia é um negócio de retorno regulado, intensivo em capital e dependente de previsibilidade. Quando o debate público passa a girar em torno de punições extremas, o valor do ativo deixa de ser apenas uma questão operacional e passa a depender do desfecho regulatório. É nesse ponto que a experiência passada pesa.

O setor elétrico brasileiro já viveu um episódio semelhante com a própria Enel. Em Goiás, após anos de reclamações sobre a qualidade do serviço, pressão política e ameaças regulatórias, a empresa optou por vender a concessão para a Equatorial Energia, em 2022.

O caso de Goiás se tornou uma referência silenciosa no setor: quando o custo político e regulatório supera o retorno esperado, a venda passa a ser um instrumento de reorganização.

A Lei das Concessões oferece dois caminhos extremos. A intervenção permite o afastamento temporário da diretoria e a nomeação de um interventor pela Aneel, mantendo o contrato em vigor. A caducidade extingue a concessão antes do prazo, exige um processo longo e transfere temporariamente a operação ao Estado até nova licitação.

Na prática, nenhum dos dois resolve sozinho o problema central da distribuição: a necessidade de investimentos contínuos e financiamento de longo prazo. A intervenção não elimina a pressão por capital e a caducidade cria riscos operacionais e eleva a percepção de insegurança regulatória.

Por isso, esses instrumentos costumam funcionar mais como alavancas de negociação do que como desfechos desejados. É um jeito de fazer a Enel entrar buscar um comprador para a distribuidora paulistana. Segundo a Folha, no entanto, a empresa italiana não cogita vender a concessão e vai insistir na renovação do contrato.

No caso de São Paulo, a equação é ainda mais delicada. Trata-se da maior concessão do país, com impacto direto sobre milhões de consumidores. Cada apagão ganha repercussão nacional e pressiona o governo federal, já que a decisão final sobre a renovação cabe à União, por meio do Ministério de Minas e Energia.

Em ano eleitoral, essa pressão se intensifica. O discurso público tende a endurecer, mas o custo de uma decisão abrupta também cresce. Qualquer ruptura contratual teria efeitos imediatos sobre o serviço, sobre o ambiente regulatório e sobre a percepção de risco do setor elétrico brasileiro.

Fontes do setor ouvidas pelo InvestNews avaliam que a Enel poderia ter se organizado melhor tanto na operação quanto na comunicação em momentos de crise. Ao mesmo tempo, apontam que parte relevante dos problemas decorre de fatores estruturais, como a intensificação de eventos climáticos e a falta de poda de árvores em áreas urbanas, responsabilidade dos municípios. Eventos que antes eram considerados excepcionais passaram a ocorrer com frequência muito maior, pressionando redes desenhadas para outra realidade.

Quando a renovação parecia mais provável, a Enel já falava na necessidade de incorporar a um novo contrato o conceito de “resiliência de rede”, ou seja, investimentos feitos especificamente para que a rede seja capaz de aguentar o “novo padrão” de intempéries.

A discussão sobre o que fazer com a concessão da Enel acontece em um momento em que o Brasil se consolidou como o principal destino dos investimentos chineses em energia elétrica, atraindo grandes estatais focadas em geração, transmissão e tecnologias de rede. Vizinha à Enel São Paulo, por exemplo, a CPFL Paulista pertence à estatal chinesa State Grid. É a terceira maior distribuidora país.

Ao mesmo tempo, o governo Lula vem adotando uma estratégia pragmática para destravar nós históricos do setor. Nesse contexto, a Âmbar Energia, do grupo J&F, passou a assumir ativos considerados críticos ou problemáticos, como as distribuidoras do Norte e a participação na Eletronuclear, em Angra 3. Em vez de romper contratos, a lógica tem sido transferir controle, renegociar condições e exigir investimentos, preservando o funcionamento do sistema.

É nesse ambiente que o debate sobre a Enel se reorganiza. A empresa já pediu a renovação de suas concessões, mas enfrenta um nível de pressão política e regulatória que dificulta uma simples prorrogação nos moldes tradicionais. Ao mesmo tempo, os instrumentos mais duros previstos em lei carregam custos elevados.

Entre esses dois extremos, cresce o espaço para uma solução intermediária: manter a concessão, mas mudar quem opera, usando a renovação contratual como instrumento para exigir investimentos adicionais, metas mais rígidas de qualidade e mudanças de gestão.

Nada indica que esse caminho esteja formalmente definido. Mas o histórico do setor — incluindo o próprio caso de Goiás — mostra que, quando a crise deixa de ser apenas técnica e passa a ser política, a negociação tende a prevalecer sobre a ruptura.

O futuro da concessão da Enel segue em aberto. O que já ficou claro é que ele será decidido menos pelo último apagão e mais pela capacidade de o setor encontrar uma solução que preserve investimentos, continuidade do serviço e estabilidade regulatória — três ativos tão estratégicos quanto a própria rede elétrica.

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A Axia Energia (a antiga Eletrobras) informou nesta quarta-feira (5) que seu conselho de administração aprovou o pagamento de R$ 4,3 bilhões em dividendos intermediários. O montante foi anunciado junto com a divulgação de resultados da companhia, que reportou prejuízo líquido no terceiro trimestre de R$5,45 bilhões, revertendo lucro apurado em igual período do ano passado, após contabilizar no resultado trimestral a venda de sua participação na estatal Eletronuclear.

A companhia elétrica reconheceu no trimestre uma despesa de R$7 bilhões em alienação de ativos, sem efeito caixa, em função principalmente do desinvestimento da fatia na Eletronuclear, comprada pelo grupo J&F. Também foram concluídas no período outras operações, como descruzamento de ativos com a Copel e a venda da participação na Emae para a Sabesp.

No critério ajustado, o lucro da Axia ficou em R$2,2 bilhões no terceiro trimestre, uma queda de 68% na comparação anual. O principal impacto nesse caso foi o reconhecimento de remensuração regulatória dos contratos de transmissão de energia.

A receita líquida regulatória ajustada da companhia alcançou R$9,97 bilhões no 3T25, queda de 4,6% na comparação anual, impactada principalmente por uma menor receita de geração devido à alienação das térmicas do Amazonas e da venda adicional de energia da usina hidrelétrica de Tucuruí.

Dividendos de R$ 4,3 bilhões

O montante de dividendos será distribuído aos acionistas em 19 de dezembro de 2025, utilizando parte do saldo da reserva estatutária.

O valor por ação será de R$ 1,58 para papéis preferenciais de classe A; R$ 2,08 para ações preferenciais classe B; e R$ 1,89 para ações ordinárias e golden share. A empresa destaca que os valores por ação podem sofrer pequenas variações devido ao programa de recompra de ações.

As datas de corte para os detentores de ações na B3 e ADRs na Nyse, a bolsa de Nova York, estão definidas para 14 e 17 de novembro de 2025, respectivamente. Os detentores de ADRs receberão o pagamento a partir de 29 de dezembro de 2025, por meio do Citibank.

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A ex-Eletrobras é a maior empresa de geração e transmissão de energia elétrica da América Latina, sendo responsável por boa parte da energia limpa do Brasil. Recentemente, a Axia anunciou a venda de sua participação na Eletronuclear para a Âmbar Energia, marcando a entrada da J&F na geração nuclear.

Disclaimer: Este texto foi escrito por um agente de inteligência artificial a partir de informações oficiais e de bases de dados confiáveis selecionadas pelo InvestNews. O trabalho foi revisado pela equipe de jornalistas do IN antes de sua publicação.

Com mais de 100 anos de operação no Rio de Janeiro, a companhia elétrica Light vive um momento decisivo em sua vasta história. Responsável pelo fornecimento de energia para 31 municípios do estado fluminense, onde atende a mais de 11 milhões de pessoas, a empresa corre contra o relógio para conseguir acertar a renovação da concessão estadual, que vence em junho de 2026. A decisão é fundamental para destravar um aumento de capital de R$ 1,5 bilhão na companhia e um ciclo de investimentos de R$ 12 bilhões em cinco anos, segundo apurou o InvestNews.

Em recuperação judicial desde maio de 2023, quando declarou mais de R$ 11 bilhões em dívidas, a Light conta com o apoio das prefeituras para conseguir avançar em um acordo com a Aneel, a Agência Nacional de Energia Elétrica, pela renovação da concessão no Rio. No fim de setembro, os prefeitos dos 31 municípios onde a empresa presta serviço assinaram um abaixo-assinado solicitando que a autarquia desse tração à análise da renovação.

Outro fator que faz o mercado crer em uma virada de chave na empresa tem a ver com o leque de investidores que hoje compõem seu quadro societário: o fundo Samambaia, de Ronaldo Cezar Coelho, é o maior acionista com 20% do capital da Light; seguido pela WNT, ligada ao empresário Nelson Tanure, com 18,9%; e pelos bancos BTG Pactual (14,8%) e Santander (10,2%).

Principal investidor da Light atualmente, o banqueiro e ex-deputado Ronaldo Cezar Coelho foi figura ativa no processo de pulverização do controle da empresa. Se hoje o papel é cotado a cerca de R$ 5, quando Cezar Coelho montou sua posição na companhia, em 2020, a ação superava a faixa dos R$ 20. “Eu comandei a privatização da Light. Comprei essas ações a R$ 20 da Cemig e a R$ 23 do BNDES. E aconteceu o que aconteceu depois. Mas estou aqui e estou pensando em cinco anos para frente”, afirma ele, em entrevista ao InvestNews.

Entusiasta de longa data da empresa, o megainvestidor carioca sonha com novos tempos para a Light, prevê a saída da recuperação judicial em breve e aposta em novas frentes de negócios. Cezar Coelho também acredita no bom relacionamento com a Aneel para aprovar a renovação da concessão até o início de 2026. “A relação política e com a Aneel está ótima, como nunca esteve”, diz ele.

O investidor também prevê que a renovação da concessão tenha um gatilho para as perdas não técnicas (o que ficou conhecido popularmente como “gatos”). Um balanço da empresa, divulgado em 2024, estimou que 35% dos clientes da Light fazem ligações clandestinas no Rio. “Para o balanço de 2026, vai nascer uma nova Light, uma empresa com um passivo bem menor e com um contrato com cláusulas melhores negociadas em relação aos próximos 30 anos, especialmente no que se diz respeito ao ICMS que a Light paga sobre energia roubada, que é desviada no meio do caminho”, diz Cezar Coelho.

O InvestNews apurou que a empresa pretende investir cerca de R$ 12 bilhões no estado fluminense nos próximos cinco anos. A arrecadação de parte desse montante deve se dar por meio de debêntures incentivadas e o valor servirá para suportar as melhorias nas linhas de distribuição da companhia, para mitigar as perdas por desvios na rede. “A Light tem uma rede muito antiga e atua em áreas que vão necessitar de uma grande renovação dos equipamentos da rede nos próximos cinco anos”, diz uma fonte ligada à companhia. 

Com o fim da recuperação no horizonte, a companhia pretende contratar financiamentos mais baratos e de longo prazo.

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Acionista de referência e ativo nas negociações envolvendo a companhia, Cezar Coelho não poupa elogios a seus pares na empreitada, sobretudo a Nelson Tanure. Ele conta que acompanhará o aumento de capital, que será composto por aportes e conversão de dívidas em equity, e também elogia o BTG, que entrou na companhia em uma negociação pelos ativos que pertenciam ao banqueiro Daniel Vorcaro, do Master.

“O BTG tem planos de ser uma grande empresa de energia. Esse movimento que eles fizeram agora com a Cosan e antes com a Eneva mostra que os donos do BTG estão criando uma grande holding de energia”, afirma Cezar Coelho. “Uma vez que a Light esteja saneada, com gente como o BTG dentro, vai ter gente querendo comprar a Light. Seria uma grande compra para a Equatorial, Energisa ou Iberdrola. A Equatorial conhece bem a Light. Já foi acionista e conselheira.”

Uma luz no fim do túnel 

Com endividamento elevado, a Light precisou driblar uma regra da legislação brasileira para conseguir solicitar sua recuperação judicial em 2023. É que pelas regras vigentes, concessionárias de serviços públicos de energia não podem usufruir do método que prevê a paralisação de cobranças e negociação das dívidas com credores. 

A manobra, perpetrada com sucesso pelo ex-CEO Octavio Lopes, que acabava de assumir a operação para organizar seu turnaround, foi entrar com o pedido pela holding Light S.A., e não da concessionária. A estratégia foi o estopim para um intenso embate da companhia com os credores – que culminou em um acordo assinado em abril de 2024. Mas, para Cezar Coelho, a manobra foi “corajosa” e o único caminho possível para manter a empresa em pé. “Quando ele [Lopes] viu a mudança na lei do ICMS, ficou claro que o caixa ia drenar, e isso era uma condenação da empresa à morte”, diz Cezar Coelho.

A lei citada pelo megainvestidor é a 14.385, sancionada em 28 de junho de 2022, que obrigava as distribuidoras a devolverem o crédito fiscal que as empresas ganharam na Justiça depois que o STF entendeu que o ICMS havia sido indevidamente incluído na base de cobrança do PIS.

À época do pedido de recuperação da Light, a alternativa encontrada recebeu diversas críticas de políticos, como o governador do Rio de Janeiro, Cláudio Castro, que cobrava melhorias e modernizações por parte da distribuidora de energia elétrica. Ele pedia que a empresa mirasse no exemplo das prestadoras de serviço de saneamento básico, que haviam conseguido mitigar os problemas com os ‘gatos’. “Ela [a Light] precisa se modernizar para conseguir receitas de locais onde seja fácil recuperar, agregar valor à operação dela”, disse o governador em 2023.

Antes de recorrer à RJ, a empresa também foi desinvestida por estatais. Em 2020, o BNDESPar anunciou a saída da operação. No ano seguinte, foi a vez de a Cemig vender suas ações na companhia, da qual era a maior acionista, por meio de uma oferta subsequente de ações (follow-on).

Linhas paralelas

Maior acionista atualmente da companhia, Cezar Coelho quer pensar no futuro. O investidor diz ter planos para a empresa que vão além da operação no setor de energia. A Light é dona, por exemplo, de uma das maiores reservas particulares de Mata Atlântica no país, uma área de preservação que abrange os municípios de Rio Claro e Piraí. O investidor acredita que a empresa poderia usar a área para a comercialização de créditos de carbono. Outra ideia seria usar a vasta rede de dados de consumidores como uma forma de entrar no mercado financeiro, oferecendo, por exemplo, serviço de crédito aos clientes. 

“São ideias brutas, que eu tenho há alguns anos, mas que eu acho viáveis. Só que eu sou realista. Hoje, nós estamos com um caminhão caído na beira da estrada. Estamos tirando o caminhão da ribanceira, mas ao mesmo tempo estamos arrumando o motor e trocando os pneus, com a nova concessão. Quando ele vier pra estrada, a Light vai voltar para a estrada numa outra fase da economia brasileira, podendo apostar em inteligência artificial e meios de pagamento. Esse é o futuro.”

A Eletrobras concluiu a venda do usina termelétrica UTE Santa Cruz para o grupo J&F, sucedendo a Âmbar Energia no acordo. A transação, que inclui o recebimento de R$ 703,5 milhões, encerra o processo de desinvestimento dos ativos termelétricos da empresa.

Segundo a Eletrobras, o montante total arrecadado com a venda das termelétricas, incluindo a UTE Santa Cruz e ativos da Eletronorte, alcança R$ 3,6 bilhões. A empresa ainda mantém o direito ao recebimento de um earn-out no valor de R$ 1,2 bilhão.

Com a conclusão do desinvestimento, a Eletrobras agora possui um portfólio de geração de energia composto exclusivamente por fontes renováveis, em linha com seu compromisso Net Zero 2030.

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A Eletrobras, maior empresa de geração e transmissão de energia elétrica da América Latina, é responsável por boa parte da energia limpa do Brasil. Privatizada em 2022, mantém um papel estratégico no setor elétrico nacional.

Em agosto de 2025, a Eletrobras viu suas ações ordinárias subirem 7,06% após a divulgação dos resultados do segundo trimestre de 2025, destacando um lucro líquido ajustado de R$ 1,47 bilhão e a aprovação de R$ 4 bilhões em dividendos aos acionistas.

Disclaimer: Este texto foi escrito por um agente de inteligência artificial a partir de informações oficiais e de bases de dados confiáveis selecionadas pelo InvestNews. O trabalho foi revisado pela equipe de jornalistas do IN antes de sua publicação.

O pior da situação financeira e operacional da Light já passou, e a empresa reúne condições técnicas para conseguir a renovação antecipada de sua concessão no Rio de Janeiro, disse o CEO da companhia elétrica, Alexandre Nogueira, nesta quarta-feira (8), no Rio de Janeiro.

O pedido de renovação da concessão da distribuidora foi apresentado pela empresa no ano passado, e a análise ainda não foi pautada pela agência reguladora Aneel.

Em 2024, a empresa aprovou um novo acordo com credores no âmbito do processo de recuperação judicial.

“O que a gente acredita é que reúne condições. A empresa operacionalmente está entregando serviço, está melhorando o serviço, é perceptível isso nos nossos números…”, disse ele a jornalistas, na sede da empresa.

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Nogueira acrescentou que a companhia melhorou sua condição econômica-financeira, com a reestruturação da dívida.

Os furtos de energia na área de concessão da Light são um dos principais desafios da companhia, que espera que isso seja devidamente contemplado na renovação da concessão.

Segundo o executivo, a cada 17 clientes da empresa, sete não pagam conta de energia.

A Light se prepara também para participar do leilão de reserva de capacidade do governo federal, previsto para o começo de 2026, disse o CEO.

A empresa entrará no leilão com um projeto “bastante competitivo”, de uma hidrelétrica de 160 a 180 MW, relatou.