Publicado em 5 de outubro de 2026
Planejamento energético, desafios da transmissão e da geração de energia elétrica, operacionais e tarifários na integração de recursos energéticos distribuídos foram alguns dos temas discutidos por representantes da EPE no primeiro dia do 56º Circuito Nacional do Setor Elétrico (Cinase).
Realizado nos dias 30 de setembro e 1º de outubro de 2026, no ExpoRio, na Cidade Nova, o evento reuniu feira de negócios e congresso técnico, com debates sobre os mercado de engenharia elétrica, bem como sobre as novas tecnologias que estão transformando o segmento.
Na abertura do Circuito, o Diretor de Estudos Econômico-Energéticos e Ambientais da EPE, Thiago Ivanoski, falou sobre o contexto do planejamento energético no Brasil, apresentando seus principais instrumentos, com diferentes horizontes temporais, como o Balanço Energético Nacional (BEN), o Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) e o Plano Nacional de Energia (PNE).
Ivanoski destacou a renovabilidade e a sustentabilidade das matrizes elétrica e energética brasileira, em relação a outros países. “O Brasil é referência mundial em matriz renovável e em segurança energética. Temos um sistema todo interligado, com cerca de 190 mil km de linha [de transmissão], conectando o país. Desta forma, conseguimos aproveitar os energéticos que produzimos em um lugar para o consumo em outro, com maior dinamismo", afirmou.
O diretor também apresentou destaques do PDE 35, para os próximos dez anos. “Continuaremos sendo muito renováveis, com expansão de energia solar e eólica e a presença de novas tecnologias, como baterias; usinas hidrelétricas reversíveis e resposta da demanda", pontuou. Em relação ao PNE, que estabelece possíveis cenários para 30 anos, ele citou, como oportunidade para o setor, o aumento do consumo de energia elétrica em até quatro vezes, em função de fatores como a eletromobilidade e a eletrificação da produção industrial para atingir metas de descarbonização, além da maior utilização da bioenergia.
Desafios da transmissão de energia
O consultor técnico da EPE Lucas Simões participou de painel sobre os desafios da transmissão de energia e o planejamento do sistema elétrico brasileiro, ao lado do vice-presidente da State Grid Brazil, Jorge Bauer. A mesa foi mediada por Danilo de Souza, coordenador técnico do Cinase.
Simões contou como a EPE se prepara para a entrada de grandes cargas no sistema elétrico e o impacto na transmissão. “Passamos a ver, cada vez mais, essa tendência de grandes cargas e começamos a fazer estudos de transmissão prospectivos. O que temos adotado são estudos de longo prazo, nos quais mapeamos esses potenciais de megacargas e trazemos investimentos e obras condicionados", explicou. Em 2026, a EPE lançou estudo sobre cargas eletrointensivas na Região Nordeste, além de ter estudos já publicados sobre o estado de São Paulo e, em andamento, sobre o Rio de Janeiro.
Lucas Simões abordou ainda como novas tecnologias impactam o planejamento de expansão da transmissão. “Os FACTS, dispositivos flexíveis que permitem controle de fluxo, já têm sido usados em soluções propostas pela EPE porque eles nos permitem fazer a gestão da infraestrutura existente de forma otimizada. Soluções para armazenamento também já são consideradas nos estudos de transmissão. Novos condutores, condutores compósitos de carbono, permitem temperaturas operativas muito mais altas. Com isso, conseguimos ter uma linha com muito mais capacidade de corrente. Tudo isso vira ferramentas na cesta de planejamento. A equipe de transmissão identifica um problema e mapeia se há diferentes formas de resolvê-lo, para recomendar a solução de menor custo global com viabilidade técnica, econômica e socioambiental".
Entre os desafios da transmissão, o consultor apontou as características físicas e contratuais dos ativos, com o envelhecimento da rede e uma rampa contratual. “Outro desafio que eu destacaria é continuar fazendo um sistema de transmissão eficiente. Ele veio crescendo em resposta à expansão e a essa mudança da matriz. Precisamos continuar reavaliando as necessidades sistêmicas, como o crescimento da carga, de forma a termos respostas tempestivas, para não segurar o aumento da eletrificação da economia, e eficientes, para expandir a transmissão quando for, de fato, necessário e justificado. Energia é insumo básico e ter uma tarifa competitiva é fundamental", avaliou.
Um olhar para a fonte
O Superintendente de Geração de Energia, Gustavo Ponte, participou da mesa "Geração de Energia Elétrica no Brasil: um olhar para a fonte", com o professor da UFRJ Glauco Taranto e mediação do professor da UFF Gilberto Figueiredo.
Ponte lembrou que, nos anos 2000, a matriz elétrica brasileira era 80% composta por fontes hidrelétricas e 20% por termelétricas, muitas a óleo e a carvão. Atualmente, temos uma matriz mais diversificada, com maior presença da geração eólica e solar, o que proporciona maior segurança energética, inclusive para lidar com os efeitos das mudanças do clima. No entanto, essas mudanças também trouxeram desafios. “A expansão dos últimos anos tem se dado, principalmente, por meio de recursos não-controláveis. Renováveis, sim, mas de geração variável e não-controlável, sobretudo eólica e solar. Isso traz novos desafios, sobretudo, de capacidade e flexibilidade", afirmou.
O superintendente explicou que o país vive hoje uma abundância de geração, especialmente, de energia solar, levando ao curtailment e a uma necessidade de maior potência no início da noite. “A geração solar despenca no final da tarde, mas o consumo dispara e o operador tem que dar conta disso. Nos dias mais críticos, existe uma rampa de tomada de carga que chega a até 45 GW. O operador corre para ligar tudo que ele tem sob controle, toda geração despachável, hidrelétrica e termelétrica. Essa tomada de carga é muito acelerada e isso vai ficar ainda mais desafiador. No PDE 35, mostramos que essa rampa vai chegar a até 70 GW no final da tarde, nos dias mais críticos. Então precisamos de resposta rápida, precisamos de soluções capazes de prover esse serviço de flexibilidade", explicou.
Neste contexto, Gustavo Ponte citou o Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) realizado em março, com a contratação de 19,5 GW de usinas termelétricas e hidrelétricas; e o leilão de baterias previsto para dezembro. “Pela primeira vez vamos contatar armazenamento de grande porte. Isso não é por acaso. Mais uma vez é uma decisão de política energética calcada nos estudos da EPE", afirmou.
Ele destacou, ainda, o papel cada vez mais importante do armazenamento. “No PDE 2034, a estimativa era de 700 MW no horizonte decenal. No ano seguinte, esse número saltou para 7 GW. E, em breve, vamos publicar uma nova edição do PDE em que podemos esperar números ainda maiores, não só de baterias, mas também de usinas hidrelétricas reversíveis. Qualquer tecnologia que agregue potência e flexibilidade é bem-vinda para o sistema elétrico", avaliou.
Integração de recursos energéticos distribuídos
O consultor técnico da EPE Gabriel Konzen e o diretor executivo da Noale Energia, Frederico Boschin, dividiram o painel Desafios Operacionais e Tarifários na Integração de recursos energéticos distribuídos.
Konzen começou sua apresentação mostrando parte de sua pesquisa de doutorado que aborda o aspecto social da geração distribuída (GD) no Brasil. “Nesse estudo, identificamos que, a cada 100 sistemas de geração solar distribuída no Brasil, 67 estão concentrados nas famílias mais ricas, nos 20% mais ricos. Somente 3 desses sistemas estão nas famílias mais pobres, nos 20% mais pobres", afirmou.
A pesquisa também abordou o impacto econômico-tarifário da geração distribuída. A pergunta que se objetivou responder foi “se não houvesse geração distribuída no Brasil, qual seria a tarifa para todos os consumidores?". A conclusão foi de uma tarifa (mediana) 3,5% mais baixa. No caso de algumas distribuidoras, com maior concentração de geração distribuída, o aumento na tarifa de todos os consumidores é próximo de 8%. “A geração distribuída tem provocado aumentos tarifários, seja por subsídios, seja pela própria redução de mercado que ela provoca para as distribuidoras, gerando um custo que é dividido com todos os consumidores", explicou.
O consultor falou ainda sobre mudanças previstas ou em curso no setor de geração distribuída. A primeira delas trata do modelo de precificação da energia injetada na rede pelos geradores distribuídos a partir de 2029. “Conforme a Lei 14.300/2022, teremos uma nova regra de compensação baseada no modelo de cálculo de custos e benefícios que vai basicamente ditar quanto o consumidor com GD vai receber pela energia injetada na rede (GD2 e GD3)", contou. Ele informou, ainda, que a Aneel ainda não definiu a metodologia de cálculo sobre o valor dessa energia injetada na rede.
Outro ponto apresentado foi a Consulta Pública 33/2026, da Aneel, que traz alterações no Prodist (Procedimentos de Distribuição) para que os sistemas de GD passem a ser observáveis, comunicáveis e controláveis. “A distribuidora vai poder acompanhar qual é a injeção daquele sistema em tempo real, para controlá-la em momentos de estresse no sistema. A ideia é que as distribuidoras passem a operar como DSO (Distribution System Operator, Operador do Sistema de Distribuição)", disse Konzen. “Isso é uma mudança de paradigma para trazer mais segurança para o sistema elétrico brasileiro, uma vez que esses recursos já representam uma parcela relevante da nossa capacidade", complementou.
O painel também abordou questões como a tarifa branca, a abertura do mercado livre para todos os consumidores de baixa tensão comerciais e industriais a partir de 2027, além de novas oportunidades para o setor.
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