Uma lupa na Transmissão Ano 45 - No 506 - brasilenergia.com As soluções para o gargalo das renováveis Como atender a demanda dos data centers A pressão global sobre a cadeia produtiva Tecnologias para um mundo em mudanças
Brasil Energia, nº 506, 2 de setembro de 2026 3 A transformação de uma sociedade primária em avançada Petróleo, soja e minério de ferro ocupam há anos as primeiras posições em nossa pauta de exportações e respondem por boa parcela da construção do nosso PIB. Os três evidenciam a capacidade da nossa indústria extrativa e da agropecuária de transformar recursos naturais em riqueza e desenvolvimento econômico. O que os diferencia é a natureza renovável dos produtos do agronegócio ante a condição extrativista e finita da indústria mineral do óleo, do gás e do minério de ferro. Mas são semelhantes como commodities, reconhecidos como de baixo valor agregado perante os produtos derivados de sua transformação. O agronegócio, por exemplo, contribui com 5% a 7% do PIB brasileiro (IBGE), quando medido apenas pela sua atividade intraporteira. Mas salta para participação de 23% a 25% quando se considera toda a cadeia produtiva associada à atividade (Cepea/CNA). O mesmo raciocínio pode ser direcionado para as indústrias extrativistas de ferro, petróleo e gás, assim como as terras raras, o novo eldorado brasileiro. Transformar essas matérias primas em produtos acabados faria muito bem para a autoestima e o bolso dos brasileiros, além de reter milhares de jovens que emigram todos os anos por falta de empregos de qualidade aqui. Duas recentes votações no Congresso receberam grande aprovação de segmentos produtivos; o aumento para 32% de etanol adicionado à gasolina e a inclusão do gás como combustível elegível no Redata, com a sutil substituição do termo “limpa” por “de baixa emissão” no texto que foi à sanção presidencial. No primeiro caso, comemoraram os produtores de etanol. No segundo, os segmentos de biometano, gás e nuclear. Todos estão de parabéns, mas não se pode esquecer que combustíveis e energéticos não são um fim mas um meio na transformação de uma sociedade primária em avançada. Felizmente, o texto do Redata também contemplou a indústria eletroeletrônica, que vem perdendo espaço para os produtos importados e, claro, comemorou efusivamente. Vale o exemplo. Espera-se que os novos vencedores nas eleições majoritárias tenham sensibilidade e determinação para agirem em um projeto de Nação, construindo e apoiando medidas que desenvolvam: • a cadeia produtiva do biometano e não apenas a produção de biometano; • a cadeia produtiva de óleo e gás e não apenas a produção de óleo e gás; • a cadeia produtiva do etanol e não apenas a produção de etanol; E por aí podemos prosseguir, desenvolvendo também a indústria que atende hidrelétricas e termelétricas, eólicas e solares, suprindo o país de energia abundante e barata e exportando tecnologia produzida pela inteligência nacional. olá, leitor
4 Brasil Energia, nº 506, 2 de setembro de 2026 edição 506 sumário ESPECIAL DE CAPA 10 O impacto das renováveis no novo ciclo de expansão 17 Grandes cargas mudam a lógica de expansão da rede 24 Demanda global pressiona cadeia de equipamentos 30 Tecnologia redesenha a transmissão para a era renovável ÓLEO E GÁS 41 O compromisso Shell com a reinjeção do gás de Gato do Mato 70 Equinor avança no Projeto Raia 72 Produção de gás natural ultrapassa a de petróleo no onshore DISTRIBUIÇÃO 82 As perdas que pesam na conta de luz do consumidor AS LIDERANÇAS EMPRESARIAIS 06 Para Abiape, Próximo governo precisa resolver curtailment em cem dias 38 Abrate cobra segurança jurídica para novo ciclo de investimentos 79 Para Abren, Metano Zero é importante para destravar energia de resíduos
Brasil Energia, nº 506, 2 de setembro de 2026 5 EDITORA BRASIL ENERGIA – Rua Conselheiro Saraiva, 28 / 601, CEP 20091-030 – Rio de Janeiro - Tel (21) 3503-0303 - www.brasilenergia.com Diretor Presidente: Celso Knoedt – Diretores: Alessandra Alves, Patricia Quintão, Rosely Maximo – Editora Executiva: Rosely Maximo – Redatores: Ana Luisa Egues, Ana Pinna, Celso Chagas, Chico Santos, Eliane Velloso, Eugenio Melloni, Fernanda Legey, Fernanda Nunes, Marcelo Furtado - Tratamento de Dados: Mauricio Fagundes - Programação Visual: Ana Beatriz Leta e Larissa Sayuri ASSINATURAS: Alessandra Alves, assinaturas@brasilenergia.com.br - Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 • Revista BRASIL ENERGIA: Acesso livre • BRASIL ENERGY: Anual, R$ 1.920; Mensal, R$ 184 • ENERGIAHOJE: Anual, R$ 1.490; Mensal, R$ 145 • PETROLEOHOJE: Anual, R$ 1.490; Mensal, R$ 145 • CENÁRIOS EÓLICA: Anual, R$ 1.695 • CENÁRIOS GÁS: Anual, R$ 1.695 • CENÁRIOS PETRÓLEO: Anual, R$ 1.695 • CENÁRIOS SOLAR: Anual, R$ 1.695 ATENDIMENTO AO ASSINANTE: Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 PUBLICIDADE: Paula Amorim, publicidade@brasilenergia.com.br - Lúcia Ribeiro (21) 97015-4654, Alex Martin (11) 99200-0956 e Fernando Polastro (11) 5081-6681 COLUNISTAS 37 JERSON KELMAN Metade ou Meta de Curtailment? 44 WAGNER VICTER Gas release: um risco ao mercado 47 BRUNO ARMBRUST Gas release não é anti Petrobras 51 OSMANI PONTES Os limites da reinjeção de gás 66 RUBEM CESAR Bioenergia e eletrificação na Amazônia 75 JOSÉ ALMEIDA Descomissionamento de ativos de GN 85 FREDERICO ACCON Armazenamento e modelos de negócio SÉRIE AMAZONAS & ENERGIA 52 O avanço dos sistemas solares caminha em três frentes 58 A crise climática agrava a logística numa região já desafiadora
6 Brasil Energia, nº 506, 2 de setembro de 2026 As Lideranças Empresariais Mário Menel, Abiape Propostas para os candidatos das eleições majoritárias 2026
Brasil Energia, nº 506, 2 de setembro de 2026 7 Mário Menel, presidente da Abiape, destaca o papel dos autoprodutores de energia e alerta para os riscos ao segmento gerados pelos cortes e por possíveis custos indevidos | POR CHICO SANTOS | Próximo governo precisa resolver curtailment em cem dias A eleição de outubro deste ano vai consagrar a ascensão de um novo governo no Brasil, seja com a reeleição do atual, pela natureza dos desafios de um segundo mandato, seja por uma efetiva troca do ocupante da cadeira presidencial. E entre as prioridades dos primeiros cem dias do Executivo no âmbito do setor elétrico está uma solução estrutural para o problema do curtailment, cujos ônus devem ser compartilhados por todos os agentes que contribuem para ele, incluindo a micro e minigeração distribuída (MMGD). A avaliação é de Mário Menel, presidente da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia (Abiape) e uma das vozes mais respeitadas do setor elétrico brasileiro. Tanto que ocupa também a cadeira de presidente do Fórum das Associações do Setor Elétrico (Fase), órgão que congrega 37 entidades, desde a sua fundação, em 2013. Em entrevista ao programa As Lideranças Empresariais, da Brasil Energia, Menel disse que os cortes forçados de energia para equilibrar oferta e demanda representam uma ameaça aos investimentos, por incapacitar os geradores afetados para fazer frente aos financiamentos contratados e por retrair a oferta de recursos pelo sistema bancário. No caso das grandes indústrias com autoprodução, os cortes nas usinas in situ (dentro da área operacional) ameaçam a própria sobrevivência do empreendimento porque a geração de energia está associada ao processo produtivo da unidade. E, segundo dados da Abiape, trata-se de um segmento de gigantes. Somente os 24 associados da entidade representam um universo na casa dos 30 GW de capacidade instalada, com geração de 196 mil empregos formais em setores como alumínio, siderurgia, mineração, cimento e outros. Veja os principais destaques da entrevista: Autoprodução No universo da Abiape, são os segmentos que produzem a própria energia, geralmente indústrias eletrointensivas,
8 Brasil Energia, nº 506, 2 de setembro de 2026 As Lideranças Empresariais Mário Menel, Abiape onde o insumo energia chega a representar até 70% do custo de produção. A Abiape congrega aqueles com pelo menos 30 GW de capacidade instalada e Menel acentua particularidades que, segundo ele, os torna diferenciados em situações como o corte de geração ou o pagamento de encargos. Curtailment A partir do raciocínio de que quem causa custo deve ser responsável por ele, Menel entende que a MMGD não pode ficar fora do rateio que vai distribuir entre os cortes entre os agentes, segundo o projeto em gestação, como uma espécie de MRE às avessas. Neste momento não seria um corte físico, até por inviabilidade técnica, mas um “corte contábil”, uma penalidade financeira que iria para um fundo de ressarcimento aos demais geradores afetados. ERCAP para autoprodução Menel mostrou um quadro preocupante de novos custos com a necessidade de contratação de potência em leilões de reserva de capacidade (LRCAPs) para suprir as lacunas instantâneas deixadas pela intermitência das fontes solar e eólica. As projeções indicam que em 2032 o encargo para sustentar essa potência contratada (ERCAP) chegará a R$ 50 bilhões/ ano, dobrando o atual valor da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). A Abiape entende que os autoprodutores devem ficar fora do rateio desse custo até o limite da energia consumida no próprio processo produtivo, uma vez que ela não interfere na carga geral do SIN, devendo pagar somente pela parcela da geração que é lançada na rede. Resposta da demanda Diferentemente de contribuir para a sobredemanda que desequilibra o sistema nas horas de pico e exige a contratação de potência, os autogeradores de grande porte atuam em sentido contrário, investindo na realocação do processo produtivo para injetar mais energia no SIN quando os demais consumidores mais precisam. Segundo Menel, os sócios da Abiape responderam por um terço dos 344 MW contratados pelo ONS no último leilão de resposta da demanda (julho passado). Leilão de baterias Uma das apostas para equacionar o problema do curtailment e da falta de potência, o leilão de baterias, marcado para dezembro deste ano em duas etapas (dias 2 e 4) enfrenta vários tipos de obstáculos, começando pelo mais controverso, que é a decisão expressa na Lei 15.269 de que os geradores sozinhos deverão arcar com os encargos da potência armazenada. Menel disse que o ministro Alexandre Silveira (MME) está ciente dos riscos de judicialização, mas mesmo assim deverá realizar o certame na data prevista, dada a urgência que o tema apresenta. Assista a entrevista na íntegra aqui:
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10 Brasil Energia, nº 506, 02 de setembro de 2026 Especial de Capa Transmissão O impacto das renováveis no novo ciclo de expansão Foto: Divulgação/Neoenergia
Brasil Energia, nº 506, 02 de setembro de 2026 11 Fundação da linha Alto Paranaíba, de 1.600 km entre Minas Gerais e São Paulo, concluída com 21 meses de antecipação Rede deverá ganhar quase 29 mil km até 2035, com novos corredores e recursos para ampliar o escoamento de renováveis e a segurança do sistema | POR MARCELO FURTADO | A expansão da geração eólica e solar está levando o sistema de transmissão brasileiro a um novo ciclo de investimentos. Além de conectar novos empreendimentos, o planejamento concentra esforços no reforço das interligações entre regiões, sobretudo para ampliar a capacidade de escoamento dos excedentes produzidos no Nordeste em direção aos grandes centros consumidores do Sudeste e Sul. Na configuração de referência adotada pelo Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2035, o sistema somava 191,35 mil km de linhas de transmissão, nos níveis de tensão de 230 kV a 800 kV, e 500,3 mil MVA de capacidade nominal de transformação. Desde então, novos empreendimentos entraram em operação. Para 2035, a projeção da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) chega a 220,13 mil km e 589,33 mil MVA, aumentos de aproximadamente 15% e 18%, respectivamente.
12 Brasil Energia, nº 506, 02 de setembro de 2026 Especial de Capa Transmissão No cenário de referência, o PDE 2035 estima R$ 116,9 bilhões em investimentos em transmissão no horizonte decenal, dos quais R$ 98,8 bilhões correspondem a instalações que já possuem outorga e R$ 18,1 bilhões a projetos ainda sem outorga. São R$ 78 bilhões destinados a linhas e R$ 38,9 bilhões a subestações. Uma parcela importante dessa expansão já avançou do planejamento para a contratação. Entre 2023 e março de 2026, seis leilões de transmissão contrataram empreendimentos que somam cerca de 19,8 mil km de linhas e R$ 67,8 bilhões em investimentos previstos. Os projetos abrangem grandes corredores de escoamento, reforços regionais, novas subestações e equipamentos para aumentar a segurança e a capacidade da rede. Para o presidente da EPE, Thiago Prado, porém, não se deve caracterizar a situação atual como um descasamento generalizado entre geração e transmissão. Segundo ele, as restrições estão concentradas em determinados pontos e uma parcela relevante da expansão necessária já está planejada ou em implantação. Projeto da estação conversora da LT de 800 kV, com 1.468 km, entre as cidades de Graça Aranha (MA) e Silvânia (GO), que será construída pela chinesa SGBH Foto: Divulgação/SGBH
Brasil Energia, nº 506, 02 de setembro de 2026 13 A EPE começou a se antecipar a esse desafio em 2021, quando desenvolveu uma metodologia para antecipação de obras a partir da prospecção da expansão da geração. Quatro estudos de escoamento de renováveis publicados em 2021 e 2022 recomendaram aproximadamente R$ 60 bilhões em investimentos. “O planejamento tem antecipado essas necessidades”, afirma Prado. Mesmo com o volume de contratações, novos reforços continuam necessários. Para o período de 2026 a 2030, o PAR/PEL 2025 – plano de operação elétrica do Operador Nacional do Sistema (ONS) – recomenda cerca de 5,3 mil km de linhas e 24,3 mil MVA adicionais de transformação, com investimentos estimados em R$ 28,1 bilhões. Mais capacidade para escoar renováveis Mais do que acrescentar quilômetros à rede, esses investimentos respondem às mudanças nos fluxos de energia provocadas pela expansão das renováveis. A necessidade de reforços é especialmente evidente no Nordeste, região que, segundo Prado, apresenta perfil predominantemente exportador desde 2021 e concentra parcela importante da expansão eólica e solar. Mesmo considerando as expansões recomendadas até 2030, o ONS identifica margem de escoamento escassa ou nula em diversos pontos da rede da região, segundo nota técnica do Ministério de Minas e Energia (MME) que fundamenta o Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica (POTEE) 2026. O PDE mostra a dimensão do reforço previsto. A média do limite de exportação do Nordeste, de aproximadamente 13,5 GW na configuração existente em setembro de 2025, deverá alcançar 21 GW com as obras previstas até 2030 e 24 GW a partir de 2033. Os limites efetivos variam conforme as condições de carga e geração. A ampliação permitirá acomodar até 60 GW de geração eólica e solar nas regiões Norte e Nordeste em 2033. Uma das principais frentes já contratadas é o novo corredor entre Maranhão e Goiás, incluído no segundo leilão de 2023. O sistema em corrente contínua de ±800 kV entre Graça Aranha (MA) e Silvânia (GO), acompanhado de reforços associados, integra um conjunto de 4.471 km de linhas e R$ 21,7 bilhões em investimentos, ampliando a capacidade de intercâmbio entre Norte/Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste. Outro grande conjunto de reforços foi contratado no primeiro leilão de 2024, com 15 lotes, 6.464 km de linhas e R$ 18,2 bilhões em investimentos. Parte relevante das instalações está no Nordeste e nas conexões com Minas Gerais, ampliando a integração de novos projetos e o transporte dos excedentes renováveis. Quem é fonte nesta matéria THIAGO PRADO, presidente da EPE
14 Brasil Energia, nº 506, 02 de setembro de 2026 Especial de Capa Transmissão Em Minas Gerais e no sul da Bahia, o ONS estima que empreendimentos dos leilões 001/2022, 001/2023, 002/2023 e 001/2024 mobilizaram cerca de R$ 32 bilhões em transmissão para preparar a rede para aproximadamente 11 GW de expansão da geração. Mesmo assim, permanecem restrições de escoamento diante do volume de novos projetos previstos para a região. A mudança da matriz também está alterando a natureza dos reforços necessários. Com a maior presença de eólicas e solares conectadas por conversores eletrônicos, passam a ganhar importância atributos como potência de curto-circuito, controle de tensão e suporte à estabilidade, fornecidos naturalmente pelas máquinas síncronas convencionais. Por isso, os leilões de 2025 e 2026 já contrataram compensadores síncronos para instalações no Rio Grande do Norte e Ceará. Transmissão ajuda, mas não elimina cortes A entrada das novas obras deverá reduzir principalmente o curtailment provocado por restrições de confiabilidade da rede. Prado ressalta, entretanto, que é necessário separar esse problema dos cortes por razões energéticas. Estes ocorrem quando não há carga instantânea suficiente para consumir o excesso de geração e podem acontecer inclusive em períodos em que as linhas estão pouco carregadas. “Nem todo curtailment justificará economicamente uma nova obra de transmissão”, diz. Nos estudos da EPE, à medida que os reforços previstos entram em operação, as restrições elétricas são mitigadas e o curtailment por confiabilidade tende a cair drasticamente, tornando-se parcela pequena dos cortes totais. Em sentido contrário, os cortes por razão energética tendem a crescer com a continuidade da expansão eólica e solar, devido ao excesso de geração disponível em determinados períodos. Isso muda também o conjunto de soluções. Além de avaliar causa, frequência, duração, localização e custo-benefício antes de construir novas linhas, o planejamento passa a considerar armazenamento e flexibilidade da demanda. As baterias podem deslocar energia entre horários e contribuir para reduzir cortes, mas, segundo a EPE, dependem de margem na própria rede para carregar e descarregar e não substituem a expansão estrutural da transmissão. No eixo entre Ceará e Rio Grande do Norte, o ONS prevê restrições à geração renovável até a entrada de obras estruturantes, em dezembro de 2029. Enquanto isso, o PAR/PEL prevê 62 novos Sistemas Especiais de Proteção (SEP), muitos associados ao escoamento da geração. Novo corredor entre Nordeste e Sul Uma das próximas etapas da expansão será o Bipolo Nordeste II, novo corredor estruturante para ampliar as transferências entre o Nordeste e o eixo Sudeste-Sul. A solução de referência estudada pela EPE prevê um sistema HVDC-VSC em ±600 kV e 3 GW, ligando Angicos (RN) a Itaporanga 2, na divisa entre São Paulo e Paraná. Com aproximadamente 2.589 km e uma extensa rede de reforços em cor-
Brasil Energia, nº 506, 02 de setembro de 2026 15 rente alternada, o conjunto está estimado em cerca de R$ 26,5 bilhões. Segundo Prado, a licitação do Bipolo Nordeste II está prevista para o segundo semestre de 2027 e a entrada em operação deverá ocorrer até o início de 2034. O corredor permanece necessário mesmo diante da perspectiva de instalação de grandes consumidores no Nordeste. Essas cargas podem modificar os fluxos entre subsistemas, mas não eliminam a necessidade de ampliar as interligações, inclusive porque também é esperada forte expansão do consumo nas regiões Sudeste e Sul. A mudança tecnológica aparece também na indicação de um sistema de baterias no Acre com funcionalidade grid-forming, capaz de contribuir não apenas com potência, mas também com suporte de potência reativa e estabilidade da rede. “Transmissão e armazenamento devem ser vistos como complementares”, afirma Prado.
16 Brasil Energia, nº 506, 02 de setembro de 2026 Especial de Capa Transmissão Expansão continuará depois de 2026 O ciclo tampouco termina com as instalações já outorgadas. O PET/PELP (documento gerencial da EPE focado nos próximos seis anos) do primeiro semestre de 2026 identifica uma carteira adicional de R$ 79,1 bilhões em empreendimentos ainda não autorizados ou licitados, envolvendo aproximadamente 20,5 mil km de novas linhas e 81,9 mil MVA de expansão em subestações. Desse total, R$ 56,2 bilhões correspondem a instalações previstas para leilões a partir de 2027. Antes disso, o próximo leilão de transmissão, programado para outubro de 2026, prevê aproximadamente R$ 8,9 bilhões em investimentos e 1.866 km de novas linhas, abrangendo sete estados. O conjunto dos projetos mostra que a transmissão continuará no centro da expansão do setor elétrico, combinando novos corredores e reforços regionais com recursos para dar maior robustez e flexibilidade a uma rede com participação crescente de geração conectada por inversores. Projeto Serra Dourada, da ISA Energia, terá 1.097 km de linhas de transmissão quando concluído, com o objetivo de escoar a energia eólica e solar gerada no oeste da Bahia e no norte de Minas Gerais Foto: Divulgação/ISA Brasil
Brasil Energia, nº 506, 02 de setembro de 2026 17 Grandes cargas mudam a lógica de expansão da rede Com projetos que podem consumir tanto quanto grandes cidades, a localização das cargas de data centers e produção de hidrogênio ganha peso na definição dos fluxos de energia e dos reforços necessários na transmissão | POR MARCELO FURTADO | A chegada de projetos de data centers e de produção de hidrogênio e amônia em escala de gigawatts começa a introduzir uma nova variável no planejamento da transmissão brasileira. Se uma parcela importante da expansão da rede nas últimas décadas foi direcionada à conexão e ao escoamento de novas usinas, Projeto do data center da Terranova em Campinas, previsto para 2027: reforços podem liberar margem de conexão de 800 MW a 1 GW Foto: Divulgação/Terranova
18 Brasil Energia, nº 506, 02 de setembro de 2026 Especial de Capa Transmissão principalmente renováveis no Nordeste, o sistema passa agora a lidar também com a concentração de grandes blocos de consumo em determinados pontos da rede. Segundo o caderno de transmissão do PDE 2035, os processos de conexão à Rede Básica registrados no MME somavam 54,2 GW até 2038, na base de outubro de 2025. Desse total, 26,3 GW correspondiam a projetos de data centers e 27,9 GW a plantas relacionadas à indústria de hidrogênio e amônia. Desde então, a procura continuou crescendo: em junho de 2026, o MME informou que os pedidos de parecer de acesso associados apenas a data centers já somavam 38 GW. O tamanho da carteira, entretanto, está longe de significar que toda essa demanda chegará efetivamente ao sistema. Para o presidente da EPE, Thiago Prado, uma das novas dificuldades do planejamento é justamente separar projetos com maior possibilidade de concretização de manifestações ainda preliminares. “A primeira cautela é não tratar toda a carteira de projetos como demanda que necessariamente irá se materializar”, afirma. A EPE passou, por isso, a acompanhar o grau de maturidade dos empreendimentos, considerando o estágio da conexão e a assinatura do Contrato de Uso do Sistema de Transmissão - CUST. No cenário superior do PDE 2035, as cargas especiais podem representar perto de 13% do consumo agregado ao final do horizonte. A distribuição dos projetos é bastante desigual. Enquanto as plantas de hidrogênio estão fortemente concentradas no Nordeste, São Paulo se destaca nos pedidos relacionados a data centers. A dimensão da demanda potencial levou a EPE a iniciar estudos prospectivos para avaliar a expansão necessária da transmissão. Nordeste já tem projetos barrados Estudo mais recente da EPE dá uma dimensão mais precisa do problema no Nordeste. O levantamento considera 31,8 GW de cargas que haviam sido protocoladas no MME na região, sendo 23,5 GW associados à indústria de hidrogênio e 8,3 GW a data centers. Ceará e Piauí concentram a maior parcela dessa demanda: juntos, respondem por 22,1 GW e 21 projetos potenciais. Mais relevante para o planejamento é que a restrição de transmissão já aparece nos pedidos efetivos de acesso. Entre os projetos do Ceará com parecer concluído pelo ONS, nove de 11 tiveram acesso negado, enquanto um foi considerado viável e outro apenas viável se condicionado à entrada de obras. Nos projetos recusados no Ceará e no Piauí, as justificativas envolveram restrições de controle dinâmico de tensão e outras limitações sistêmicas. Pecém, no Ceará, e Parnaíba, no Piauí, foram escolhidos para a primeira etapa do planejamento por reunirem demanda mais madura, ausência de capacidade remanescente e concentração de projetos. A EPE estudou uma expansão capaz de permitir a conexão de até 4 GW. A diferença entre os prazos dos empreendimentos e da infraestrutura é um dos principais desafios. Segundo Prado,
Brasil Energia, nº 506, 02 de setembro de 2026 19 um data center pode ser implantado em três anos ou menos, enquanto uma obra relevante de transmissão pode levar de cinco a sete anos entre planejamento, outorga e entrada em operação. Esse descompasso torna necessária a antecipação dos estudos de transmissão. Expansão condicionada à demanda Para Pecém e Parnaíba, reforços estruturais serão necessários. Depois de comparar 12 alternativas, a EPE recomendou uma solução de R$ 5,68 bilhões e 1.848 km de linhas de 500 kV, atravessando Ceará, Rio Grande do Norte e Piauí. Inicialmente seriam investidos cerca de R$ 1,09 bilhão, deixando os R$ 4,59 bilhões restantes condicionados à quantidade e à localização das cargas que se concretizarem. É a estratégia que a EPE denomina de “mínimo arrependimento”. Segundo Prado, a lógica não se restringe ao Ceará e ao Piauí e faz parte da abordagem dos estudos prospectivos para integração de grandes cargas. As expansões são identificadas a partir dos potenciais de consumo, mas sua consolidação para licitação fica condicionada à assinatura do CUST. Há riscos nas duas direções. Construir antecipadamente uma infraestrutura muito superior à demanda que efetivamente se materializar pode gerar ativos ociosos e custos desnecessários. Esperar pela certeza absoluta, por outro lado, pode fazer com que a transmissão não fique pronta a tempo. Segundo Prado, o planejamento procura reduzir os dois riscos, melhorando as informações sobre a maturidade das cargas e identificando expansões robustas em diferentes cenários. As grandes cargas também criam desafios para a estabilidade do sistema. Nas simulações da EPE, rejeições superiores a 2 GW provocaram sobretensões sustentadas em algumas subestações de Pecém e Parnaíba e, em determinados casos, perda de sincronismo de geração térmica. Por isso, os empreendimentos deverão ter seus impactos avaliados individualmente no processo de acesso e poderão exigir maior redundância nas instalações de conexão. Pressão também no Sudeste O fenômeno não se limita ao Nordeste. No PAR/PEL 2025, o ONS classifica como “exponencial” o crescimento das solicitações de acesso de grandes cargas em São Paulo, sobretudo data centers. A pressão aparece tanto em pedidos de consumidores diretamente na Rede Básica quanto indiretamente, por meio do aumento do Montante de Uso do Sistema de Transmissão - MUST solicitado pelas distribuidoras. A EPE já incorporou essa expansão aos estudos para São Paulo e Campinas. Na região central da capital, foram considerados cerca de 500 MW de demanda de data centers. Em Campinas, Bom Jardim e Itatiba, reforços podem liberar margem de conexão de 800 MW a 1 GW. Para reduzir o descompasso entre a velocidade de implantação das cargas e das grandes obras, a EPE também vem avaliando tecnologias para aumento da capacidade da rede (Grid Enhancing Technologies - GET), que permitem
20 Brasil Energia, nº 506, 02 de setembro de 2026 Especial de Capa Transmissão extrair maior capacidade da infraestrutura existente ou ampliar sua controlabilidade enquanto reforços estruturais não ficam prontos. Entre as alternativas citadas por Prado estão equipamentos SSSC, capazes de controlar e otimizar os fluxos em linhas existentes; o recondutoramento de linhas com cabos de maior capacidade; e o Dynamic Line Rating - DLR, que determina dinamicamente a capacidade de transmissão de acordo com as condições ambientais e operativas. Segundo ele, a aplicação de DLR já permitiu a conexão de novas cargas de data centers em São Paulo. Consumo define expansão A chegada dessas cargas representa também uma mudança conceitual no planejamento. Historicamente, lembra Prado, o consumo apresentava crescimento relativamente contínuo e previsível, associado principalmente à evolução da população e da economia. Agora, um único empreendimento eletrointensivo pode representar consumo comparável ao de uma grande capital brasileira. Segundo Prado, a localização das grandes cargas ganha importância por alterar os fluxos de energia e as necessidades de reforço da transmissão. Isso cria uma situação aparentemente contraditória. As grandes cargas podem pressionar a necessidade de expansão da rede, mas, quando instaladas próximas aos polos de geração renovável, também podem absorver parte da energia que seria cortada. O ONS procurou medir esse efeito no PAR/PEL 2025, em simulações para 2029. No cenário mais intenso, foram acrescentados aproximadamente 4 GW de carga, sendo 3 GW no Nordeste e 1 GW no Sudeste/Centro-Oeste. O resultado foi uma redução de 693 MW médios no curtailment total do SIN, equivalente a uma “eficiência teórica” de cerca de 17%. O benefício, portanto, não ocorre na mesma proporção da nova demanda. Prado ressalta que a instalação de grandes consumidores no Nordeste pode absorver parte da oferta renovável local e modificar a necessidade de escoamento em determinados cenários, mas não elimina a necessidade de novas interligações. A expansão da geração pode continuar superior ao consumo local Foto: Divulgação/Afonso França Engenharia
Brasil Energia, nº 506, 02 de setembro de 2026 21 e, além disso, as grandes cargas precisam ser abastecidas também nos períodos em que a produção renovável local é menor. Grandes cargas e transmissão, portanto, não devem ser vistas como substitutas. Se os novos consumidores se concentrarem no Sul e Sudeste, aumenta a necessidade de transportar os excedentes do Norte e Nordeste. Se forem instalados no Nordeste, modificam os fluxos e podem aproveitar parte da geração local, mas continuam exigindo capacidade de conexão, confiabilidade, flexibilidade e oferta de energia. PNAST com Temporadas de Acesso A dimensão e a concentração dos pedidos também levaram o governo a modificar a forma de acesso à transmissão. A Política Nacional de Acesso ao Sistema de Transmissão - PNAST introduziu as Temporadas de Acesso, nas quais os pedidos passam a ser analisados conjuntamente. A primeira temporada foi aberta em junho e o ONS divulgou, em julho, a relação dos agentes admitidos no processo. Para a EPE, a mudança também melhora a informação disponível para o planejamento. As garantias e os compromissos financeiros ajudam a diferenciar projetos maduros de intenções preliminares e a evitar a ocupação artificial da capacidade da rede. Os dados das temporadas, incluindo montantes de carga, localização e previsão de entrada em operação, serão incorporados aos estudos e ajudarão a definir áreas prioritárias para novas expansões. A transformação provocada pelas grandes cargas vai, portanto, além da construção de novas linhas: o planejamento precisa decidir onde e quando antecipar investimentos diante de projetos cuja localização e concretização ainda são incertas. Isso exige analisar de forma integrada geração, carga, transmissão, armazenamento e flexibilidade, com maior granularidade espacial e temporal. Segundo Prado, a EPE vem aprimorando ferramentas e bases de dados justamente para representar um sistema em transformação. “O planejamento não pode ser um espelho do passado, mas sim a bússola do futuro.” Data center em construção em Pecém (CE): reforços de rede necessários
Com renováveis em expansão, novas cargas e ativos sob pressão, modernizar a transmissão exige integrar dados de engenharia, operação e manutenção ao longo de todo o ciclo de vida. O setor elétrico brasileiro vive uma mudança importante de escala, porque o desafio já não está apenas em ampliar a oferta de energia, mas em fazer com que a rede consiga escoar, conectar, operar e proteger um sistema cada vez mais complexo. Em 2025, 20,6% da geração eólica e solar centralizada não pôde ser utilizada, ante 9,3% em 2024. Em junho de 2026, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) chegou a registrar restrição de 14.278 MW de geração renovável no Nordeste, volume equivalente à potência instalada de Itaipu. Ao mesmo tempo, novos projetos precisam ser construídos dentro de prazos apertados, enquanto a transmissão se prepara para cargas de grande porte e ativos existentes envelhecem. Nesse cenário, uma variável comum ganha relevância, ou seja, a qualidade e a continuidade da informação sobre a rede. É nesse ponto que a Octave estrutura sua abordagem, conectando dados de engenharia, construção, operação e proteção em uma mesma jornada digital. Mais energia, menos espaço para ineficiência O avanço da geração renovável tornou a capacidade de transmissão um fator cada vez mais estratégico. Além da expansão da infraestrutura, o setor precisa acelerar projetos capazes de reduzir restrições de escoamento. A lógica, para a Octave, é que ganhos obtidos ainda na engenharia podem ajudar a antecipar a entrada em operação de obras necessárias à expansão da rede — sem atribuir ao software a solução direta do curtailment. Nesse ciclo, soluções como Octave Facets e Octave InConcert são apresentadas como recursos para reduzir retrabalho e melhorar a gestão das informações de projeto. Resultados obtidos pela Octave dão conta de que a Facets proporciona redução de 30% nas horas de modelagem e economia de 50% no tempo de localização de documentação técnica. Com InConcert a economia de tempo pode chegar 20% na coleta e validação de dados. Construir no prazo e com margem A pressão aumenta quando se considera o ambiente competitivo dos leilões. O certame de transmissão realizado em março deste ano pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) registrou deságios médios superiores a 45%, com picos acima de 56%. Para empresas que assumem compromissos de longo prazo com receitas reguladas, eficiência de engenharia e execução passa a ser decisiva para preservar a viabilidade econômica dos projetos. É nessa frente que entram soluções como Octave Aspect, Octave Sequence e Octave Forte, entre outras tecnologias. Na Southern Nuclear, empresa com sede no estado do Alabama (EUA), uma avaliação identificou níveis de torção acima da tensão admissível decorrentes de erros de conversão de unidade. Segundo a empresa, a análise, concluída em menos de 23 dias, representou economia de US$ 4 milhões. A rede também precisa receber novas cargas Outro movimento altera rapidamente o planejamento, como quando da chegada de grandes consumidores eletrointensivos. Processos de conexão à Rede Básica relacionados a data centers e projetos de hidrogênio e amônia somam 54,2 GW até 2038, segundo o Plano Decenal de Expansão de Energia 2035 (PDE 2035). No caso dos data centers, a Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE) projeta demanda de até 25 GW até 2035. Para responder a esse cenário, a engenharia precisa combinar velocidade com precisão na avaliação de margens, topologias e requisitos de conexão. A solução Octave NetWorks, por exemplo, trabalha com informações da rede e integração a sistemas corporativos, enquanto Forte, Facets, Aspect e InConcert podem participar de diferentes etapas do ciclo de um empreendimento. Quando o gargalo da transição energética passa a ser a rede
Do projeto ao ativo em operação O desafio não termina quando uma linha ou subestação entra em serviço. A confiabilidade passa a depender da capacidade de acompanhar a condição dos ativos, antecipar problemas e organizar intervenções. A Octave associa essa etapa à solução Attune, voltada à gestão baseada na condição dos equipamentos. Entre os resultados obtidos estão melhoria de 70% na utilização da mão de obra, aumento de 35% na disponibilidade dos ativos e redução de 10% na despesa anual de manutenção. A necessidade de uma abordagem desse tipo ganha importância em um sistema com participação crescente de fontes sem inércia síncrona e maior complexidade operacional. O ONS, por exemplo, acionou, em agosto de 2026, pela segunda vez no ano, o Plano de Gestão de Excedentes de Energia na Rede de Distribuição. Informação também protege a infraestrutura Há ainda desafios menos associados à geração e mais diretamente ligados à manutenção da infraestrutura. A gestão de faixas de servidão, vegetação e queimadas exige informações geoespaciais atualizadas e comprovação das inspeções. A ANEEL monitora atualmente 49.641 quilômetros de linhas de transmissão, e as transmissoras têm obrigações anuais relacionadas à vegetação nas faixas de servidão. Nesse campo, Octave GeoMedia reúne recursos de geoprocessamento, LiDAR e conexão com bases espaciais, que podem ser aplicados à gestão dessas informações. Outro risco é físico. Dados públicos da Light revelam 1.571 ocorrências de furto de cabos elétricos entre 2023 e 2025, com 435 quilômetros levados e prejuízo de R$ 45 milhões. Para esse desafio, a solução Octave Coda Spatial, baseado em vigilância 3D por LiDAR, tem uma aplicação comprovada em alta tensão. Outro exemplo é que na EG.D, do grupo alemão E.ON, subestações passaram a utilizar vigilância 3D integrada a um gêmeo digital. Uma única informação ao longo de décadas Mais do que reunir ferramentas para problemas específicos a proposta da Octave é conectar as etapas. O modelo digital desenvolvido durante o projeto pode alimentar o cadastrodo ativo e, posteriormente, apoiar manutenção, planejamento de equipes e proteção da instalação. A lógica é evitar que a mesma informação seja recriada a cada mudança de etapa. A experiência acumulada ajuda a dimensionar essa proposta. A Octave possui mais de 600 clientes no mundo. Para se ter uma ideia, na ATCO Electric, com sede no Canadá, o gerenciamento e operação alcança cerca de 88 mil quilômetros de linhas de transmissão e distribuição. Já no grupo E.ON, um gêmeo digital reúne 55 milhões de componentes, cobrindo um terço da rede local alemã. No Brasil, a Amazonas Energia é uma principal referência local, com cerca de um milhão de clientes, 107 localidades e cobertura equivalente a 18,3% do território nacional. É um case de distribuição, mas demonstra a operação da tecnologia sob o ambiente regulatório brasileiro. A transição energética, portanto, acrescenta camadas de complexidade à rede. Para enfrentá-las, a informação deixa de ser apenas documentação de apoio e passa a funcionar como um ativo que acompanha a infraestrutura durante sua vida útil - da concepção à construção, da operação à manutenção e à proteção. É essa continuidade do dado que está no centro da proposta da Octave. Saiba mais
24 Brasil Energia, nº 506, 02 de setembro de 2026 Especial de Capa Transmissão Demanda global pressiona cadeia de equipamentos Fabricantes ampliam plantas industriais e antecipam contratos diante da alta global das encomendas para ampliação e modernização de redes | POR MARCELO FURTADO | Foto: Divulgação/WEG
Brasil Energia, nº 506, 02 de setembro de 2026 25 A cadeia de equipamentos para transmissão enfrenta uma disputa global por capacidade industrial. A ampliação das redes para integrar fontes renováveis, a modernização de sistemas envelhecidos e o aumento do consumo, inclusive por data centers, multiplicam encomendas em diversos países. No Brasil, para suportar esse movimento, fabricantes ampliam plantas industriais, fecham contratos de longo prazo e recomendam antecipar as compras. A avaliação das empresas do setor é de que existe capacidade para atender ao ciclo brasileiro de investimentos, mas o mercado já não opera com a folga existente há cinco ou dez anos. Os prazos aumentaram, determinadas matérias-primas e componentes sofrem pressão e a antecedência na contratação tornou-se decisiva para evitar que a expansão do setor elétrico esbarre na disponibilidade de equipamentos. Para o diretor de vendas e marketing da Hitachi Energy, Fábio Nugnezi, o cenário indica que a transmissão brasileira continuará acompanhando a expansão da demanda por eletricidade. Depois de um período puxado pela incorporação da geração eólica e solar, ganham importância novos vetores, como data centers e a eletrificação dos transportes, e a perspectiva é de continuidade dos grandes leilões anuais. O fenômeno é global. Segundo Nugnezi, a eletrificação e os novos grandes consumidores ampliam a procura por equipamentos e já provocam estresse nas cadeias produtivas, sobretudo nos itens dependentes de fornecimento internacional. A resposta passa pela antecipação das decisões. “A palavra de ordem é planejamento”, resume. A Hitachi Energy está respondendo ao aumento da demanda com a expansão de sua capacidade industrial no país. A companhia anunciou em 2024 investimentos superiores a R$ 1,2 bilhão para ampliar a fábrica de transformadores de Compensador síncrono da WEG: empresa estima que somente a compensação síncrona possa movimentar até R$ 3 bilhões/ano no Brasil nos próximos cinco anos
26 Brasil Energia, nº 506, 02 de setembro de 2026 Especial de Capa Transmissão Guarulhos (SP) e construir uma nova unidade no Brasil. A expansão deverá elevar a capacidade produtiva em cerca de 50%, enquanto a nova fábrica, com entrada em operação prevista até 2028, permitirá aproximadamente dobrar a capacidade de produção de transformadores da empresa no país. A estratégia também amplia a produção local em um momento de maior disputa mundial por equipamentos. Segundo o executivo, a Hitachi Energy já mantém no país grande parte da fabricação do portfólio oferecido ao mercado nacional e, nos itens produzidos no exterior, conta com engenharia e conhecimento técnico locais. Planejamento ganha peso Na Siemens Energy, a leitura é de que o aumento das encomendas ainda não configura propriamente um gargalo de fornecimento. Filipe Formiga, vice-presidente de Grid Solutions da companhia na América Latina, considera que a expansão prevista para o sistema brasileiro é suficientemente grande para exigir preparação da indústria, mas avalia que fabricantes e suas cadeias vêm aumentando recursos e capacidade para acompanhar esse movimento. A diferença em relação ao passado está nos prazos, hoje maiores do que há cinco ou sete anos, quando havia mais capacidade industrial disponível. Com o crescimento simultâneo dos investimentos em diversos países, fabricantes, transmissoras e investidores precisam iniciar as negociações mais cedo. Na avaliação do executivo, portanto, prazos mais longos não devem ser confundidos necessariamente com incapacidade da indústria para entregar. Projetos de transmissão brasileiros normalmente dispõem de vários anos entre a contratação e a entrada em operação, período que permite acomodar a fabricação dos equipamentos desde que as aquisições sejam programadas adequadamente. Nos Estados Unidos, exemplifica, equipamentos já são adquiridos com três ou quatro anos de antecedência. A presença de uma cadeia industrial instalada no Brasil também reduz parte da exposição. A Siemens Energy mantém produção e engenharia locais para equipamentos de pátio, capacitores de potência, transformadores e sistemas de proteQuem é fonte nesta matéria FILIPE FORMIGA, vice-presidente de Grid Solutions da Siemens Energy na América Latina JOÃO PAULO GUALBERTO, diretor superintendente da WEG Energia CARLOS PRINZ, vice-presidente de Transmissão e Distribuição da WEG FABIO NUGNEZI, diretor de vendas e marketing da Hitachi Energy
Brasil Energia, nº 506, 02 de setembro de 2026 27 ção e controle de subestações convencionais. Alguns componentes eletrônicos específicos são importados da Alemanha, mas, segundo Formiga, não constituem atualmente um ponto crítico para o fornecimento. A companhia também fabrica integralmente no país bancos de capacitores série e mantém localizada em Jundiaí (SP) a solução de compensação estática. Fábricas mais carregadas A brasileira WEG identifica uma pressão mais clara sobre determinados elos da cadeia global. O diretor superintendente da WEG Energia, João Paulo Gualberto, acredita que o mercado mundial de equipamentos elétricos está aquecido não apenas pela construção de novas redes, mas também pela necessidade de substituir e modernizar instalações antigas. Em muitos países, há equipamentos com 40, 50 ou 60 anos de operação, ao mesmo tempo em que a crescente participação de geração solar e eólica introduz novas exigências de estabilidade aos sistemas elétricos. Essa combinação elevou particularmente a procura por equipamentos como os compensadores síncronos, usados para reforçar a estabilidade da rede. A WEG já forneceu ou contratou projetos em mercados como Estados Unidos, Canadá, Chile, Austrália e Portugal e prevê continuidade do crescimento da demanda mundial. No Brasil, a WEG foi escolhida pela Engie para fornecer cinco compensadores síncronos de -200/+300 MVAr para o Lote 3 do Leilão de Transmissão nº 1/2026, realizado em março, com instalações no Ceará e no Rio Grande do NorFoto: Divulgação/Hitachi Para atender ao aumento da demanda, Hitachi aumentou a capacidade de sua fábrica de transformadores em Guarulhos (SP) em 50%
28 Brasil Energia, nº 506, 02 de setembro de 2026 Especial de Capa Transmissão te. Com base nas contratações recentes e nos projetos esperados, Gualberto estima que somente a compensação síncrona possa movimentar até R$ 3 bilhões por ano no Brasil nos próximos cinco anos. O avanço desse mercado levou a companhia a realizar o maior investimento industrial de sua história. A WEG anunciou R$ 870 milhões para uma nova fábrica em Guaramirim (SC), voltada principalmente a compensadores síncronos de grande porte e com operação prevista para o segundo trimestre de 2028. Na área de transformadores, a companhia executa outro programa de R$ 2,4 bilhões entre 2023 e 2027 para ampliar as operações no Brasil, México, Estados Unidos e Colômbia, com previsão de aproximadamente dobrar sua capacidade produtiva global ao final do período. Segundo o vice-presidente de Transmissão e Distribuição da WEG, Carlos Prinz, as unidades brasileiras continuarão atendendo tanto ao mercado doméstico como às exportações para a América do Sul. É justamente na base dessa produção que aparecem sinais mais evidentes de pressão. Segundo Gualberto, a demanda mundial está afetando a disponibilidade e o custo de componentes como materiais de isolamento de bobinas, mancais e buchas. Prinz acrescenta entre os insumos estratégicos ainda dependentes de fornecedores globais as chapas de aço silício, determinados isolantes e componentes eletrônicos. Segundo ele, a WEG vem diversificando fornecedores, ampliando estoques estratégicos e fortalecendo contratos de longo prazo para reduzir essa exposição. A maior procura também se reflete nos preços e nos prazos. As fábricas da companhia permanecem carregadas tanto na área de transformadores como nas de geradores e compensadores síncronos, situação que levou a WEG a ampliar capacidade produtiva no Brasil e no exterior. A estratégia busca evitar que o crescimento das encomendas se traduza em alongamentos ainda maiores das entreFábrica da Siemens Energy em Jundiaí (SP), onde a empresa produz, entre outros equipamentos, bancos de capacitores Foto: Divulgação/Siemens Energy
Brasil Energia, nº 506, 02 de setembro de 2026 29 gas. A pressão é reforçada pela demanda de mercados como os Estados Unidos, que disputa a mesma capacidade fabril e componentes. Uma nova escala de encomendas A escala dos investimentos indica que a demanda não deverá ser passageira. Para Formiga, da Siemens, além de novas linhas e subestações, o sistema precisará de reforços e modernização dos ativos existentes, abrindo outra frente de encomendas para a indústria. A mudança da matriz também altera os pedidos. Aos equipamentos tradicionais somam-se compensadores síncronos e estáticos, bancos de capacitores e, nos próximos leilões, equipamentos para grandes projetos em corrente contínua de alta tensão. A cadeia terá de responder a maior volume e complexidade tecnológica. Para os fabricantes, a avaliação unânime é que a expansão prevista será administrável, mas a forma de contratar precisará ser diferente. Com a exposição à disputa mundial por capacidade e por componentes importados para atender as fábricas locais, o desafio da indústria será fazer com que a produção cresça no mesmo ritmo dos projetos. Para transmissoras e planejadores, por outro lado, será incorporar à expansão do sistema uma variável que ganhou peso: equipamentos de grande porte precisam ser encomendados cada vez mais cedo. QUANDO O PROJETO EXIGE MAIS DO QUE UM PRODUTO DE CATÁLOGO A BAMAK desenvolve e fabrica equipamentos para trabalhos de lançamento, manutenções e emergências em linhas de transmissão. para lançamentos de cabo, Roldanas para trabalho em altura e cestos suspensos soluções especiais projetadas para atender as necessidades específicas de cada operação. Roldanas de diversos modelos e capacidades, alto desempenho para lançamentos com segurança e eficiência Cestos Suspensos para trabalhos em altura. Segurança e praticidade para equipes que atuam na construção e na manutenção de linhas Projetos Especiais de equipamentos sob demanda, produtos personalizados à sua operação e necessidade EQUIPAMENTOS ENGENHARIA APLICADA DESENVOLVIMENTO PERSONALIZADO FABRICAÇÃO NACIONAL BAMAK@BAMAK.COM.BR (47) 99945-9547
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