Marisa Wanzeller e Geraldo Campos Jr., da Agência iNFRA
O início do El Niño aliado às previsões de uma piora do fenômeno ao longo do segundo semestre de 2026 já movimenta agentes e entidades do setor elétrico. Se por um lado a projeção é de que seja adiada a queda nos volumes dos reservatórios neste ano, o cenário já acende um alerta, tanto pelos possíveis impactos no suprimento no início do próximo ano como pela necessidade de proteger os ativos e os serviços diante dos eventos climáticos extremos – como seca intensa no Norte e Nordeste, e chuvas fortes na região Sul.
Tanto o MME (Ministério de Minas e Energia) quanto a ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) já emitiram alertas aos agentes para que se preparem para o enfrentamento do fenômeno. Na próxima segunda-feira (22), empresas do setor e entidades se reunirão com a reguladora e com membros do governo para tratar das ações de preparação. Estão sendo mapeados os riscos para todos os elos da cadeia, da geração à distribuição e transmissão da energia.
A empresa de consultoria meteorológica Nottus disse na quinta-feira (18) que este El Niño tem potencial de ser um dos mais intensos de todos os tempos – por isso tem se usado o “super”. O fenômeno deve ficar mais forte a partir de setembro, durando até fevereiro de 2027. Neste primeiro momento, a previsão é que leve chuvas intensas para o Sul, além de estados como São Paulo e Mato Grosso do Sul, o que pode ser um risco para as redes de energia, afirma Alexandre Nascimento, sócio-diretor da Nottus e meteorologista. Por outro lado, deve provocar ondas de calor e elevar as temperaturas no país, aumentando a demanda por energia.
Geração atenta a 2027
A presidente da Abrage (Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica), Marisete Dadald, afirma que o suprimento de energia para 2026 já está garantido, mas que o El Niño pode prejudicar o abastecimento para 2027, que depende do período chuvoso que teria início em meados de outubro. “Isso, consequentemente, pode trazer maiores custos [para o setor], com a necessidade de maior despacho de usinas termelétricas”, disse à Agência iNFRA.
Uma das preocupações para o início do próximo ano é com o nível dos reservatórios das hidrelétricas, que pode ser impactado a depender da gravidade da seca na região Norte, onde estão localizadas usinas estratégicas para o sistema, como Jirau, Santo Antônio e Belo Monte – estas a fio d’água, ou seja, sem reservatório.
Por outro lado, as previsões de chuvas fortes na região Sul do país exigem atenção especial para as barragens das usinas. A ANEEL chegou a solicitar que os agentes adotem medidas para identificar e mitigar fatores de riscos às estruturas. Marisete afirma que a integridade desses ativos é um ponto para o qual os agentes sempre estão atentos, independentemente do pedido da reguladora.
“Para a associação não é novidade, mas obviamente que a gente vai estar atento a tudo isso de modo que a gente possa garantir que não tenha nenhuma situação que possa colocar em risco essas instalações”, afirmou. A executiva ainda destacou que as barragens podem auxiliar no controle de cheias, evitando ou reduzindo o impacto de enchentes.
Analisando o suprimento de energia a partir da fonte hidrelétrica, Alexandre Nascimento, da Nottus, afirma que o El Niño tende a ser benéfico neste primeiro momento, mantendo as afluências elevadas na região Centro-Sul do país. Ele concordou, porém, que o risco maior fica para 2027, tanto pelo impacto da seca no Norte na geração e possível demora na volta do período chuvoso, como pela demanda elevada de energia no verão por conta do calor mais intenso.
Riscos na distribuição
Com os eventos extremos previstos, a Abradee (Associação Brasileira dos Distribuidores de Energia Elétrica) já antevê pontos de atenção. Dentre eles, a possibilidade de queimadas que afetem as redes de distribuição, no caso das localidades em que a seca prevalecer. “Em 2024, ano em que tivemos um dos períodos mais quentes da história, foram registradas mais de 65 mil ocorrências emergenciais de incêndios que atingiram a rede de distribuição de energia elétrica no Brasil, gerando desligamentos e causando transtornos”, aponta a entidade em nota enviada à Agência iNFRA.
Por outro lado, também já estão mapeados pelas distribuidoras eventos como quedas de árvores sobre fios, deslizamentos de terra ou inundações nos lugares onde o El Niño ocasiona chuvas intensas. “Temos visto que não existe solução única sobre o caso, por isso cada fenômeno precisa ser compreendido separadamente”, afirma a Abradee. “É possível que o segmento esteja atravessando os desafios de lidar com esses dois problemas simultaneamente.”
A associação destaca que as concessionárias intensificaram os aportes na robustez das redes, com o intuito de mitigar os efeitos de eventos climáticos extremos, saindo de um patamar anual de R$ 18 bilhões em 2021 para R$ 41 bilhões em 2025. A expectativa é que chegue a R$ 260 bilhões até 2030.
“Estamos próximos de finalizar um [projeto de] PDI [Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação], que trará a visão mais detalhada do segmento sobre eventos climáticos extremos e ações que poderão ajudar na construção de políticas públicas que mitiguem os efeitos desses fenômenos”, conclui.
Transmissão
As transmissoras devem responder aos eventos causados pelo El Niño conforme o Plano de Contingências de Instalações da Rede Básica da ANEEL, segundo a Abrate (Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica). A regulação exige monitoramento climático periódico detalhado e adaptação rápida diante de eventos climáticos imprevisíveis e extremos.
A associação também afirma que está estruturando um projeto de desenvolvimento e inovação que tratará dos seguintes pontos: 1) análise do comportamento climático e identificação e monitoramento ágil de fenômenos meteorológicos extremos; 2) desenvolvimento de novas metodologias para medir e avaliar o desempenho real das instalações de transmissão sob estresse climático; 3) definição de parâmetros de alerta que acionem ações preventivas imediatas; 4) análise das melhores práticas nacionais e internacionais voltadas a ações preventivas e de recomposição rápida do sistema; e 5) elaboração de um plano base de gestão de crises padronizado para todo o segmento de transmissão.
