Goiás tem R$ 6 bilhões em projetos de expansão da rede elétrica; ministro detalha obras e prazos

Goiás está na rota de mais de R$ 6 bilhões em investimentos previstos para ampliar a infraestrutura de transmissão de energia elétrica nos próximos anos, em meio ao crescimento do agronegócio, da indústria e da demanda por fontes renováveis. Os recursos estão distribuídos entre projetos de novas linhas de transmissão e subestações que devem beneficiar diferentes regiões do Estado, especialmente o Nordeste, Noroeste e Sudoeste goianos. Apesar das perspectivas de expansão, o setor ainda enfrenta desafios relacionados à capacidade da rede e à qualidade do fornecimento de energia, sobretudo diante das cobranças por melhorias nos serviços prestados pela Equatorial Goiás.

Em entrevista exclusiva ao Jornal Opção, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, detalha os investimentos previstos, que incluem R$ 4,11 bilhões para um sistema de transmissão que conecta o Sudoeste goiano ao Mato Grosso do Sul e ao Paraná, R$ 1,2 bilhão para obras no Noroeste, R$ 441 milhões para reforços nas regiões de Itapaci, Matrinchã e Firminópolis e R$ 316,97 milhões para o Nordeste goiano. O ministro também aponta o potencial de Goiás para se consolidar como um dos principais polos brasileiros de energia renovável e aborda os mecanismos de fiscalização das concessionárias.

Segundo ele, embora os indicadores de interrupção tenham apresentado melhorias nos últimos anos, a manutenção da qualidade do serviço exige acompanhamento permanente dos órgãos reguladores. O ministro ressalta que falhas recorrentes podem resultar em multas e, em situações mais graves e persistentes, até na abertura de processo para avaliar a perda da concessão.

A entrevista também aborda o avanço do biometano, as oportunidades para o setor sucroenergético, o crescimento da geração solar e os desafios para conciliar a expansão da oferta de eletricidade com tarifas acessíveis à população. Para o ministro, a posição estratégica de Goiás, associada à força do agronegócio e ao potencial de produção de combustíveis renováveis, coloca o Estado em condições de ampliar sua participação na matriz energética nacional.

João Paulo Alexandre – Ministro, quando o governo federal olha para o mapa energético brasileiro dos próximos dez ou 20 anos, qual é o papel reservado a Goiás?

Goiás já tem hoje um papel importante na segurança do suprimento energético do país. No último Leilão de Reserva de Capacidade, o LRCAP, realizado em março deste ano, foram contratados cerca de 254 MW de oferta adicional de potência a partir da ampliação da Usina Hidrelétrica de São Simão, além de 50,4 MW da Usina Termelétrica Xavantes, que deverá ser convertida para o uso de biodiesel até 2030. No curto e no médio prazo, estão planejados leilões para contratação de Pequenas Centrais Hidrelétricas, as PCHs, especialmente no triênio de 2027 a 2029. Segundo dados públicos da ANEEL, Goiás tem cerca de 1.470 MW em projetos desse tipo, o que mostra o elevado potencial renovável do estado e a sua importância para a segurança energética brasileira.

Goiás também ocupa uma posição relevante na transição energética. O Estado reúne características que o tornam um dos polos de expansão da energia limpa no país: elevada disponibilidade de recursos solares, forte base agroindustrial capaz de impulsionar a bioenergia e localização central, que favorece a integração com o Sistema Interligado Nacional (SIN). Quando olhamos para o horizonte dos próximos 10, 20 ou até 30 anos, previsto nos instrumentos de planejamento energético, elaborados pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), sob a coordenação do MME, vemos uma convergência cada vez maior entre agronegócio e energia, combinando produção de alimentos, industrialização e geração de energia limpa. E é justamente isso que buscamos, por exemplo, com a Política Nacional de Transição Energética: promover a diversificação regional da geração, atraindo investimentos, gerando empregos qualificados e ampliando oportunidades econômicas em todas as regiões do país.

João Paulo Alexandre – Goiás reúne produção agropecuária, etanol, biomassa, potencial solar, biogás e biometano, além da geração hidrelétrica. O Estado está aproveitando todo esse potencial ou ainda produz energia muito abaixo do que poderia?

A força da agropecuária e da indústria sucroenergética permite combinar produção de alimentos, combustíveis e eletricidade, aproveitando melhor os recursos disponíveis. Isso pode oferecer mais oportunidades, por exemplo, na transformação de resíduos em biogás e biometano e na diversificação das unidades industriais, que tem espaço e deve crescer. Nosso objetivo é criar condições para que esse potencial se transforme em investimentos, empregos e energia competitiva, com planejamento e responsabilidade ambiental.

João Paulo Alexandre – Qual fonte energética apresenta hoje o maior potencial de expansão em Goiás?

Sem dúvida, as fontes renováveis. Atualmente, a energia solar e a biomassa são responsáveis por quase 2 GW de potência instalada no Estado. Conforme o nosso Atlas da Transição Energética vem mapeando, em parceria com as secretarias estaduais de Minas e Energia, Goiás tem potencial de avançar ainda mais nessas duas fontes, sem contar na produção de biogás e biometano, reforçando o Estado como um dos propulsores da transição energética no país.

Para atender a essa expansão, o planejamento energético já estuda o reforço da infraestrutura de transmissão para o atendimento a cargas agroindustriais na região Noroeste de Goiás e já está autorizado o início das obras da linha de transmissão Graça Aranha-Silvânia, que vai interligar a região Centro-Oeste ao Nordeste do país, para aumentar a eficiência, a segurança e a confiabilidade ao nosso Sistema Interligado Nacional.

João Paulo Alexandre – É possível imaginar Goiás deixando de ser reconhecido apenas como uma potência agropecuária para se tornar também uma potência nacional de energia renovável? O que falta para isso acontecer?

Certamente. Goiás já tem vantagens competitivas muito relevantes, com excelentes índices de irradiação solar e enorme potencial para biogás, biometano, bioeletricidade e combustíveis sustentáveis, conforme apontam estudos recentes produzidos no âmbito do planejamento energético estadual. Ou seja, o Estado já está neste caminho de se consolidar como um importante hub nacional de energias renováveis, agregando valor à sua vocação agroindustrial e ampliando sua participação na nova economia de baixo carbono, como uma peça fundamental na demanda por energias renováveis no país.

Demanda essa que o ciclo mais recente do Plano Decenal de Expansão de Energia PDE (2035) nos mostrou de maneira muito clara. O PDE 2035 aponta que as fontes renováveis são centrais para o atendimento da demanda, com a adição de 13,6 GW de energia eólica e 5,6 GW de solar centralizada. Somada à micro e minigeração distribuída, a capacidade solar instalada chegará a 107 GW em 2035. Por isso, o planejamento enxerga enorme potencial para investimentos em geração renovável em todas as regiões, com destaque para a fonte solar fotovoltaica. O novo ciclo, o PDE 2036, cujo Relatório Síntese foi colocado em consulta pública, traz atualizações dessas projeções.

Para ajudar a alavancar este potencial, nos últimos anos, atuamos na ampliação da infraestrutura de transmissão e distribuição, o fortalecimento do ambiente de negócios para atrair investimentos, a expansão de soluções de armazenamento e de flexibilidade do sistema, o desenvolvimento de cadeias industriais ligadas às tecnologias da transição energética e a qualificação de mão de obra e a inovação tecnológica.

João Paulo Alexandre – Não adianta ampliar a geração se não houver capacidade para transportar essa energia. Hoje, transmissão e distribuição representam um gargalo para o crescimento energético de Goiás?

Em Goiás, bem como em todo o país, a ampliação da geração, transmissão e distribuição é planejada de forma coordenada justamente para não ter gargalos. Os estudos para ampliar a capacidade instalada das fontes de geração acompanham a demanda exigida e respeitam critérios de racionalidade econômica. O caso da Subestação Iaciara 2, no Nordeste goiano, mostra essa lógica. Ela foi concebida em 2018 para escoar a geração de pequenas centrais hidrelétricas que não se viabilizaram. Em 2025, foi reavaliada pela EPE diante do crescimento da demanda regional informada pela distribuidora, e será licitada ainda em 2026. Outro exemplo é a ampliação do sistema de transmissão programado para a região de Mundo Novo, no Noroeste do Estado. São obras que serão leiloadas já no primeiro leilão de 2027 e que irão proporcionar a capacidade adequada para o atendimento ao crescimento da demanda do agronegócio dessa região de Goiás.

Além disso, o Estado passa por uma expansão, especialmente na solar fotovoltaica, exigindo maior flexibilidade operativa ao sistema, e, para garantir isso, nós, do MME, em articulação com a ANEEL, o ONS, a EPE e os demais agentes do setor, estamos trabalhando em diversas frentes. Entre elas, a modernização das regras operativas, expansão e reforço das redes, aperfeiçoamento dos sinais econômicos, desenvolvimento de mecanismos de resposta da demanda, contratação de recursos de flexibilidade e incorporação do armazenamento de energia. A próxima etapa da transição energética exige uma visão integrada entre geração, redes, armazenamento e digitalização, para aproveitar integralmente os benefícios da geração distribuída preservando a segurança e a confiabilidade do sistema elétrico nacional.

João Paulo Alexandre – Quais regiões de Goiás hoje mais precisam de investimentos em linhas de transmissão e subestações?

O que o planejamento do setor elétrico tem observado em Goiás é um grande crescimento associado às fronteiras agrícolas, decorrente da irrigação e dos processos produtivos agrícolas, além de novas explorações de mineração.

As obras já licitadas ou em licitação para o Estado mostram onde está essa demanda. No Nordeste goiano, a nova Subestação Iaciara 2 vai atender ao crescimento da carga na região. Também estamos reforçando o atendimento às regiões de Itapaci, Firminópolis e Matrinchã. E, no Noroeste goiano, as novas obras vão atender a uma demanda reprimida ligada ao agronegócio irrigado, à mineração e à Ferrovia de Integração Centro-Oeste, a FICO.

João Paulo Alexandre – O MME colocou em consulta neste ano o planejamento de ampliações e reforços da transmissão nacional. Quais obras previstas podem beneficiar diretamente Goiás e qual é o cronograma delas?

Goiás conta com um conjunto expressivo de obras de transmissão já licitadas ou em licitação para atender ao crescimento do mercado da distribuidora.

O Lote 5 do Leilão nº 4/2025 da ANEEL inclui as linhas de transmissão em 230 kV Itapaci – Matrinchã 2 e Matrinchã 2 – Firminópolis e a nova Subestação 230/138 kV Matrinchã 2. O lote reforça o atendimento às regiões de Itapaci, Firminópolis e Matrinchã. O investimento estimado é de R$ 441 milhões, com entrada em operação comercial prevista para 23 de fevereiro de 2030, conforme o contrato de concessão.

O Leilão nº 4/2026 da ANEEL, previsto para 30 de outubro, traz dois lotes com obras no estado. O Lote 2, com a nova Subestação 230/138 kV Iaciara 2 e a linha de transmissão em 230 kV Rio das Éguas – Iaciara 2, atende ao crescimento da carga no Nordeste goiano. O investimento estimado é de R$ 316,97 milhões, e a operação comercial está prevista para 26 de fevereiro de 2031. O Lote 4 é um sistema em 500 kV que conecta a Subestação Rio Verde Norte, no Sudoeste goiano, ao Mato Grosso do Sul e ao Paraná, ampliando a capacidade de escoamento de geração. O investimento estimado é de R$ 4,11 bilhões, com operação comercial prevista para 26 de fevereiro de 2032.

Já o Lote 8 do Leilão nº 1/2027 foi incluído na primeira emissão do POTEE 2026 e está em consulta pública na ANEEL. Ele prevê as novas subestações 230/138 kV Mundo Novo 2 e Cocalinho e linhas em 230 kV a partir das subestações Serra da Mesa e Itapaci. O objetivo é atender à demanda reprimida do Noroeste goiano, ligada ao agronegócio irrigado, à mineração e à Ferrovia de Integração Centro-Oeste (FICO). As obras formam ainda um anel em 230 kV integrado ao leste de Mato Grosso. O investimento estimado é de aproximadamente R$ 1,2 bilhão, com operação comercial prevista para 30 de janeiro de 2032.

João Paulo Alexandre – O governo goiano criou incentivos fiscais para estimular investimentos privados na expansão e modernização das redes elétricas. Do ponto de vista federal, qual é o tamanho do déficit de infraestrutura elétrica que Goiás ainda precisa superar?

Temos trabalhado para que a infraestrutura elétrica acompanhe o crescimento da economia. Estamos falando de um Estado com forte atividade agropecuária, industrial e mineral, onde a disponibilidade de energia precisa acompanhar os investimentos e a expansão da produção. Os incentivos estaduais contribuem para esse esforço, que exige coordenação entre transmissão e distribuição.

Além dos leilões que já mencionei, há também estudos da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) que identificam uma situação concreta no Nordeste goiano. A região depende de linhas de distribuição extensas, com restrições de tensão que se agravam à medida que a demanda aumenta. Em abril de 2025, a EPE estimou em R$ 310,7 milhões as intervenções necessárias para enfrentar essas limitações, número que ajuda a entendermos a dimensão da necessidade regional.

João Paulo Alexandre – Goiás tem atraído indústrias e começa a discutir empreendimentos de grande consumo energético, como data centers. A infraestrutura elétrica atual comporta uma nova onda de industrialização ou será necessário antecipar investimentos?

O nosso planejamento energético busca, de maneira recorrente, antecipar soluções para que o nosso sistema esteja sempre preparado e adequado para atender à evolução de cargas, infraestruturas e da geração. Como destacado anteriormente, estamos sempre indicando a expansão necessária e sinalizando as soluções regulatórias e operativas para atender às novas perspectivas. Então, graças aos Planos Decenais de Expansão de Energia (PDE) e aos Planos de Outorgas, bem como aos Estudos Prospectivos, o sistema hoje está adequado para a atualidade e em processo de expansão, já pensando nos grandes consumidores de energia.

Prova disso são, como falei, as obras da linha de transmissão Graça Aranha-Silvânia, leiloadas a partir de uma recomendação nos planos de outorgas, o reforço no atendimento às regiões de Itapaci, Firminópolis e Matrinchã, a ampliação do sistema de transmissão programado para a região de Mundo Novo, Noroeste do Estado, previstas para serem leiloadas já no primeiro leilão de 2027 e os leilões para contratação de Pequenas Centrais Hidrelétricas, as PCHs, especialmente no triênio de 2027 a 2029.

João Paulo Alexandre – Qual é o potencial de Goiás para produção de biogás e biometano a partir da pecuária, produção sucroenergética, milho e outros resíduos agroindustriais?

É um potencial muito relevante, pela quantidade e pela diversidade de resíduos disponíveis. Na cadeia da cana, temos vinhaça e torta de filtro. Na pecuária, dejetos que podem ser aproveitados, especialmente em sistemas de criação com coleta concentrada, e, nas agroindústrias, efluentes e resíduos orgânicos.

Um estudo divulgado pelo Governo de Goiás estima que os 30 municípios de maior potencial bioenergético poderiam produzir, conjuntamente, cerca de 973 milhões de metros cúbicos de biometano por ano. É uma estimativa de potencial, cuja concretização depende de coleta, tecnologia, logística e viabilidade econômica. A oportunidade é transformar o tratamento desses resíduos em produção de energia e geração de renda.

João Paulo Alexandre – O Ministério enquadrou neste ano no REIDI um projeto de produção de biometano localizado em Guapó. Estamos diante de iniciativas isoladas ou do início de uma nova cadeia econômica em Goiás?

Vejo esse projeto como um sinal concreto da formação de uma nova cadeia econômica. O MME enquadrou, recentemente, uma planta de biometano, em Guapó, no REIDI, favorecendo investimentos em infraestrutura e ajuda a viabilizar empreendimentos. O monitoramento estadual também registra projetos em Edéia e Rio Verde, indicando que existe um movimento mais amplo em desenvolvimento.

Com a Lei do Combustível do Futuro e a regulamentação do programa de incentivo ao biometano, estamos construindo um ambiente de maior previsibilidade para essa cadeia. Ela envolve produtores rurais, indústrias, fornecedores de equipamentos, serviços e consumidores de energia. É uma oportunidade de agregar valor dentro do próprio Estado.

João Paulo Alexandre – Goiás tem condições de se tornar um dos principais polos de biometano do Brasil?

Com certeza. Goiás reúne uma base agroindustrial robusta, disponibilidade de resíduos e um mercado consumidor que pode se beneficiar dessa produção. Estamos trabalhando para transformar essas condições em investimentos, emprego e renda. No MME, estamos elaborando a análise de impacto regulatório que subsidiará as metas de incentivo ao biometano para 2027, considerando a expansão da oferta, a viabilidade econômica e a segurança do abastecimento.

Também mantemos uma mesa de monitoramento com instituições públicas e representantes do setor para acompanhar a implementação do programa e discutir questões práticas, incluindo a logística para levar o biometano das unidades produtoras aos consumidores. Esse trabalho ajuda a identificar entraves e construir soluções para que estados com grande potencial, como Goiás, avancem na produção e no uso desse combustível.

João Paulo Alexandre – O avanço dos biocombustíveis pode inaugurar um novo ciclo de investimentos no setor sucroenergético de Goiás?

Sim, porque amplia as possibilidades de negócio de uma cadeia que Goiás já conhece bem. O investimento pode ocorrer tanto na expansão do etanol quanto na modernização das usinas, no aumento da eficiência e no aproveitamento de resíduos para produzir biogás e biometano. Há também oportunidades de integrar o etanol a novas cadeias industriais, como a produção de combustível sustentável de aviação, o SAF.

A Lei do Combustível do Futuro amplia o horizonte dos biocombustíveis e cria programas para novos mercados. Essa perspectiva, associada ao RenovaBio, pode estimular investimentos que aumentem a produção e valorizem a redução de emissões.

João Paulo Alexandre – Goiás já tem uma cadeia consolidada de etanol de cana e avança no etanol de milho. Onde o senhor enxerga a próxima fronteira?

A próxima fronteira está em produzir mais valor a partir dessa base industrial. Isso significa ampliar a eficiência do etanol, aproveitar resíduos e desenvolver unidades capazes de oferecer diferentes produtos energéticos. O biometano é uma oportunidade muito concreta nessa integração.

Outra fronteira é o uso do etanol como matéria-prima para produzir SAF, por tecnologias que permitem sua conversão em combustível de aviação. Para Goiás, isso pode representar uma conexão entre sua produção agroindustrial e um mercado que busca reduzir emissões. Nossa agenda é criar condições para ampliar a produção nacional de SAF e diesel verde, com desenvolvimento tecnológico, competitividade e sustentabilidade.

João Paulo Alexandre –  O etanol de milho cresceu rapidamente no Centro-Oeste. Ele será complementar ao etanol de cana ou pode redesenhar a indústria de biocombustíveis de Goiás?

Ele pode ser complementar e, ao mesmo tempo, transformar a organização da indústria. Cana e milho ampliam as alternativas de abastecimento e permitem diferentes estratégias industriais. O milho também gera coprodutos destinados à alimentação animal, fortalecendo a integração com a pecuária.

Essa diversificação pode favorecer investimentos em novas unidades e em plantas que processem diferentes matérias-primas, conforme sua viabilidade. Para a política energética, o fundamental é ampliar a oferta de etanol competitivo e com menor intensidade de carbono, considerando o desempenho de cada processo produtivo. Goiás tem condições de aproveitar a força das duas cadeias.

João Paulo Alexandre – O RenovaBio está discutindo metas de descarbonização até 2036. Quanto dessa nova demanda por combustíveis renováveis pode ser capturada por Estados produtores como Goiás?

Goiás está bem posicionado para aproveitar essa oportunidade, mas não existe uma parcela da demanda previamente reservada a cada Estado. O RenovaBio valoriza a produção certificada e a eficiência ambiental dos biocombustíveis. Por isso, a participação dos produtores goianos dependerá de sua capacidade de ampliar a oferta, reduzir emissões e manter competitividade.

O Ministério abriu a Consulta Pública nº 232/2026 sobre as metas anuais de descarbonização para o período de 2027 a 2036, com contribuições até 29 de outubro. A proposta poderá levar a uma redução de 12,1% da intensidade de carbono da matriz de combustíveis em 2036, em relação a 2018. Para dar transparência à discussão, disponibilizamos a análise de impacto regulatório, as modelagens e as memórias de cálculo que fundamentam as metas. Convidamos produtores, pesquisadores, entidades e toda a sociedade a contribuir pelo Portal de Consultas Públicas do MME. Essa participação é essencial para construir metas que estimulem a produção, deem previsibilidade aos investimentos e protejam os interesses do consumidor.

João Paulo Alexandre –  A geração solar distribuída cresceu rapidamente nos últimos anos. Chegamos a um ponto em que instalar placas ficou mais fácil do que conseguir integrar toda essa geração ao sistema elétrico?

A rede elétrica foi historicamente planejada para transportar energia em um sentido: das grandes usinas para os consumidores. Com a geração distribuída, principalmente solar, esse fluxo pode se inverter em determinados períodos do dia. Em regiões com elevada penetração de geração fotovoltaica, podem surgir problemas de tensão, de carregamento de equipamentos e necessidade de reforços nas redes.

Existe também um desafio de horários. A geração solar ocorre principalmente durante o dia, enquanto o consumo muitas vezes tem seu pico no fim da tarde e à noite. Isso aumenta a importância de recursos controláveis, como usinas termelétricas, armazenamento de energia, gestão da demanda, modernização das redes e maior flexibilidade operacional.

Por isso, temos trabalhado para integrar essa geração de maneira segura, eficiente e economicamente sustentável ao sistema elétrico. Isso exige planejamento conjunto entre a expansão da geração, as redes de distribuição, a transmissão e os recursos de flexibilidade, além de aprimoramentos na forma de operar o sistema como um todo.

João Paulo Alexandre – Transição energética normalmente é apresentada como sinônimo de energia limpa. Mas painéis solares, baterias, linhas de transmissão e grandes empreendimentos também possuem impactos ambientais. Existe energia verdadeiramente limpa ou existem fontes com impactos diferentes que precisam ser administrados?

O MME coordena hoje instrumentos específicos para tratar a transição energética. Por meio do Conselho Nacional de Política Energética, instituímos a Política Nacional de Transição Energética (PNTE) e seus dois instrumentos: o Plano Nacional de Transição Energética, o Plante, e o Fórum Nacional de Transição Energética, o Fonte.

Além de orientar os esforços para uma matriz energética mais renovável e limpa, a PNTE e o Plante têm como objetivo integrar as diversas políticas públicas ligadas à transição, inclusive as políticas ambientais voltadas à neutralidade de emissões de gases de efeito estufa e as que tratam das salvaguardas socioambientais. Nosso trabalho visa buscar a mitigação dos impactos causados pela expansão da infraestrutura energética e, quando isso não for possível, a sua compensação.

João Paulo Alexandre – O Brasil corre o risco de fazer uma transição energética ambientalmente correta na geração, mas socialmente desigual no acesso?

O Plano Nacional de Energia 2055 e o Plano Nacional de Transição Energética, o Plante, partilham os mesmos pilares estratégicos: segurança e resiliência do sistema energético; justiça energética, climática e ambiental; e energia competitiva para uma economia de baixo carbono. Ou seja, buscamos transformar a matriz energética nacional sem deixar de ampliar o acesso da população à energia, combatendo a pobreza energética e buscando a equidade energética, e sem abrir mão da segurança energética e da resiliência do sistema às mudanças do clima.

O Plante traz um olhar sistêmico e integrado para que a transição energética em andamento no país seja equilibrada e seja vetor de desenvolvimento e inclusão. O PNE 2055 foi aprovado recentemente, e o Plante já passou por consulta pública e deve ser pautado em breve para aprovação no Conselho Nacional de Política Energética.

A inclusão social também orienta a implementação da Lei do Combustível do Futuro. Em todas as etapas, buscamos associar a redução de emissões à geração de emprego, renda e oportunidades. A expansão dos biocombustíveis fortalece as economias locais, abre mercados para produtores rurais e estimula novas atividades industriais no interior do país. Nosso compromisso é fazer com que essa riqueza se traduza em desenvolvimento e melhoria de vida para a população.

João Paulo Alexandre – Se o Brasil possui uma das matrizes elétricas mais renováveis do mundo, por que a percepção do consumidor continua sendo a de uma energia cara?

É importante ressaltar que a conta de luz não reflete apenas o custo da geração. Ela reúne também transmissão, distribuição, encargos setoriais e tributos, como o ICMS. Nos últimos três anos, aprovamos a Reforma do Setor Elétrico depois de anos de espera. E um dos principais objetivos foi reduzir as pressões sobre as tarifas de energia e mitigam os impactos tarifários para o consumidor.

Uma as principais ações foi colocar um freio no crescimento da Conta de Desenvolvimento Energético, a CDE. Também renegociamos contratos emergenciais firmados em 2020 e 2021, com economia estimada pelo TCU em R$ 13,85 bilhões para os consumidores. Além disso, a Lei nº 15.269/2025 destinou à modicidade tarifária recursos do Uso do Bem Público que antes iam para o Tesouro Nacional.

Outra iniciativa foi a MP 1.212/2024, que reduziu distorções tarifárias, conteve aumentos nas contas de energia e permitiu a quitação das dívidas da Conta Covid e da Conta Escassez Hídrica, também assumidas do governo anterior à juros muito elevados. Ou seja, construímos uma estratégia estruturada de modernização do setor, fortalecimento da segurança energética, ampliação da competitividade da economia brasileira e criação das condições necessárias para que o país continue expandindo sua oferta de energia limpa de forma segura, sustentável e economicamente eficiente, tudo isso com foco na preservação da modicidade tarifária.

João Paulo Alexandre –  Existe hoje, na avaliação do Ministério, um limite aceitável para o tempo que um consumidor pode permanecer sem energia? Quando uma interrupção deixa de ser uma ocorrência operacional e passa a representar falha na prestação do serviço?

Esse é um assunto muito importante para a nossa gestão. E é por isso que em maio deste ano fizemos a maior rodada de renovação de concessões de distribuição da história. Foram 14 distribuidoras que assinaram a renovação por mais 30 anos, com previsão de R$ 130 bilhões em investimentos até 2030.

E os novos contratos seguem as diretrizes de modernização das concessões, que colocam o consumidor no centro das decisões. Colocamos, ao todo, 17 pontos que as empresas precisarão atender para garantir a manutenção de seus contratos. A renovação passa a depender da comprovação de qualidade, medida pela duração e pela frequência das interrupções. As distribuidoras terão de manter o mesmo padrão de serviço em todos os bairros. Terão também de cumprir metas de recomposição do serviço após eventos climáticos extremos, e a satisfação do consumidor passa a contar como indicador de desempenho.

A ANEEL fixa limites de continuidade conforme as características de cada área, considerando quanto tempo e quantas vezes o consumidor fica sem energia. Uma tempestade ou uma árvore caída podem causar uma interrupção pontual. Mas, quando a falta de luz se repete, se prolonga ou a distribuidora demora a responder, deixa de ser ocorrência e passa a ser falha na prestação do serviço, sujeita a penalidades.

Sabemos muito bem que, para quem fica horas sem luz, isso não é um indicador. É comida que pode estragar, trabalho parado, uma criança ou um idoso sem o cuidado necessário, alguém que depende de um aparelho médico em casa. Por isso, não aceitamos que a distribuidora se limite a cumprir uma meta estatística. A obrigação dela é devolver a energia o mais rápido possível e garantir que o problema não volte a acontecer.

João Paulo Alexandre – A Equatorial assumiu a distribuição em Goiás com compromissos de investimentos e melhoria dos indicadores. Esses investimentos estão ocorrendo na velocidade necessária para resolver os problemas históricos da rede?

O papel do poder público e dos órgãos reguladores é acompanhar de perto a execução dos compromissos assumidos, verificar se as obras estão sendo realizadas dentro dos prazos e cobrar resultados. Ou seja: se o investimento anunciado pelas distribuidoras de fato chega à ponta, com o consumidor percebendo, na prática, uma rede mais preparada e um serviço melhor. Entre 2022 e 2025, foram destinados cerca de R$ 5,06 bilhões à expansão da rede, uma média de aproximadamente R$ 1,27 bilhão por ano.

Nesse mesmo período, dados da ANEEL mostram que o DEC, que mede a duração das interrupções, caiu de 22,55 horas em 2022 para 12,66 horas em 2025, uma redução de aproximadamente 44%. O FEC, que mede a frequência das interrupções, também melhorou, passando de 10,35 para 5,87. Garantir a perenidade dessa evolução é essencial para nós. Por isso, diante dos novos investimentos previstos pela distribuidora para os próximos anos, certamente continuaremos rigorosos na cobrança por melhoria nos serviços, na agilidade do atendimento, para que a energia chegue com total confiabilidade e qualidade ao consumidor.

João Paulo Alexandre – O consumidor pode ser ressarcido quando passa muitas horas sem energia e sofre prejuízos, como perda de alimentos, medicamentos ou equipamentos?

Sim, e ele tem mecanismos para buscar ressarcimento quando uma falha no fornecimento provoca prejuízos. Mas é importante diferenciar os tipos de dano. A orientação é sempre registrar a ocorrência junto à distribuidora, guardar os protocolos de atendimento e, quando houver prejuízo, reunir documentos que comprovem o dano e sua relação com a interrupção.

João Paulo Alexandre – Quais instrumentos a ANEEL e o Ministério possuem para cobrar a concessionária quando as interrupções se tornam recorrentes em determinada região? Há possibilidade de aplicação de penalidades mais severas caso uma distribuidora não cumpra os indicadores de continuidade e qualidade previstos na concessão?

A legislação e a regulação do setor elétrico preveem mecanismos de cobrança que podem se tornar progressivamente mais rigorosos quando uma distribuidora não mantém os padrões de qualidade exigidos.

O MME, como Poder Concedente, acompanha o cumprimento das obrigações da concessão. Isso envolve o monitoramento dos compromissos assumidos pela empresa, a solicitação de informações, a articulação com a ANEEL e a adoção das medidas institucionais cabíveis quando há problemas relevantes ou persistentes. A fiscalização direta da prestação do serviço é competência da ANEEL.

Em um primeiro momento, a ANEEL acompanha os indicadores, identifica as não conformidades e pode determinar medidas corretivas, com metas e prazos para a regularização. Quando essas medidas não são suficientes, a fiscalização pode avançar para notificações e processos sancionadores, que podem resultar em penalidades administrativas, inclusive multas. O descumprimento dos padrões de qualidade também pode levar à exigência de planos de resultados e outras medidas para induzir a melhoria do serviço. Em situações mais graves e persistentes, quando fica caracterizado que a concessionária não está conseguindo cumprir suas obrigações, pode-se chegar à abertura de processo para avaliar a caducidade da concessão.

O mais importante é que esses instrumentos não sejam vistos apenas como punição. A finalidade é garantir que a concessionária cumpra sua obrigação de prestar um serviço adequado. Quando os problemas persistem mesmo após medidas corretivas e sanções, é legítimo que o poder público avalie medidas mais severas para assegurar a prestação adequada do serviço à população. Por isso, no processo de renovação das distribuidoras que conduzimos nesta gestão, reforçamos os critérios para que a qualidade do serviço seja efetivamente comprovada.