Tempo sem energia em Goiás cai de 43 para 12 horas por ano em uma década, aponta levantamento

O tempo médio que consumidores de Goiás passaram sem energia elétrica caiu cerca de 70% em uma década. Em 2015, cada unidade consumidora ficou, em média, 43,2 horas sem fornecimento ao longo do ano. Em 2025, o índice recuou para 12,6 horas. A quantidade de interrupções também diminuiu: passou de 25,1 para 5,9 ocorrências por consumidor no mesmo intervalo.

A redução ocorreu enquanto o Estado passou a consumir mais eletricidade e recebeu um volume maior de investimentos na rede. Entre 2015 e 2025, o consumo goiano saltou de 14.414 GWh para 20.957 GWh, crescimento superior a 45%. Já os investimentos na distribuição passaram de cerca de R$ 790 milhões em 2019 para R$ 2,618 bilhões em 2025, alta de 231%.

Os números fazem parte da 9ª edição do Relatório de Infraestrutura de Goiás – Energia Elétrica, divulgado pela Federação das Indústrias do Estado de Goiás (Fieg), por meio do Conselho Temático de Infraestrutura (Coinfra). O levantamento reúne dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e distribuidoras.

O período de crescimento dos investimentos atravessa a troca de controle da concessão de distribuição, antes administrada pela Enel Goiás e atualmente sob responsabilidade da Equatorial Goiás. Os recursos são destinados a áreas como redes, subestações, equipamentos, automação e tecnologias de operação.

Menos tempo no escuro, mas queda em ranking

Os dois principais indicadores utilizados pela Aneel para acompanhar a continuidade do fornecimento são o DEC e o FEC. O primeiro calcula o tempo médio anual sem energia e o segundo, quantas interrupções, em média, atingiram cada unidade consumidora.

A redução dos dois números mostra uma melhora em relação ao próprio histórico da distribuição em Goiás. A comparação com outras concessionárias brasileiras, porém, traz um resultado diferente.

A distribuidora responsável pela maior parte do Estado aparecia na 27ª posição no Ranking de Continuidade do Serviço da Aneel em 2021 e 2022. Em 2025, ficou na 32ª colocação. O resultado indica que, embora os indicadores locais tenham melhorado, o desempenho relativo não avançou na mesma proporção em relação às demais empresas do país.

Para o presidente do Coinfra, Célio Eustáquio de Moura, o volume aplicado na rede precisa ser acompanhado pelos resultados obtidos no fornecimento.

“Os investimentos recentes representam fator essencial para redução dos riscos operacionais, aumento da segurança energética e melhoria do ambiente de negócios, mas sua efetividade deve ser medida, sobretudo, pelos resultados obtidos nos indicadores de qualidade do fornecimento”, afirmou ao Jornal Opção.

Goiás consome 45% mais energia

A mudança na infraestrutura ocorre ao mesmo tempo em que a demanda estadual cresce. Em dez anos, foram adicionados 6.543 GWh ao consumo anual de eletricidade em Goiás, que saiu de 14.414 GWh em 2015 e atingiu 20.957 GWh em 2025.

A indústria responde por parte desse avanço. O setor consumia 4.939 GWh em 2015 e chegou a 6.384 GWh em 2025. São 1.445 GWh a mais, crescimento de 29,3% em uma década.

O ritmo médio de expansão foi de aproximadamente 2,6% ao ano. Somente entre 2020 e 2025, o consumo industrial avançou 10,1%, com acréscimo de 585 GWh. O resultado de 2025 foi o maior da série analisada.

O crescimento ganha peso por causa do perfil da economia goiana, com atividades que demandam grandes volumes de eletricidade, entre elas mineração, agroindústria, alimentos e bebidas, fertilizantes, indústria farmacêutica, química, automotiva e setor sucroenergético.

Indústria goiana consome proporcionalmente mais

Outro recorte mostra o peso de Goiás no mercado regional. Em 2025, a Equatorial Goiás distribuiu 11,301 milhões de MWh no mercado regulado. Isso correspondeu a 42,3% dos 26,693 milhões de MWh distribuídos no Centro-Oeste.

A concessionária contabilizava 3.519.543 unidades consumidoras, aproximadamente 46% das ligações da região.

Na indústria, a diferença entre participação no número de consumidores e participação no consumo é ainda maior. Goiás reunia 7.533 das 28.644 unidades consumidoras industriais do mercado regulado do Centro-Oeste, ou 26,3% do total.

Essas indústrias, entretanto, consumiram 253.958 MWh, equivalentes a 37,8% de toda a eletricidade destinada ao setor industrial no mercado regulado regional. Ou seja, a participação goiana no consumo é proporcionalmente maior que sua fatia no número de unidades industriais.

Tarifa permanece acima da média regional

Se os indicadores de interrupção melhoraram, o custo da eletricidade continua sendo um ponto de atenção. A tarifa média de fornecimento da Equatorial Goiás chegou a R$ 862,60 por MWh em 2025. No Centro-Oeste, a média foi de R$ 792,20.

A diferença é de R$ 70,40 por MWh, o que coloca a tarifa média goiana cerca de 8,9% acima da regional.

Entre as indústrias, Goiás registrou tarifa média de R$ 885,36 por MWh, contra R$ 867,39 no Centro-Oeste.

Quando os tributos são incluídos, entretanto, a situação se inverte. A tarifa final industrial ficou em R$ 1.104,83 por MWh em Goiás, ligeiramente abaixo dos R$ 1.118,01 registrados na média regional.

Em 2025, os reajustes aplicados à indústria também variaram conforme a modalidade de fornecimento. Para consumidores industriais de alta tensão, a alta foi de 17,04%, enquanto na baixa tensão chegou a 19,01%, segundo os dados apresentados no levantamento.

Mercado Livre mais que dobra em nove anos

A alta dos custos e a abertura regulatória ajudam a explicar outra transformação no setor: a migração de consumidores para o Ambiente de Contratação Livre (ACL).

O consumo no chamado Mercado Livre passou de 3.482 GWh em 2016 para 7.322 GWh em 2025, avanço de aproximadamente 110% em nove anos. Somente entre 2024 e 2025, passou de 6.931 GWh para 7.322 GWh, crescimento de 5,6%.

Nesse ambiente, consumidores habilitados podem negociar diretamente condições como preços, prazos, fontes de fornecimento e contratos de longo prazo. A abertura do mercado para todos os consumidores do Grupo A, a partir de 2024, ampliou a possibilidade de migração.

Energia solar ganha terreno

A matriz de geração goiana ainda depende majoritariamente das hidrelétricas, mas a energia solar passou a ocupar uma fatia relevante.

Em 2025, as fontes hidráulicas responderam por 76,9% da eletricidade produzida no Estado. A biomassa ficou com 12,5%, a energia solar com 9,3% e as demais fontes com 1,3%.

A geração distribuída é uma das responsáveis pelo avanço da fonte fotovoltaica. Goiás terminou 2025 com mais de 173 mil unidades de micro e minigeração distribuída, presentes em praticamente todos os municípios. A capacidade instalada superou 2,3 GW.

O crescimento das novas conexões foi acelerado nos últimos anos. Foram 16.414 novas conexões em 2021, 36.507 em 2022, 29.475 em 2023 e 41.057 em 2024. Em 2025, foram outras 34.723.

Produção recua após recorde

Apesar da expansão da capacidade instalada, a quantidade de eletricidade produzida no Estado oscilou ao longo da última década, principalmente por causa da dependência das hidrelétricas e das condições dos reservatórios.

Em 2025, Goiás gerou 30.495 GWh, queda de 8,1% diante dos 33.165 GWh produzidos em 2024, quando o Estado atingiu o maior volume da série. Ainda assim, o resultado ficou acima da média anual de aproximadamente 26.430 GWh registrada entre 2015 e 2025.

A série mostra oscilações consideráveis: foram 27.120 GWh em 2015, 24.360 GWh em 2016 e 21.602 GWh em 2017. A geração chegou a 30.044 GWh em 2020, caiu para 22.614 GWh durante a crise hídrica de 2021 e voltou a crescer nos anos seguintes.

Mais de 100 projetos de geração previstos

A energia solar também domina os projetos previstos para os próximos anos. Segundo a base analisada, 103 empreendimentos de geração têm previsão de entrada em operação em Goiás até 2031.

Juntos, representam 4.637 MW de capacidade adicional. Desse total, 87 projetos são solares, com 4.100 MW. Há ainda 11 empreendimentos hídricos, que somam 277 MW; quatro de biomassa, com 118 MW; e um de fonte fóssil, com 142 MW.

A concentração dos projetos também ocorre nos anos finais da projeção. Dos 103 empreendimentos, 86 estão previstos para 2031 e oito ainda aparecem sem previsão definida.

O próprio levantamento faz uma ressalva: estar na base de projetos não significa que a usina necessariamente entrará em funcionamento. A execução depende do andamento das obras, autorizações regulatórias e da disponibilidade de infraestrutura para conexão ao Sistema Interligado Nacional (SIN).

Chesp aparece em 5º lugar entre distribuidoras menores

O relatório analisa separadamente a Companhia Hidroelétrica São Patrício (Chesp), responsável pela distribuição em nove municípios — Carmo do Rio Verde, Ceres, Ipiranga de Goiás, Nova Glória, Rianápolis, São Patrício, Rialma, Santa Isabel e Uruana — e no povoado de Monte Castelo, em Jaraguá.

A companhia opera aproximadamente 2.657 quilômetros de redes de distribuição em 15 kV, outros 589 quilômetros de baixa tensão e mais de 4 mil transformadores. Também mantém subestações em Rialma, Carmo do Rio Verde, Uruana e Rianápolis.

Em 2024, os dados regulatórios apontavam R$ 112,9 milhões em ativo imobilizado em serviço e R$ 46,7 milhões em imobilizado em curso. O relatório ressalta que esses valores representam a dimensão patrimonial regulatória e não equivalem ao investimento realizado apenas naquele ano.

Nos indicadores de continuidade, a Chesp registrou em 2024 DEC de 5,21 horas e FEC de 5,21 interrupções por unidade consumidora, os menores valores da série histórica da companhia.

No Ranking de Continuidade da Aneel de 2025, a distribuidora ficou em 5º lugar entre as empresas com até 400 mil unidades consumidoras, uma posição acima do resultado de 2024. O DGC foi de 0,52 nos dois anos. Quanto menor esse índice, melhor é o desempenho da concessionária em relação aos limites regulatórios de DEC e FEC.

Crescimento traz novo desafio para a rede

Os números mostram um setor em transformação: Goiás consome mais energia, tem maior participação da geração própria e do Mercado Livre, recebe mais investimentos na distribuição e projeta uma expansão concentrada principalmente na fonte solar.

Ao mesmo tempo, permanecem questões como o preço da eletricidade, a posição da principal distribuidora no ranking nacional e a necessidade de preparar transmissão e distribuição para receber a nova geração.

Para o presidente do Coinfra, Célio Eustáquio de Moura, o próximo desafio está justamente em fazer a infraestrutura acompanhar essas mudanças.

“O crescimento da demanda, a necessidade de expansão coordenada das redes de transmissão e distribuição, a integração de novas fontes de geração e a adaptação da infraestrutura aos eventos climáticos extremos exigem planejamento de longo prazo e investimentos contínuos”, afirmou.

Entre as medidas apontadas pelo estudo estão reforço das redes de transmissão, continuidade dos investimentos na distribuição, ampliação da automação e digitalização, expansão do Mercado Livre, incentivo à eficiência energética e adoção de sistemas de armazenamento para aumentar a capacidade de resposta a cortes de geração e eventos climáticos extremos.