Para enfrentar El Niño, distribuidoras de energia devem investir R$ 20 bi em reforço de rede e infraestrutura

— Embora haja investimento, cada região tem seu problema. Chuvas em uma parte, além de seca e risco de incêndio em outras regiões, com ondas recordes de calor. Tem o reforço da rede, compra de equipamentos para substituição, contratação de mão de obra e tempo para treinar. Não estamos prontos. Há uma sensação de que há sempre remendos. Falta maior fiscalização — avalia Clarice Ferraz, economista e diretora do Instituto Ilumina.

Rodrigo Brandão, diretor de Distribuição da Light, que atua em 31 municípios do Rio, diz que o desafio é elevar a capacidade de previsão do impacto climático. A empresa vai instalar 19 pontos de medição meteorológica que se somam aos 27 em funcionamento para antecipar eventos de forma mais assertiva:

— Em dias nublados, por exemplo, as equipes já tendem a ficar posicionadas em determinados locais onde pode ocorrer algum tipo de efeito climático. O mesmo ocorre quando há picos de calor, pois há maior possibilidade de aquecimento e queima de equipamentos em comunidades ou em regiões com alto índice de furto de energia.

Rede fatiada

Segundo ele, a companhia decidiu fazer ajustes após a ventania no dia 29, no Rio. A Light vai ampliar a automação da rede para reduzir o número de clientes afetados por interrupções no fornecimento. A principal iniciativa é o fatiamento da rede, com instalação de religadores automáticos, equipamentos que isolam o trecho danificado e evitam desligamentos em áreas maiores. Com apoio de IA, o sistema pode ser operado remotamente a partir do centro de operações, sem necessidade de enviar equipes ao local:

— Vimos que esse sistema de fatiamento da rede pode ser ainda melhor, reduzindo mais a quantidade de clientes por equipamento. O nosso plano era fazer apenas mil intervenções neste ano, mas vamos fazer mais mil por ano nos próximos anos. A reconstrução de trechos da rede no dia 29 levou mais tempo do que imaginávamos. Teve árvore derrubando de cinco a seis postes. Decidimos dobrar o volume de geradores para o período do El Niño.

O mesmo ajuste de rota vem sendo feito pela Neoenergia, que atua em Bahia, Rio Grande do Norte, São Paulo, Mato Grosso, Pernambuco e Brasília. Segundo Thiago Freire Guth, diretor-executivo de Distribuição da empresa, os cenários de seca prolongada permitiram que a companhia adaptasse sua atuação às condições em cada região. Ele cita o adiantamento de manutenções e até a expansão de redes:

— A gente adota estratégia preventiva. Usamos IA na análise de imagens térmicas e nas variáveis operacionais para identificar sinais de possíveis falhas, orientar manutenções preditivas e permitir atuação antecipada. Estamos investindo R$ 30 milhões no desenvolvimento de soluções e na implantação de plataformas com IA embarcada.

Mais profissionais

O executivo lembra da importância da digitalização e da automação da rede para restabelecer o fornecimento com mais agilidade em casos de chuvas e ventos intensos. A empresa vai contratar mais de 2.500 técnicos e eletricistas até 2027, ampliando em aproximadamente 25% a base atual de dez mil profissionais:

— Hoje, 80% das redes de alta e média tensão das cinco distribuidoras do grupo estão digitalizadas, com a meta de alcançar 90% até 2030.

Segundo Gioreli de Sousa Filho, vice-presidente de Redes da Energisa, os efeitos do El Niño são considerados no plano de cada uma das áreas de concessão, como Acre, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Paraíba, Paraná, Rio, Rondônia, São Paulo, Sergipe e Tocantins.

— As experiências ajudam a aprimorar protocolos e respostas, como a disponibilidade de estruturas e postes para situações de emergência, tornando a recomposição da rede mais ágil. Hoje, já temos antecipação de manutenções, reforço de estoque de equipamentos nas regionais e intensificação do manejo da vegetação próxima à rede — lista.

O executivo lembra que uma das ações no radar da companhia é a possibilidade de mobilização de profissionais de outras distribuidoras do grupo e a ativação da sala de crise. Para ele, tentar antecipar os fenômenos climáticos se tornou elemento estratégico essencial. O desafio é tentar gerar respostas rápidas por meio da capacidade de integrar meteorologia, inteligência de dados, gestão de riscos e planejamento operacional.

— Os impactos de eventos climáticos fazem parte da gestão operacional e do planejamento financeiro. A principal estratégia é preventiva — diz.

Resposta mais rápida

A Enel, que teve negado pela Aneel o pedido para suspender o processo de extinção do contrato de concessão de distribuição em São Paulo, vem intensificando o plano de contingência. Além de São Paulo, opera no Rio e no Ceará e vem aumentando a contratação de funcionários, ampliando a poda de árvores — uma das queixas centrais em São Paulo — e digitalização da rede.

— Estamos reforçando nossa capacidade de resposta com mais equipes, bases operacionais, automação da rede, manutenção e poda. Esses investimentos já se refletem na redução do tempo de atendimento aos clientes, inclusive durante eventos climáticos extremos — afirma Marcio Jardim, diretor de Operações da Enel São Paulo.

Segundo Patricia Audi, presidente da Abradee, os planos de contingência vêm sendo aperfeiçoados a cada evento. As companhias estão reforçando a integração com Defesa Civil, Corpo de Bombeiros e prefeituras para reduzir impactos sobre a população:

— Os eventos extremos passaram a atingir áreas maiores e provocar danos simultâneos em diversos pontos da rede, exigindo respostas cada vez mais rápidas, maior coordenação entre distribuidoras e órgãos públicos e investimentos permanentes para aumentar a resiliência do sistema.

Tema considerado na renovação de concessões

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) decidiu redesenhar parte das regras do setor elétrico diante do impacto dos eventos climáticos. Os episódios, que provocam apagões prolongados e deixam milhões de consumidores sem energia, impulsionaram nova frente regulatória voltada ao aumento da resiliência das redes e à capacidade de resposta das concessionárias.

A mudança foi consolidada na Resolução Normativa nº 1.137/2025 e passou a ganhar mais força durante o processo de renovação das concessões de distribuição de energia elétrica. Na prática, as distribuidoras terão de ampliar investimentos em automação de redes, modernização de equipamentos, contratação e treinamento de equipes, formação de estoques estratégicos e elaboração de planos de contingência.

Na conta do consumidor

Como esses investimentos passam a integrar a base de remuneração das concessionárias, utilizada no cálculo das tarifas, especialistas avaliam que parte dessa conta poderá chegar ao consumidor ao longo dos próximos ciclos tarifários.

Com a resolução, as distribuidoras passaram a ser obrigadas a elaborar planos de contingência, reforçar programas de manejo de vegetação próxima às redes, estruturar protocolos de comunicação com consumidores e autoridades e divulgar publicamente essas medidas.

Outra mudança foi o aperfeiçoamento das regras de compensação financeira aos consumidores afetados por interrupções prolongadas no fornecimento de energia. A regulamentação redefiniu procedimentos para o pagamento e estabeleceu condições para o tratamento regulatório desses custos, tema que passou a ser acompanhado de perto pelo setor diante do aumento da frequência de eventos extremos.

As exigências avançaram em paralelo ao processo de renovação das concessões. Até o momento, 14 das principais concessionárias já aderiram aos novos contratos. Ainda restam três processos relevantes em andamento: Enel São Paulo, Enel Ceará e Enel Rio de Janeiro.

A Aneel prepara nova etapa de mudanças. A principal prevê a criação de critérios para definir quando uma interrupção de energia pode ser classificada como decorrente de evento climático extremo.

A regulamentação define parâmetros para caracterizar o início e o fim dos eventos e padronizar seu tratamento regulatório, um ponto estratégico para o cálculo de indicadores de qualidade e compensações aos consumidores.