A Aneel determinou que 11 distribuidoras apresentem, em até 20 dias, um plano para reduzir a geração de pequenas usinas (Tipo III), PCHs, biomassa, eólicas e solares de menor porte, a fim de cumprir comandos do ONS em situações de excedente de produção, problema agravado pela rápida expansão da geração distribuída. A medida integra o Plano Emergencial de Gestão de Excedentes, criado após episódios críticos em que a produção superou a demanda, exigindo cortes drásticos em usinas maiores e deixando o sistema com baixa margem de segurança. As distribuidoras concentram 80% da capacidade dessas usinas e deverão enviar inventários atualizados de sua capacidade de redução. Apesar da oposição da Abragel, a Aneel manteve a decisão, citando riscos à estabilidade e alertas de órgãos internacionais. Com a geração distribuída crescendo cerca de 800 MW por mês, o ONS prevê que, até 2029, menos da metade da capacidade nacional estará sob seu controle direto, o que pode levar a cortes inevitáveis por razões físicas. (Valor Econômico - 18.11.2025)

A Aneel determinou que as distribuidoras de energia elétrica têm não apenas a permissão, mas o dever de realizar cortes de geração — além de carga — em consumidores com geração distribuída (GD), quando houver instrução do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), como parte de um plano emergencial para garantir segurança e confiabilidade do sistema elétrico. Esse entendimento é respaldado por normas regulatórias, tais como os Módulos 3 e 4 do PRODIST, que atribuem às distribuidoras a responsabilidade de executar medidas de controle quando exigido pelo ONS. No documento, a agência afirma que as unidades consumidoras, inclusive aquelas com micro e minigeração distribuída (MMGD), devem obedecer às solicitações de corte feitas pela distribuidora em situações de risco ao sistema. A medida, embora justificada legalmente, gerou controvérsias, já que a base normativa apontada — especialmente o item 48 do Módulo 4 do PRODIST — menciona apenas controle de carga, e não há previsão explícita de corte de geração, o que levanta questionamentos jurídicos sobre sua aplicabilidade. (Canal Solar - 18.11.2025)

Um estudo do Ministério de Minas e Energia concluiu que a megalinha de transmissão de 2,5 mil quilômetros entre o Rio Grande do Norte e o Paraná é necessária para reforçar o Sistema Interligado Nacional, ampliando a capacidade de escoamento da energia renovável do Nordeste. O projeto, que deve ser licitado em futuros leilões, será o primeiro do país a usar a tecnologia VSC em longas distâncias, aumentando a exportação de energia da região dos atuais 13 GW para 24 GW até 2035 e permitindo até 60 GW de potência instalada em fontes eólica e solar. A iniciativa deve elevar a resiliência e a estabilidade do sistema, reduzindo riscos de falhas como as que quase levaram o país a blecautes em abril e agosto de 2025, quando o ONS precisou aplicar cortes de geração devido a restrições de transmissão e ao excesso de oferta em relação ao consumo. (Valor Econômico - 16.11.2025)

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) divulgou o “Estudo de Expansão das Interligações Regionais – Parte III”, que recomenda soluções estruturantes para ampliar o intercâmbio de energia entre as regiões Nordeste, Sudeste e Sul do Brasil entre 2033 e 2035. O estudo é resultado de um profundo roadmap tecnológico para transmissão em longas distâncias e em grandes volumes de energia, agregando inovações ao setor elétrico brasileiro ao recomendar tecnologias inéditas para o Brasil. Os objetivos do estudo contemplam o aumento da capacidade média de exportação da região Nordeste para cerca de 24 GW, permitindo a integração de até 60 GW de geração renovável (eólica e solar) na região Norte/Nordeste até 2033 e a ampliação da capacidade de importação da região Sul para 17 GW em 2033 e 18 GW em 2035, reforçando a resiliência do sistema frente a cenários críticos de afluências hidrológicas e possibilitando a integração inicial de novas cargas eletrointensivas. Acesse o estudo aqui. (EPE – 17.11.2025)

Brasil e Paraguai decidiram retomar, na primeira quinzena de dezembro, as negociações sobre a revisão do Anexo C do Tratado de Itaipu. As conversas seguirão o entendimento bilateral de abril de 2024, que manteve a tarifa da usina em US$ 19,28 por kW.mês entre 2024 e 2026 e prevê queda para algo entre US$ 10 e US$ 12 por kW a partir de 2027, refletindo o custo de operação. O Anexo C regula a comercialização da energia gerada pela usina, dividida em partes iguais entre os países, com o Brasil obrigado a adquirir o excedente paraguaio; o acordo de longo prazo deveria estar firmado até o fim de 2024, mas o prazo foi postergado. As negociações foram suspensas quando veio à público a atuação da Abin em ações de espionagem sobre o tema, o que levou o Paraguai a interromper o diálogo. Em comunicado conjunto, o chanceler Mauro Vieira informou ter entregue relatório confidencial com esclarecimentos, destacando que o presidente Lula suspendeu as ações da Abin ao tomar conhecimento, e assumindo compromisso com a responsabilização dos envolvidos. Com o tema considerado superado pelo Paraguai, os ministérios agora também discutem futuras reuniões presidenciais e cooperação em infraestrutura e energia, incluindo interconexão elétrica, planejamento, biomassa e etanol. (Megawhat – 17.11.2025)