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Por NiLu Atualizado

Rede elétrica no Brasil — estrutura e gargalos

O SIN liga quatro subsistemas do Brasil; papéis de MME, EPE, ANEEL e ONS; e por que o gargalo do Mato Grosso é entrega local, não falta de geração.

Resumo do artigo

  • O SIN interliga quatro subsistemas — Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e a maior parte do Norte —, o que permite transferir energia entre regiões e explorar a diversidade hidrológica.
  • MME outorga, EPE planeja, ANEEL regula, ONS opera o SIN e as distribuidoras conectam cargas: papéis distintos, documentados em lei e decreto, não em convenção de mercado.
  • A carga do SIN cresceu 1,6% no acumulado de 2025 (ONS); a capacidade remanescente de escoamento de geração (nota técnica ONS/ANEEL/EPE) mede outra coisa: margem para novos empreendimentos de geração, não atendimento de carga.
  • No Mato Grosso, o diagnóstico da EPE para o GET Centro-Oeste aponta restrições de carregamento ligadas a cargas de irrigação noturnas, com corredores e subestações nomeadas — não falta de geração no país.

O que é o SIN

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) define o Sistema Interligado Nacional (SIN) como o grande sistema brasileiro de produção e transmissão de energia — hidro, termo e eólica, com predominância hidrelétrica e múltiplos agentes —, constituído por quatro subsistemas: Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e a maior parte do Norte, interligados pela malha de transmissão. Essa interligação é o que permite transferir energia entre subsistemas e explorar a diversidade hidrológica entre regiões do país. [1]

O ONS é uma associação civil de direito privado, sem fins lucrativos, autorizada a coordenar e controlar a operação das instalações de geração e transmissão do SIN — e também a previsão de carga e o planejamento da operação de sistemas isolados —, sob supervisão e regulação da ANEEL. Foi criado em 26 de agosto de 1998 (Lei nº 9.648, com alterações pela Lei nº 10.848/2004) e regulamentado pelo Decreto nº 5.081/2004. [2] [3]

Quem faz o quê

O restante do arranjo institucional também está descrito em textos primários, não em convenção de mercado. A Lei nº 9.427/1996 institui a ANEEL e disciplina o regime de concessões de serviços públicos de energia elétrica; entre suas competências estão implementar as políticas federais para a energia elétrica, promover licitações de concessões de geração, transmissão e distribuição por delegação, e celebrar e fiscalizar os contratos correspondentes. [4] A Lei nº 10.847/2004 autoriza a criação da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) como empresa pública federal vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME), com a finalidade de prestar serviços de estudos e pesquisas que subsidiem o planejamento do setor energético — eletricidade, petróleo e gás, carvão, renováveis, eficiência energética, entre outros. [5]

Juntando essas peças: o MME, como poder concedente, decide política setorial e outorga ou prorroga concessões; a EPE produz os estudos de planejamento (como o Plano Decenal de Expansão de Energia e os diagnósticos de Grupos de Estudo de Transmissão); a ANEEL regula e fiscaliza, incluindo o PRODIST e os contratos sob regras delegadas; o ONS coordena a operação de geração e transmissão do SIN e conduz os estudos de acesso à Rede Básica; e as distribuidoras, como concessionárias do serviço público de distribuição, tratam da conexão de cargas sob a Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021 e o Módulo 3 do PRODIST. [6] [7]

Carga do sistema vs. capacidade de escoar geração

É aqui que duas métricas frequentemente confundidas precisam ser separadas. A primeira é a carga (demanda) do sistema: segundo o Boletim Mensal de Carga do ONS de outubro de 2025, a carga do SIN cresceu 1,6% no acumulado de 2025 em relação ao mesmo período de 2024, atingindo 81.142 MW médios; no mês, a carga verificada caiu 0,2% em relação a outubro de 2024, com variação de +1,4% em 12 meses. No recorte por subsistema, o Sudeste/Centro-Oeste registrou 45.612 MW médios no acumulado do ano (+0,5%), o Sul 14.038 MW médios (+2,8%) e o Nordeste 13.309 MW médios (+1,7%) — números no grão do subsistema, que não isolam o Mato Grosso como estado. [8]

A segunda métrica é outra coisa: a capacidade remanescente do SIN para escoamento de geração. A Nota Técnica ONS DPL 0038/2025, divulgada em conjunto com ANEEL e EPE no contexto do Leilão de Energia Nova (LEN) A-5/2025, publica quantitativos dessa capacidade remanescente — uma margem de injeção para novos empreendimentos de geração, não uma medida de atendimento de carga ou de negativa de conexão. [9] Tratar as tabelas dessa nota técnica como evidência de “falta de energia” para consumidores — agrícolas ou de qualquer outro tipo — confunde duas perguntas diferentes: quanta geração nova a rede ainda consegue escoar não é a mesma pergunta que restrição de entrega existe numa região específica.

Dois trilhos de acesso

Conectar uma carga à rede e obter acesso à Rede Básica de transmissão seguem trilhos regulatórios distintos, com prazos próprios. Para conexão à distribuição, a Resolução Normativa ANEEL nº 956/2021 institui o PRODIST (Módulos I a XI), em vigor desde 1º de janeiro de 2022; seu artigo 5º remete ao Módulo 3 — Conexão ao Sistema de Distribuição —, que detalha procedimentos complementares à Resolução Normativa nº 1.000/2021 (regras de prestação do serviço público de distribuição, em vigor desde 3 de janeiro de 2022). [6] [7]

Para acesso permanente ao sistema de transmissão, o ONS documenta um caminho diferente: solicitação via sistema computacional SGAcesso, com prioridade de emissão do parecer pela ordem de protocolo e reserva de capacidade vinculada ao contrato de uso assinado (CUST). O Parecer de Acesso tem validade de 90 dias; os prazos de emissão, quando não há pendência impeditiva, vão de até 30 dias (sem ampliação, reforço ou melhoria) a até 120 dias (com reforços ou melhorias) e até 1 ano (com ampliações). [11]

Mato Grosso: o que o diagnóstico da EPE mostra

O Diagnóstico Regional do PDE 2034 para o Grupo de Estudos de Transmissão (GET) Centro-Oeste, elaborado pela EPE (EPE-DEE-RE-026-2025-rev0), cobre o horizonte de 2028 a 2039 para Acre, Rondônia, Mato Grosso, Goiás e Distrito Federal, e identifica restrições de carregamento e de tensão na malha de transmissão da região — um diagnóstico de planejamento, distinto da métrica de capacidade remanescente de geração citada acima. [10]

No recorte do Mato Grosso, o diagnóstico associa o crescimento de cargas de irrigação — em grande parte concentradas no período noturno — à intensificação do carregamento da rede, especialmente durante a estiagem, no que o estudo chama de pico noturno não coincidente (cenário 2b). Entre as restrições relevantes já nos primeiros anos do horizonte está a perda da linha de transmissão de 500 kV Cuiabá–Ribeirãozinho sob alta importação/exportação; o ponto mais crítico é o pico noturno de estiagem combinado ao mínimo diurno do período úmido, com necessidade apontada de reforço estrutural no eixo de 500 kV Jauru–Rio Verde Norte. As recomendações do estudo incluem concluir um estudo de atendimento às cargas da região central do MT voltado especificamente às altas cargas de irrigação, e programar o reforço do eixo 500 kV Cuiabá–Ribeirãozinho–Rio Verde Norte. [10]

No detalhamento por ativo, o mesmo diagnóstico aponta sobrecargas nas linhas de 230 kV Sinop–UTE Sorriso–Sorriso e Barra do Peixe–Rondonópolis, e em transformadores da Rede Básica em Ribeirãozinho e Sinop (500/230 kV); na fronteira com a distribuição, cita como críticas as subestações de Brasnorte (230/138 kV), Lucas do Rio Verde (230/138 kV), Nova Mutum (230/69 kV), Rondonópolis (230/138 kV) e Sorriso (230/69 kV), além de problemas de carregamento e tensão na região de Primavera. Em cenários específicos de irrigação, o estudo projeta sobrecarga em Brasnorte a partir de 2028 (sob contingência de Juína) e operação inviável sem reforços a partir de 2032; em Lucas do Rio Verde, sobrecarga de emergência a partir de 2029 e em condição normal a partir de 2030; em Rondonópolis, a partir de 2033; e sinaliza necessidade de reforço também nas regiões de Primavera, Nova Ubiratã e Boa Esperança. [10]

Esses são pontos e datas de um estudo de planejamento de rede — corredores, subestações e transformadores nomeados, com anos de cenário —, não uma medição pública do volume de pedidos de conexão negados ou pendentes na área da distribuidora local; esse dado específico permanece como lacuna (ver Incertezas).

Goiás e a “demanda reprimida”

O mesmo volume do diagnóstico EPE cobre Goiás: restrições no eixo de 230 kV Itumbiara–Rondonópolis aparecem a partir de 2028, e há risco de sobrecarga em transformadores de fronteira — Itapaci (2028), Barro Alto (2029), Serra da Mesa (2031) e Águas Lindas (2032). Nas recomendações para o estado, o estudo registra uma “demanda reprimida” no Noroeste goiano, informação atribuída pela EPE à distribuidora Equatorial GO dentro do próprio processo do GET — uma restrição de atendimento reportada no diagnóstico, distinta, de novo, da capacidade remanescente de geração medida pela nota técnica ONS/ANEEL/EPE. A participação de cargas agroindustriais especificamente dentro dessa demanda reprimida não está separada nos dados disponíveis. [10]

A prorrogação das concessões de distribuição segue um calendário definido em lei e decreto — um fato de datas. A Lei nº 9.074/1995 estabelece que, para concessões de transmissão e distribuição contratadas sob seu regime e o da Lei nº 8.987/1995, o prazo deve ser o necessário à amortização dos investimentos, limitado a 30 anos, prorrogável uma vez por igual período a critério do poder concedente conforme o contrato; o pedido de prorrogação deve ser formulado pela concessionária até 36 meses antes do término do contrato, e a decisão do poder concedente deve ocorrer até 18 meses antes desse término. [13]

O Decreto nº 12.068/2024 regulamenta esse processo para distribuição: a ANEEL deve enviar sua recomendação ao MME com antecedência mínima de 21 meses do fim do contrato; a decisão do MME — prorrogar ou abrir licitação — deve ser publicada até 18 meses antes do fim; e, se a decisão for por prorrogação, a ANEEL apresenta uma minuta de termo aditivo que a concessionária deve assinar em até 90 dias após a intimação, com o MME celebrando o aditivo em seguida. [12]

Esse mesmo marco deu origem, antes, à Consulta Pública nº 152/2023 do MME (Portaria nº 737/GM/MME, de 22 de junho de 2023), aberta para discutir diretrizes de prorrogação de 20 concessões de distribuição com vencimento entre 2025 e 2031 — um processo administrativo do poder concedente para definir regras gerais, e não, por si só, uma decisão sobre qualquer concessão específica. [14]

Incertezas

  • Não há, nas fontes consultadas, volume público (em MW ou número de pareceres) de cargas grandes pendentes ou negadas nas áreas da Energisa Mato Grosso, Equatorial Goiás ou Energisa Mato Grosso do Sul — incluindo MUST de irrigação.
  • Não é possível, com as fontes disponíveis, confirmar os prazos operativos exatos do Módulo 3 do PRODIST (na versão vigente) para o parecer de acesso de carga, além da existência do módulo e da REN nº 1.000/2021.
  • Não há, no diagnóstico consultado, uma divisão setorial que separe quanto da “demanda reprimida” no Noroeste de Goiás é agroindustrial e quanto vem de outros usos.
  • Não foi possível, neste ciclo, confirmar se relatórios operativos recentes do ONS sobre restrições no Sudeste/Centro-Oeste alteram a leitura do diagnóstico de planejamento da EPE para o Mato Grosso.

Referências

  1. ONS — O que é o SIN. ONS. Acesso em 09 ago. 2026.
  2. ONS — O que é o ONS. ONS. Acesso em 09 ago. 2026.
  3. Decreto nº 5.081/2004 — regula o ONS. Planalto. Acesso em 09 ago. 2026.
  4. Lei nº 9.427/1996 — cria a ANEEL. Planalto. Acesso em 09 ago. 2026.
  5. Lei nº 10.847/2004 — autoriza a criação da EPE. Planalto. Acesso em 09 ago. 2026.
  6. REN ANEEL nº 956/2021 — institui o PRODIST. ANEEL. Acesso em 09 ago. 2026.
  7. PRODIST — hub de procedimentos regulatórios (incl. REN nº 1.000/2021). ANEEL. Acesso em 09 ago. 2026.
  8. ONS — Boletim Mensal de Carga, outubro/2025. ONS. Acesso em 09 ago. 2026.
  9. NT ONS DPL 0038/2025 — capacidade remanescente do SIN para escoamento de geração (LEN A-5/2025). ONS / ANEEL / EPE. Acesso em 09 ago. 2026.
  10. EPE — Diagnóstico Regional PDE 2034, GET Centro-Oeste (EPE-DEE-RE-026-2025-rev0). EPE. Acesso em 09 ago. 2026.
  11. ONS — Acesso ao Sistema de Transmissão em 10 passos. ONS. Acesso em 09 ago. 2026.
  12. Decreto nº 12.068/2024 — licitação e prorrogação de concessões de distribuição. MME. Acesso em 09 ago. 2026.
  13. Lei nº 9.074/1995 — outorga e prorrogação de concessões do setor elétrico. Senado Federal. Acesso em 09 ago. 2026.
  14. Portaria MME nº 737/GM/MME (22/06/2023) — Consulta Pública nº 152/2023. MME. Acesso em 09 ago. 2026.