Autor: Eduardo Fagundes

O setor elétrico brasileiro vive uma transformação histórica, impulsionado por uma matriz energética que, em 2025, alcança 89% de fontes renováveis, com 55 GW de energia solar e 23 GW de eólica instalados, segundo a ABSOLAR e o ONS. O mercado livre de energia, responsável por 92% da expansão da geração centralizada até 2029 (Abraceel), reflete um crescimento robusto, enquanto a geração distribuída (GD) atinge 37,4 GW, representando 22,2% da matriz. Contudo, essa expansão enfrenta um desafio crítico: o curtailment energético, ou cortes forçados na produção renovável devido à incapacidade do Sistema Interligado Nacional (SIN) de absorver excedentes. Este artigo, motivado pelo alerta contundente de Sumara Ticom, assessora do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), feito durante o Greener Summit 2025, explora as implicações para executivos e investidores. Ticom destacou que, sem ações coordenadas, até a geração centralizada pode falhar em evitar blackouts. O texto analisa oportunidades em renováveis intermitentes e tecnologias como BESS e hidrogênio verde (H2V), diante de barreiras regulatórias e infraestruturais.

O Desafio do Curtailment

O curtailment energético emergiu como um dos maiores obstáculos à expansão sustentável do setor elétrico brasileiro, especialmente à medida que fontes renováveis intermitentes, como solar e eólica, ganham protagonismo. Em 2025, o Brasil conta com 55 GW de capacidade instalada em energia solar, dos quais 37,4 GW são provenientes de geração distribuída, e 23 GW em eólica, segundo dados da ABSOLAR e do ONS. Esses números posicionam o país como um líder global na transição energética, com uma matriz que alcança 89% de fontes renováveis. No entanto, a intermitência dessas fontes — que dependem de condições climáticas como sol e vento — cria desafios operacionais que o Sistema Interligado Nacional (SIN) ainda não está plenamente equipado para gerenciar.

O curtailment ocorre quando o excesso de geração renovável não pode ser absorvido pela rede devido a limitações de transmissão, demanda insuficiente ou restrições operacionais para manter a frequência do sistema em 60 Hz. Projeções do ONS, baseadas em relatórios recentes, indicam que esse fenômeno deve crescer até 2029, com cortes energéticos superando os motivados por confiabilidade (limitações de infraestrutura). Esse aumento reflete a rápida expansão das renováveis, que, embora benéfica para a sustentabilidade, pressiona um sistema projetado historicamente para fontes hidrelétricas controláveis, que representam 60% da matriz em 2025.

Origens e Impactos do Curtailment

A raiz do problema está na desconexão entre a geração e a capacidade de transmissão. Após o apagão de agosto de 2023, que deixou mais de um terço dos brasileiros sem energia devido a falhas na infraestrutura, o ONS priorizou obras de expansão no SIN. Essas melhorias mitigaram parcialmente os gargalos de transmissão, mas o curtailment energético persiste como um desafio mais amplo. Sumara Ticom, durante o Greener Summit 2025, enfatizou que “mesmo que a transmissão fosse infinita, o curtailment energético aconteceria”, destacando a necessidade de abordar a dinâmica de oferta e demanda em um sistema interligado.

Os impactos são significativos. Em 2024, estimativas preliminares do ONS indicam que cerca de 3% da energia eólica e solar foi cortada, totalizando aproximadamente 2 TWh perdidos anualmente. Esse desperdício representa perdas financeiras para geradores e um risco operacional para a estabilidade do SIN. Além disso, o fenômeno da “energia lunar” — energia solar excedente injetada na rede à noite em algumas regiões, como Minas Gerais e Rio Grande do Sul — exemplifica como a falta de armazenamento ou gestão adequada agrava o problema. Sem intervenções, Ticom alerta que o país pode precisar cortar toda a geração centralizada para evitar desequilíbrios de frequência, aumentando a probabilidade de blackouts.

Fatores Regionais e Operacionais

A distribuição geográfica das renováveis amplifica o desafio. Regiões como o Nordeste, com 60% da capacidade eólica (14 GW), e o Sudeste, com 40% da solar (22 GW), concentram a geração, mas a transmissão para centros de consumo, como São Paulo e Rio de Janeiro, enfrenta limitações. Dados do ONS mostram que, em dias de alta irradiação ou ventos fortes, a taxa de curtailment pode atingir 10% localmente, especialmente em linhas saturadas. A intermitência também cria picos de produção que coincidem com baixa demanda, como ao meio-dia em feriados, quando a rede não consegue absorver a energia gerada.

Operacionalmente, o SIN depende de um equilíbrio delicado entre geração e carga. A introdução de fontes renováveis descentralizadas, como a GD (37,4 GW), adiciona complexidade. Embora a GD reduza a pressão sobre a transmissão, sua integração descoordenada pode sobrecarregar a rede local, contribuindo para o curtailment. O ONS tem trabalhado em modelos preditivos e clusterização de geradores para distribuir os cortes, mas a escala do problema exige soluções mais robustas.

Projeções e Riscos Futuros

As projeções do ONS, divulgadas em seu último relatório até junho de 2025, indicam que o curtailment energético pode dobrar até 2029, alcançando 6 TWh anuais, caso não haja intervenções significativas. Esse cenário é agravado pelo crescimento previsto da demanda, que deve subir 4% ao ano até 2030, segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), devido à industrialização e à eletrificação dos transportes. Sem capacidade de armazenamento ou expansão da rede, o risco de blackouts aumenta, especialmente em períodos secos que reduzem a geração hidrelétrica — ainda o principal regulador do SIN.

O alerta de Sumara Ticom reforça a urgência. Ela destacou que a geração distribuída, embora parte do sistema, precisa entender os fenômenos elétricos para contribuir eficazmente. A falta de alinhamento entre os agentes — geradores, transmissores, distribuidores e reguladores — pode transformar o curtailment em um gargalo estrutural, comprometendo os benefícios da transição renovável e a confiabilidade do suprimento.

Comparação Internacional

Experiências globais oferecem lições. Na Alemanha, líder em renováveis com 55% de sua eletricidade de fontes limpas em 2023 (IEA), o curtailment atingiu 6 TWh em 2019 devido a limitações de transmissão entre o norte (eólico) e o sul (consumo). A resposta incluiu investimentos em baterias (1,4 GW) e usinas reversíveis (9 GW), além de interconexões com países vizinhos. No Brasil, o desafio é semelhante, mas a escala da matriz hidrelétrica e a dependência de um único sistema interligado amplificam a complexidade. A Alemanha levou uma década para ajustar sua infraestrutura; o Brasil, com um crescimento renovável mais acelerado, precisa agir mais rápido.

Implicações para o Setor

Para os investidores, o curtailment representa um risco financeiro, com perdas estimadas em R$ 1 bilhão por ano em 2024, segundo a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (ABSOLAR). Projetos de grande escala, como os 17,6 GW de solar centralizada, podem enfrentar cortes frequentes, reduzindo a atratividade sem garantias regulatórias. Por outro lado, a crise cria uma demanda por inovação, abrindo espaço para tecnologias de armazenamento e modelos de negócios baseados em autoconsumo.

Em suma, o curtailment é um reflexo do sucesso da transição renovável, mas também um teste à capacidade do Brasil de modernizar seu sistema elétrico. Com planejamento estratégico, dados operacionais e colaboração setorial, é possível transformar esse desafio em uma oportunidade de liderança global. A próxima seção explorará como soluções como BESS e H2V, aliadas a incentivos regulatórios, podem pavimentar esse caminho.

Oportunidades de Investimento

O curtailment energético, embora um obstáculo, abre um leque de oportunidades para investidores dispostos a inovar e adaptar-se às dinâmicas do setor elétrico brasileiro. Com 55 GW de solar e 23 GW de eólica instalados em 2025, segundo a ABSOLAR e o ONS, e uma matriz que atinge 89% de renováveis, o Brasil posiciona-se como um mercado atraente para capitais internacionais e nacionais. A projeção da Abraceel de que o mercado livre de energia responderá por 92% da expansão da geração centralizada até 2029 reforça esse potencial. A seguir, exploram-se as principais avenidas de investimento, incluindo renováveis com armazenamento, o mercado livre, autoconsumo e o uso estratégico do open data do ONS, considerando as recentes mudanças regulatórias trazidas pela Medida Provisória (MP) 1.300/2025, publicada em maio de 2025 e em tramitação no Congresso até 3 de julho de 2025.

Renováveis com Armazenamento

A integração de soluções de armazenamento, como os Sistemas de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS) e o hidrogênio verde (H2V), é uma das mais promissoras oportunidades para mitigar o curtailment. Na Alemanha, referência global, o BESS alcançou 1,4 GW de capacidade em 2020, ajudando a absorver os 6 TWh de energia eólica e solar cortados em 2019, segundo o Bundesnetzagentur. No Brasil, o mercado de baterias ainda está em fase inicial, com estimativas da ABSOLAR apontando para 0,5 GW instalados até 2025, mas o potencial é significativo. O Leilão de Reserva de Capacidade, mencionado por Sumara Ticom no Greener Summit 2025, é um passo crucial para destravar investimentos, oferecendo contratos de longo prazo que garantem retorno aos investidores.

O H2V, produzido por eletrólise usando energia renovável excedente, também ganha tração. Projetos-piloto, como o da White Martins em Juiz de Fora (MG), com capacidade de 10 MW anunciada em 2024, demonstram viabilidade para indústrias energointensivas, como siderurgia e química. Esses sistemas não apenas reduzem o curtailment, mas criam novos mercados, com a demanda global por hidrogênio verde projetada a crescer 20% ao ano até 2030, segundo a IEA. Investidores podem alavancar incentivos fiscais e parcerias com o BNDES, que destinou R$ 2 bilhões para projetos de H2V em 2025, para escalar essas iniciativas.

Mercado Livre

O mercado livre de energia consolida-se como o motor da expansão renovável no Brasil, respondendo por 92% do crescimento da geração centralizada até 2029, conforme a Abraceel. Em 2024, o mercado atingiu 40% da carga nacional, com 130 TWh comercializados, e a tendência é de aumento, especialmente com a adesão de grandes consumidores, como a Gerdau e a Ambev. Esse modelo oferece contratos bilaterais de até 15 anos, permitindo que investidores mitiguem os riscos do curtailment ao combinar renováveis com BESS ou H2V, assegurando fornecimento estável.

A atratividade é reforçada por taxas de retorno competitivas, com projetos eólicos e solares no Nordeste oferecendo IRR (Taxa Interna de Retorno) média de 8-10% ao ano, segundo a BloombergNEF. Além disso, o mercado livre atrai fundos internacionais, como o BlackRock, que investiu US$ 500 milhões em renováveis brasileiras em 2024. A MP 1.300/2025, em análise no Congresso, propõe abrir o mercado livre para consumidores de baixa tensão a partir de agosto de 2026 (industriais e comerciais) e dezembro de 2027 (residenciais), o que pode ampliar as oportunidades, embora exija adaptação às novas regras de registro de contratos na CCEE até 31 de dezembro de 2025 para manter descontos na TUSD/TUST.

Autoconsumo

O autoconsumo emerge como uma solução resiliente ao curtailment, especialmente para indústrias e comunidades isoladas. Em 2025, a GD representa 37,4 GW, com destaque para sistemas fotovoltaicos em telhados de fábricas e shoppings, que evitam a injeção de excedentes na rede. Exemplos incluem a Coca-Cola FEMSA, que instalou 12 MW em suas unidades no interior de São Paulo, reduzindo custos em 15% e eliminando dependência do SIN em horários de pico.

Regiões remotas, como o Amazonas, também beneficiam-se, com projetos como o da Eletronorte, que instalou 5 MW de solar com BESS em comunidades ribeirinhas em 2024. Esses sistemas diminuem perdas de transmissão (15% no Brasil, segundo o ONS) e atraem investidores por sua previsibilidade financeira. O marco legal da GD (Lei 14.300/2022) oferecia isenção de encargos por até 23 anos (até 2045) para projetos com direito adquirido até julho de 2023. No entanto, a MP 1.300/2025, em tramitação, propõe ajustes, limitando os descontos na TUSD/TUST a contratos registrados na CCEE até 31 de dezembro de 2025, o que pode impactar a atratividade de novos projetos de autoconsumo após essa data, exigindo reavaliação dos planos de investimento.

Open Data do ONS

Desde agosto de 2021, o Portal de Dados Abertos do ONS disponibiliza informações detalhadas sobre geração, carga, transmissão e hidrologia, abrangendo dados históricos e consolidados. Em 2024, o portal registrou 1,2 milhão de acessos, refletindo o interesse de empresas e pesquisadores. Esses dados permitem simulações de curtailment, como as realizadas pela AES Brasil, que otimizou a operação de 1 GW eólico no Rio Grande do Sul, reduzindo cortes em 8%.

O uso estratégico pode identificar regiões com menor saturação renovável, como o Centro-Oeste, onde apenas 10% da capacidade solar está instalada. Empresas como a nMentors Engenharia que desenvolvem análises preditiva com base em dados, podem antecipar tendências e alinhar projetos à dinâmica do SIN, maximizando eficiência e retorno, independentemente das mudanças regulatórias em curso.

Perspectivas de Retorno

Os retornos variam por segmento. Projetos de BESS oferecem TIR de 12-15% com contratos de reserva de capacidade, enquanto H2V pode alcançar 18% em mercados exportadores, como a Europa, segundo a FIRJAN. O autoconsumo garante economia imediata de 10-20% nas contas industriais, e o mercado livre proporciona hedge contra volatilidade, com contratos indexados ao IPCA. Esses indicadores, aliados ao crescimento da demanda (4% ao ano até 2030, EPE), posicionam o Brasil como um hub de investimentos verdes, apesar das incertezas trazidas pela MP 1.300/2025, que exige agilidade na estruturação de projetos até o final de 2025 para preservar benefícios existentes.

Desafios e Barreiras

Embora o setor elétrico brasileiro ofereça oportunidades significativas, os desafios e barreiras associados ao curtailment energético e à expansão renovável exigem atenção estratégica de executivos e investidores. Com 55 GW de solar e 23 GW de eólica instalados em 2025, segundo a ABSOLAR e o ONS, e uma matriz que atinge 89% de renováveis, o Brasil enfrenta obstáculos regulatórios, infraestruturais e políticos que podem comprometer o ritmo de crescimento. Esses desafios, agravados pelas recentes mudanças propostas na Medida Provisória (MP) 1.300/2025, em tramitação no Congresso, são cruciais para a tomada de decisão no setor. A seguir, exploram-se as principais barreiras e seus impactos.

Regulação

A regulação é um dos maiores entraves à mitigação do curtailment e ao avanço de tecnologias como os Sistemas de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS) e o hidrogênio verde (H2V). A definição de requisitos técnicos para a integração de BESS ao SIN, mencionada por Sumara Ticom no Greener Summit 2025, ainda está em andamento, com o ONS e a ANEEL trabalhando em normas que devem ser concluídas até o final de 2025. Esse atraso reflete a complexidade de alinhar interesses de geradores, distribuidores e consumidores em um sistema interligado.

Além disso, a alta carga tributária no setor elétrico representa um desafio significativo. No Rio de Janeiro, por exemplo, a fatura de energia inclui 24% de ICMS, além de PIS/COFINS e taxas como SISOL, somando-se a perdas por furtos (“gatos”) e ineficiências na transmissão e distribuição, estimadas em 15% pelo ONS. A MP 1.300/2025, publicada em maio de 2025, propõe ajustar os subsídios à geração distribuída (GD), limitando descontos na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) e Transmissão (TUST) a contratos registrados na CCEE até 31 de dezembro de 2025. Essa mudança pode aumentar os custos de novos projetos de GD e armazenamento, exigindo que investidores planejem com antecedência para aproveitar os incentivos atuais.

Infraestrutura

A expansão da infraestrutura de transmissão é outro gargalo crítico. Após o apagão de agosto de 2023, que expôs fragilidades no SIN, o ONS priorizou obras como a Linha de Transmissão Xingu-Estreito (2.500 MW), concluída em 2024, e a ampliação da rede no Nordeste. No entanto, a capacidade total de transmissão ainda não acompanha o crescimento das renováveis, especialmente em regiões como o Nordeste (60% da eólica) e o Sudeste (40% da solar). Dados do ONS indicam que, em 2024, apenas 70% das linhas planejadas até 2026 foram iniciadas, devido a entraves ambientais e licenciamento, que podem levar até cinco anos por projeto.

A comparação com a Alemanha é instrutiva. Lá, a expansão de linhas de alta tensão entre o norte (rico em eólica) e o sul (centros de consumo) levou uma década, com investimentos de € 20 bilhões entre 2010 e 2020, segundo a IEA. No Brasil, o Plano Decenal de Expansão de Energia 2031 (PDE 2031), da EPE, estima R$ 50 bilhões para modernizar a rede até 2030, mas a execução depende de financiamento e coordenação entre estados. Atrasos na infraestrutura amplificam o curtailment, com taxas locais atingindo 10% em dias de pico, segundo o ONS.

Incerteza Política

A incerteza política e a coordenação setorial são barreiras adicionais. A MP 1.300/2025, com 598 emendas apresentadas até maio de 2025, reflete divergências no Congresso. Propostas variam desde a proibição de encargos por cortes (emenda de Lafayette de Andrada) até a permissão de curtailment na GD (sugerida por Laércio Oliveira), criando um ambiente imprevisível. A falta de consenso pode atrasar a aprovação final, esperada para o segundo semestre de 2025, segundo o MME.

A dependência de um diálogo contínuo entre ONS, ANEEL e agentes do setor, como destacado por Sumara Ticom, é essencial, mas a velocidade desse processo é limitada por prioridades divergentes. A experiência da Califórnia (2000-2001), onde manipulação de mercado e falhas regulatórias levaram a blackouts, serve de alerta. No Brasil, a coordenação eficaz pode evitar cenários similares, mas exige paciência e investimentos em advocacy por parte dos investidores.

Impactos Econômicos e Sociais

Os desafios regulatórios e infraestruturais têm impactos diretos. A ABSOLAR estima que o curtailment causou perdas de R$ 1 bilhão em 2024, afetando a competitividade de geradores. Para os consumidores, a alta carga tributária e as perdas de transmissão elevam as tarifas, com o custo médio residencial atingindo R$ 0,90/kWh em 2025, segundo a ANEEL. Atrasos na expansão da rede também afetam comunidades remotas, como no Amazonas, onde 20% da população ainda depende de diesel, segundo a Eletronorte.

Perspectiva de Superação

Apesar dos entraves, o setor está em movimento. A ANEEL trabalha em consultas públicas para os requisitos de BESS, com prazo até setembro de 2025, e o BNDES liberou R$ 5 bilhões em linhas de crédito para infraestrutura em 2025. Esses passos indicam um caminho para superar as barreiras, mas a velocidade de implementação será decisiva para mitigar o curtailment e sustentar o crescimento renovável.

Estratégias para Executivos

Para navegar pelos desafios do curtailment energético e capitalizar as oportunidades no setor elétrico brasileiro, executivos e investidores precisam adotar estratégias proativas e alinhadas às dinâmicas do Sistema Interligado Nacional (SIN). Com 55 GW de solar e 23 GW de eólica instalados em 2025, segundo a ABSOLAR e o ONS, e uma matriz que atinge 89% de renováveis, o Brasil oferece um mercado em transformação, mas marcado por incertezas regulatórias e infraestruturais, especialmente com a Medida Provisória (MP) 1.300/2025 em tramitação no Congresso. A seguir, exploram-se estratégias práticas para maximizar retornos e mitigar riscos, baseadas em dados reais e insights operacionais.

Parcerias com ONS e ANEEL

Estabelecer colaborações estratégicas com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) é essencial para antecipar regulações e influenciar decisões. Sumara Ticom destacou no Greener Summit 2025 a importância do diálogo com os agentes do setor para integrar soluções como BESS e hidrogênio verde (H2V). Executivos podem participar de consultas públicas, como a da ANEEL para requisitos de BESS, com prazo até setembro de 2025, ou oferecer insumos técnicos ao ONS, que já utiliza dados abertos para otimizar o SIN.

Investimento em Pilotos de BESS e H2V

Investir em projetos-piloto de BESS e H2V permite testar soluções de armazenamento em escala controlada, aproveitando incentivos emergentes. O BNDES liberou R$ 5 bilhões em linhas de crédito para infraestrutura em 2025, incluindo armazenamento, enquanto o Leilão de Reserva de Capacidade, citado por Ticom, oferece contratos de longo prazo. Exemplos como o BESS de 5 MW da Eletronorte no Amazonas (2024) e o projeto de H2V de 10 MW da White Martins em Juiz de Fora (MG) demonstram viabilidade, com reduções de custo estimadas em 15-20% ao escalonar para 50 MW até 2027, segundo a FIRJAN. Esses pilotos atraem investidores internacionais, como o BlackRock, que alocou US$ 500 milhões em renováveis em 2024.

Avaliação de Riscos Regionais

A análise de riscos regionais é crucial para otimizar investimentos. Regiões como o Nordeste, com 60% da capacidade eólica (14 GW), e o Sudeste, com 40% da solar (22 GW), concentram geração, mas enfrentam taxas de curtailment de até 10% em dias de pico, segundo o ONS. Áreas com alta demanda e baixa saturação, como o Centro-Oeste (10% da solar), oferecem oportunidades, com irradiação média de 5,5 kWh/m²/dia, conforme a EPE. Executivos devem mapear linhas de transmissão saturadas e priorizar projetos com BESS local, reduzindo dependência do SIN e assegurando TIR de 12-15%, segundo a BloombergNEF.

Utilização do Open Data do ONS

O Portal de Dados Abertos do ONS, lançado em agosto de 2021 e com 1,2 milhão de acessos em 2024, é uma ferramenta poderosa para decisões informadas. Esses dados, que incluem geração, carga e hidrologia, permitem simulações de curtailment, como as que a nMentors Engenharia pode realizar. Investidores podem identificar padrões, como picos de excedente no Nordeste, e alinhar projetos à dinâmica do SIN, maximizando eficiência independentemente das mudanças regulatórias da MP 1.300/2025, que exige registros na CCEE até 31 de dezembro de 2025.

Gestão de Riscos Regulatórios

A MP 1.300/2025, com 598 emendas em análise até maio de 2025, introduz incertezas, como a limitação de descontos na TUSD/TUST para contratos até dezembro de 2025. Executivos devem acelerar a estruturação de projetos, garantindo registro na CCEE antes do prazo, e diversificar portfólios entre GD, mercado livre e exportação de H2V. Parcerias com consultorias, como a PwC, que estima R$ 2 bilhões em custos adicionais por atraso regulatório, ajudam a mitigar impactos.

Monitoramento de Tendências Globais

Acompanhar tendências globais, como os € 20 bilhões investidos pela Alemanha em transmissão entre 2010 e 2020 (IEA), orienta estratégias. No Brasil, o Plano Decenal de Expansão de Energia 2031 (PDE 2031) projeta R$ 50 bilhões até 2030, e executivos podem alocar 10-15% dos budgets para advocacy e inovação.

Desenvolvimento de Talentos

Investir em capacitação é estratégico, especialmente por meio do projeto “CPFL nas Universidades”, desenvolvido pela nMentors Engenharia para a CPFL Piratininga em parceria com o Programa de Eficiência Energética (PEE) da ANEEL. Lançado em 2025 e financiado com recursos do PEE, o programa capacita estudantes de engenharia de instituições de ensino superior, conectando teoria e prática por meio de atividades pedagógicas interativas e estudos de viabilidade técnica e econômica. O programa visa formar profissionais aptos a enfrentar desafios energéticos, com foco em eficiência e regulatórios.

Resultados Esperados

Essas estratégias podem elevar a TIR média para 10-18%, dependendo do segmento (BESS, H2V, GD), e reduzir riscos de curtailment em 15-20%, conforme simulações da EPE. A agilidade na execução, até o final de 2025, é chave para aproveitar os incentivos antes das mudanças da MP 1.300/2025.

Conclusão

O curtailment energético representa um ponto de inflexão para o setor elétrico brasileiro, um desafio nascido do sucesso da transição renovável, mas que, se não enfrentado com visão estratégica, pode comprometer a confiabilidade do Sistema Interligado Nacional (SIN) e os ambiciosos planos de crescimento até 2029. Com 55 GW de solar e 23 GW de eólica instalados em 2025, segundo a ABSOLAR e o ONS, e uma matriz que atinge 89% de renováveis, o Brasil está na vanguarda global da sustentabilidade energética. No entanto, o alerta de Sumara Ticom, feito no Greener Summit 2025, sublinha a urgência de ações coordenadas para evitar que o curtailment evolua de um fenômeno operacional para uma crise sistêmica, com riscos de blackouts e perdas estimadas em R$ 1 bilhão anuais, conforme a ABSOLAR.

Esta análise revelou que o curtailment não é um obstáculo intransponível, mas uma oportunidade para inovação e liderança. Soluções como os Sistemas de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS) e o hidrogênio verde (H2V) demonstram viabilidade, com exemplos como o BESS de 5 MW da Eletronorte no Amazonas (2024) e o projeto de H2V de 10 MW da White Martins em Juiz de Fora (MG) pavimentando o caminho. O mercado livre, responsável por 92% da expansão da geração centralizada até 2029 (Abraceel), e o autoconsumo, com 37,4 GW de GD, oferecem plataformas robustas para investimentos, enquanto o open data do ONS, com 1,2 milhão de acessos em 2024, fornece os dados necessários para decisões informadas, como as utilizadas pela nMentors Engenharia, para estudos preditivos.

Os desafios regulatórios, como os atrasos na definição de requisitos para BESS e os ajustes propostos na Medida Provisória (MP) 1.300/2025, que limita descontos na TUSD/TUST a contratos registrados até 31 de dezembro de 2025, e infraestruturais, com apenas 70% das linhas de transmissão planejadas até 2026 iniciadas (ONS), exigem agilidade. A incerteza política, refletida nas 598 emendas à MP em análise no Congresso, adiciona complexidade, mas o diálogo contínuo entre ONS, ANEEL e o setor, como destacado por Ticom, oferece uma base para superação. Investimentos como os R$ 5 bilhões do BNDES para infraestrutura em 2025 e os R$ 50 bilhões projetados no PDE 2031 (EPE) sinalizam um compromisso com a modernização.

As estratégias propostas — parcerias com reguladores, pilotos de tecnologias, avaliação regional, uso de dados abertos, gestão de riscos e capacitação — posicionam executivos e investidores para liderar essa transformação. Com TIRs variando de 10-18% (FIRJAN, BloombergNEF) e uma demanda crescente de 4% ao ano até 2030 (EPE), o Brasil pode converter o curtailment em um catalisador de inovação, atraindo capitais como os US$ 500 milhões do BlackRock em 2024. A janela de oportunidade é agora, especialmente antes do fim de 2025, quando as mudanças regulatórias podem redefinir o cenário.

Em última análise, o sucesso dependerá de uma visão integrada, combinando tecnologia, regulação e colaboração. O Brasil tem os recursos — sol, vento e dados — e o potencial para se tornar um modelo global de energia renovável sustentável. A resposta ao alerta de Ticom não é apenas evitar blackouts, mas construir um futuro energético resiliente, competitivo e inclusivo, onde o curtailment seja uma memória superada por meio de inovação e estratégia. Executivos que agirem com visão de longo prazo colherão os frutos de uma transição bem-sucedida, liderando a próxima onda de crescimento no setor elétrico brasileiro.

Introdução: O Cenário Energético Brasileiro em 2025

O setor energético brasileiro em 2025 enfrenta um momento decisivo, marcado por desafios e oportunidades que demandam uma abordagem estratégica e integrada. Este artigo explora como a inteligência artificial (IA) pode orquestrar a transição energética, equilibrando a utilização de recursos existentes, como o gás natural, com inovações sustentáveis, como o hidrogênio verde (H2V), sistemas de armazenamento de energia (BESS) e reatores modulares pequenos (SMR). Com base em cenários regionais e globais, o texto propõe soluções para superar limitações regulatórias e de infraestrutura, promovendo resiliência, sustentabilidade e competitividade, enquanto engaja a comunidade do setor em uma visão colaborativa para o futuro.

O ano de 2025 reflete as cicatrizes da crise hídrica de 2024, que levou o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) a acionar térmicas, conforme noticiado pelo MegaWhat em julho de 2025, evidenciando a dependência de fontes despacháveis em momentos críticos. Apesar disso, o Brasil mantém uma matriz elétrica com 70% de fontes renováveis, um diferencial competitivo, agravado pelo crescente consumo de energia devido à expansão de datacenters. Essa dualidade entre vulnerabilidade e potencial define o cenário atual, exigindo soluções inovadoras para atender à demanda crescente sem comprometer a estabilidade.

O setor enfrenta a intermitência de fontes renováveis como solar e eólica, agravada pela vulnerabilidade das hidrelétricas em períodos de estiagem, que desafiam a confiabilidade da rede. Além disso, limitações regulatórias, como a ausência de um marco claro para o hidrogênio verde, e de infraestrutura, exemplificadas pela negativa de conexão da Fortescue no Porto do Pecém, Ceará, em abril de 2025, conforme relatado pelo Diário do Nordeste, criam barreiras que retardam investimentos e a integração de novas tecnologias, demandando uma reestruturação urgente.

A crise hídrica de 2024 levou o ONS a acionar térmicas, evidenciando a dependência de fontes despacháveis, enquanto o Brasil mantém 70% de matriz renovável, agravado pelo aumento da demanda por datacenters.

Neste contexto, a IA emerge como uma ferramenta central para orquestrar a transição energética, integrando de forma eficiente os recursos existentes, como o gás natural em regiões como Rio de Janeiro e Sergipe, com inovações como o H2V, BESS e SMR. Sistemas inteligentes podem otimizar operações, prever demandas e coordenar a expansão da infraestrutura, oferecendo uma ponte entre o presente e um futuro descarbonizado, alinhado às metas globais de sustentabilidade. A IA possibilita a análise preditiva de picos de consumo e falhas na rede, o uso de automação para monitorar ativos energéticos com drones e sensores, e a integração futura de dados abertos do ONS, previstos para os próximos anos, para decisões em tempo real. Esses avanços promovem uma gestão mais eficiente, reduzindo emissões, aumentando a confiabilidade do sistema e apoiando iniciativas como a produção de hidrogênio verde, exemplificada pelo projeto no Ceará. Um exemplo prático seria o desenvolvimento de uma plataforma de IA que equilibre a geração térmica e renovável, estabilizando a rede em regiões vulneráveis como o Nordeste.

O objetivo deste artigo é apresentar uma estratégia integrada que combine sustentabilidade, inovação e resiliência, utilizando a IA como catalisadora. A proposta busca engajar a comunidade do setor — incluindo reguladores, concessionárias e investidores — em um plano prático que aproveite os dados abertos do ONS, supere desafios regionais e posicione o Brasil como líder na transição energética, especialmente com eventos como a COP30 se aproximando em 2025.

Equilíbrio entre Recursos Existentes e Inovação

A transição energética no Brasil em 2025 requer um equilíbrio estratégico entre a utilização de recursos disponíveis e o avanço de inovações que garantam um futuro sustentável. Esta seção analisa como o gás natural e tecnologias emergentes podem ser combinados de maneira eficaz, fortalecendo a resiliência e a competitividade do setor, enquanto a comunidade busca soluções práticas para os desafios atuais.

Uso Estratégico do Gás Natural

O gás natural continua sendo um recurso essencial, com significativa abundância em regiões como Rio de Janeiro e Espírito Santo (Bacia de Santos) e Sergipe e Bahia (projeto SEAP), onde a infraestrutura de transporte, incluindo os gasodutos Rota 3 e a malha da TAG, facilita sua distribuição. Essa disponibilidade é crucial para indústrias desafiadoras na descarbonização, como a siderurgia da ArcelorMittal em Volta Redonda, Rio de Janeiro, e a indústria química da Braskem em Camaçari, Bahia, que dependem de processos energointensivos onde alternativas renováveis ainda não são economicamente viáveis, conforme apontado em análises setoriais de 2025.

O gás natural é estratégico em regiões como Rio de Janeiro e Sergipe, suportando indústrias como a ArcelorMittal e a Braskem, enquanto o H2V da Fortescue, com R$ 18 bilhões, enfrenta barreiras de conexão.

Inovações em Desenvolvimento

Ao mesmo tempo, tecnologias emergentes como os sistemas de armazenamento de energia (BESS) e reatores modulares pequenos (SMR) enfrentam barreiras de alto custo inicial, necessitando de subsídios da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) para sua adoção, um tema discutido em relatórios da ANEEL de 2024. O hidrogênio verde (H2V) também se destaca, com o projeto da Fortescue no Porto do Pecém, Ceará, que prevê um investimento de R$ 18 bilhões, mas encontra obstáculos, incluindo a negativa de conexão à rede pelo ONS em abril de 2025 e a ausência de um mercado consumidor estabelecido, conforme reportado pelo Diário do Nordeste em junho de 2025.

Estratégia de Transição

A abordagem sugerida posiciona o gás natural como uma solução transitória, complementada por tecnologias de captura e armazenamento de carbono (CCS) para reduzir emissões, enquanto BESS e H2V ganham escala para substituir gradativamente fontes fósseis. Essa estratégia permite ao Brasil preservar sua competitividade econômica no curto prazo, ao mesmo tempo que avança em direção a uma matriz descarbonizada, alinhada às metas globais debatidas para a COP30 em 2025.

Oportunidade de Melhoria de Eficiência

Um caso prático dessa integração é o uso de biometano no Sul, em Rio Grande do Sul, aliado à Gerdau em Charqueadas, onde a IA poderia otimizar a combinação de fontes renováveis e gás, diminuindo emissões e elevando a eficiência operacional, conforme planejado em iniciativas regionais ao longo de 2025.

Desafios Regulatórios e o Open Data

O setor energético brasileiro em 2025 enfrenta barreiras regulatórias significativas que dificultam a transição para uma matriz mais sustentável e inovadora, exigindo soluções que aliem eficiência e colaboração. Esta seção examina as limitações atuais no arcabouço regulatório e destaca o potencial transformador da abertura de dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), propondo estratégias para superar esses obstáculos e engajar a comunidade do setor em um planejamento mais robusto.

Limitações Atuais

O cenário regulatório atual é marcado por desafios estruturais, como a mudança nos critérios do Programa de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PDI) da ANEEL, que prioriza projetos com maior maturidade tecnológica, restringindo o apoio a inovações incipientes como sistemas de armazenamento de energia (BESS) e reatores modulares pequenos (SMR). Paralelamente, o desvio de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) para subsidiar a tarifa social, beneficiando famílias de baixa renda, reduz os fundos disponíveis para investimentos em infraestrutura e novas tecnologias. Além disso, a ausência de regulamentação da Lei do Hidrogênio Verde, aprovada em 2023, cria incertezas que impactam diretamente projetos como o da Fortescue no Porto do Pecém, Ceará, atrasando decisões de investimento de R$ 18 bilhões, conforme reportado pelo Diário do Nordeste em junho de 2025.

A ausência de regulamentação da Lei do Hidrogênio Verde e a mudança no PDI da ANEEL limitam inovações, mas o open data do ONS (2026-2027) pode resolver gargalos como a negativa de conexão no Pecém.

O Papel do Open Data

A previsão de abertura de dados do ONS, esperada entre 2026 e 2027, representa uma oportunidade crucial para modernizar o setor. A disponibilização de dados em tempo real, como geração renovável e consumo por região, e históricos, como padrões de carga e falhas na rede, permitirá análises detalhadas que podem transformar a gestão energética. A inteligência artificial (IA) poderá utilizar esses dados para planejar expansões de transmissão, identificando gargalos como os enfrentados no Nordeste, e simular incentivos fiscais que atraiam investimentos, alinhando-se às metas de descarbonização discutidas para a COP30 em 2025.

Soluções Propostas

Para superar essas limitações, é essencial fomentar uma colaboração ativa entre a ANEEL, o ONS e a indústria, criando um marco regulatório baseado em evidências extraídas dos dados abertos. Essa parceria pode estabelecer diretrizes claras para o hidrogênio verde, definindo tarifas de uso do sistema e benefícios fiscais. Além disso, o uso de IA para simular cenários econômicos e sociais, como a alocação otimizada da CDE, pode equilibrar os subsídios à tarifa social com investimentos em inovação, garantindo justiça social sem comprometer o progresso tecnológico.

Exemplo Prático

Um exemplo concreto do impacto positivo do open data seria a resolução da negativa de conexão da Fortescue no Pecém, rejeitada pelo ONS em abril de 2025 devido a limitações de transmissão. Com dados abertos, a IA poderia mapear a capacidade atual da rede, propor expansões específicas e simular a viabilidade econômica, acelerando a decisão final de investimento (FID) e posicionando o Ceará como um polo de hidrogênio verde, beneficiando a economia regional e nacional.

Estratégias Regionais e Globais

O setor energético brasileiro em 2025 necessita de estratégias regionais adaptadas às particularidades de cada área, complementadas por uma visão global que posicione o país como líder na transição energética. Esta seção detalha abordagens específicas para diferentes regiões, conecta o Brasil a tendências internacionais e propõe colaborações que maximizem os benefícios econômicos e ambientais, engajando a comunidade do setor em um planejamento integrado. A inteligência artificial (IA) desempenha um papel central nesse processo, alavancando dados e tecnologias para otimizar essas iniciativas, acelerar a implementação e assegurar resultados sustentáveis.

Foco Regional

No Sudeste, abrangendo Rio de Janeiro e Espírito Santo, a estratégia prioriza a otimização do gás natural em indústrias siderúrgicas, como a ArcelorMittal em Volta Redonda, aproveitando a infraestrutura da Bacia de Santos e gasodutos como o Rota 3, com planos de transição para hidrogênio verde (H2V) a médio prazo. A IA pode mapear o consumo energético dessas indústrias em tempo real, prever picos de demanda e ajustar o uso de gás com precisão, integrando gradualmente H2V produzido localmente, reduzindo emissões e custos operacionais. No Nordeste, o foco está no desenvolvimento do Porto do Pecém, Ceará, e Sergipe como hubs de H2V, com a integração de sistemas de armazenamento de energia (BESS) para garantir estabilidade, apoiando projetos como o da Fortescue, conforme reportado pelo Diário do Nordeste em junho de 2025. 

A IA pode simular cenários de conexão à rede, identificar gargalos de transmissão e otimizar o despacho de BESS, superando a negativa do ONS de abril de 2025. Já no Sul, em Rio Grande do Sul, a integração de biometano com fontes renováveis visa atender a indústria alimentícia, como a de frigoríficos em Pelotas, promovendo uma matriz mais diversificada. Aqui, a IA pode analisar dados climáticos e de produção para maximizar a eficiência do biometano, coordenando sua mistura com energia eólica e solar, adaptando-se às variações sazonais.

Conexão Global

O Brasil tem a oportunidade de alinhar suas estratégias com a Conferência das Partes (COP30) em 2025, adotando tendências internacionais como os investimentos europeus em H2V, que podem servir de modelo. A exportação de hidrogênio verde para mercados como Estados Unidos e União Europeia representa um potencial econômico significativo, posicionando o país como fornecedor estratégico em um cenário de descarbonização global, conforme discutido em relatórios setoriais de 2025. 

A IA pode alavancar essa conexão global ao modelar cadeias de suprimento internacionais, prever preços de mercado e otimizar rotas de exportação a partir de hubs como o Pecém, utilizando dados de demanda global para alinhar a produção brasileira às necessidades externas, maximizando o retorno econômico e a competitividade.

Colaboração

O sucesso dessas estratégias depende de parcerias público-privadas que reúnam empresas como a Fortescue, a Petrobras e iniciativas de tecnologia para financiar a expansão de infraestrutura, incluindo redes de transmissão e unidades de produção de H2V. Essa colaboração pode alavancar recursos nacionais e internacionais, acelerando a implementação de projetos sustentáveis. 

O Pecém pode se tornar um hub de H2V com BESS, enquanto a IA otimiza gás no Sudeste e biometano no Sul, conectando o Brasil a mercados globais como a Europa.

A IA pode facilitar essa integração ao criar plataformas de colaboração que reúnam dados de múltiplos atores, simulando cenários de investimento e identificando sinergias entre empresas e governo, como a alocação eficiente de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) para infraestrutura e inovação, assegurando um planejamento conjunto e financiado de forma sustentável.

Exemplo

Um plano piloto no Pecém exemplifica essa abordagem, utilizando inteligência artificial para integrar a produção de H2V com fontes renováveis, baseando-se em dados futuros do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para otimizar a conexão à rede e estabilizar o fornecimento, superando barreiras como a negativa de conexão enfrentada em abril de 2025 e fortalecendo a economia regional. 

A IA pode processar dados em tempo real de geração eólica e solar, ajustar a operação de BESS para armazenar excedentes e simular a viabilidade econômica do projeto Fortescue, acelerando a decisão final de investimento (FID) e posicionando o Ceará como um exemplo replicável, com benefícios que se estendem a outras regiões e ao mercado global.

Conclusão: Um Caminho para o Futuro

O setor energético brasileiro em 2025 está diante de um ponto de inflexão, onde os desafios da intermitência renovável, as limitações regulatórias e a pressão por descarbonização exigem uma resposta coordenada e inovadora. Este artigo demonstrou como a inteligência artificial (IA) pode orquestrar a transição energética, integrando de forma estratégica os recursos existentes, como o gás natural em regiões como Rio de Janeiro, Sergipe e Rio Grande do Sul, com inovações como o hidrogênio verde (H2V), sistemas de armazenamento de energia (BESS) e reatores modulares pequenos (SMR). A análise revelou que a IA não apenas otimiza operações e prevê demandas, mas também oferece uma ponte viável entre o presente, marcado pela crise hídrica de 2024 e o uso intensivo de térmicas previsto para o segundo semestre de 2025 pelo ONS, conforme noticiado pela MegaWhat em junho de 2025, e um futuro sustentável alinhado às metas da COP30.

A abertura de dados do ONS, prevista para 2026-2027, emerge como um catalisador essencial, permitindo que a IA transforme informações em tempo real e históricas em decisões estratégicas, como a resolução da negativa de conexão da Fortescue no Pecém, reportada pelo Diário do Nordeste em abril de 2025, e o planejamento de expansões de transmissão. Essa abordagem não apenas supera barreiras regulatórias, como a ausência de regulamentação da Lei do Hidrogênio Verde, mas também equilibra as necessidades de justiça social, redistribuindo recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) para subsidiar inovação e tarifa social simultaneamente. Estratégias regionais, como o desenvolvimento do Pecém como hub de H2V, a otimização do gás na siderurgia de Volta Redonda e a integração de biometano na Gerdau em Charqueadas, demonstram como a IA pode adaptar soluções locais às realidades específicas, enquanto a conexão global com mercados como a Europa e os EUA posiciona o Brasil como um líder na exportação de energia limpa.

A IA integra gás, renováveis, BESS e H2V, aproveitando o open data do ONS para uma transição até 2030, posicionando o Brasil como líder na COP30.

O momento é propício para ação. A comunidade do setor — reguladores como a ANEEL e o ONS, concessionárias, investidores como a Fortescue e empresas de tecnologia — é convocada a colaborar em parcerias público-privadas que financiem infraestrutura e inovação. Um fórum nacional, alinhado à COP30, poderia consolidar essa estratégia, integrando dados, políticas e investimentos para um plano de transição até 2030. Esse caminho não apenas assegura resiliência e competitividade, mas também transforma os desafios atuais em oportunidades, estabelecendo o Brasil como um modelo de transição energética globalmente reconhecido.

Impulsionando o Desenvolvimento Industrial, Agronegócio, Comércio e Datacenters

O Centro-Oeste do Brasil, englobando Goiás, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul e o Distrito Federal, está emergindo como um hub estratégico de desenvolvimento econômico, sustentado por uma matriz energética diversificada e renovável. O lançamento da linha de transmissão de ultra-alta tensão da StateGrid, em 30 de junho de 2025, com um investimento de R$ 23 bilhões, traz 5.000 MW de energia renovável do Nordeste, fortalecendo a atratividade da região para investidores nacionais e internacionais. Essa infraestrutura abre oportunidades significativas para o agronegócio, que pode expandir com custos reduzidos de irrigação e processamento; a indústria, beneficiada por energia estável para fábricas modernas; o comércio, impulsionado por centros urbanos em crescimento; e o setor de datacenters, atraído por incentivos fiscais e baixa latência.

Este documento destaca o potencial de negócios no Centro-Oeste, oferecendo insights estratégicos para empresas que buscam capitalizar o crescimento sustentável de longo prazo nesta região promissora.

Capacidade Energética do Centro-Oeste

O Centro-Oeste se destaca como uma região energeticamente vantajosa, oferecendo uma mistura de energia limpa e confiável que atrai empresas de todos os tamanhos. A nova linha de transmissão da StateGrid, inaugurada em 30 de junho de 2025, traz energia renovável do Nordeste, complementando as fontes locais como as hidrelétricas, que fornecem uma base estável, e o gás natural, ideal para indústrias. Com tarifas competitivas e uma oferta que já supera a demanda local, a região está pronta para suportar o crescimento de novos empreendimentos, tornando-se um ponto estratégico para quem busca investir em um mercado em expansão com sustentabilidade garantida.

Energia limpa e confiável: o alicerce do crescimento no Centro-Oeste!

A linha de transmissão da StateGrid, com 1.468 a 1.513 km, conectando Graça Aranha (Maranhão) a Silvânia (Goiás), trará energia renovável até 2029, consolidando tarifas competitivas de US$ 0,05 a US$ 0,06 por kWh. 

A infraestrutura de gás natural no Centro-Oeste é fortalecida pela presença do Gasoduto Lateral Cuiabá, com 645 km de extensão, sendo 283 km em território brasileiro. Este gasoduto possui capacidade autorizada para transportar até 2,8 milhões de metros cúbicos por dia, operando sob uma pressão máxima de 101,24 kgf/cm² . Ele abastece principalmente demandas industriais e de geração térmica, sendo estratégico para processos que exigem calor contínuo, como a secagem de grãos e a produção de alimentos e materiais. 

Para ampliar essa capacidade e integrar ainda mais o Centro-Oeste ao mercado nacional de gás, estão em curso estudos para a implantação do Gasoduto Brasil Central. Este projeto visa conectar os estados da região ao eixo Sudeste e às rotas de importação, com início de fornecimento previsto para 2031 . A expansão não apenas aumentará a segurança energética, como também permitirá a atração de novos investimentos industriais que dependem de gás natural como insumo competitivo e de baixo impacto ambiental.

Dados recentes do ONS, em 1º de julho de 2025 às 12:10, indicam que o Sistema Interligado Nacional (SIN), que abrange todo o país, atende a uma carga de 79.111 MW, com 51.505 MW hidráulicos, 13.619 MW térmicos, 9.390 MW eólicos, 2.813 MW solares e 1.364 MW nucleares, exportando 2.147 MW sem necessidade de importação, reforçando a robustez da infraestrutura que beneficia o Centro-Oeste.

Oportunidades no Agronegócio

O Centro-Oeste é um gigante do agronegócio brasileiro, sendo líder na produção de soja, milho, algodão e carne bovina, e agora tem a chance de crescer ainda mais com energia confiável e acessível. A nova linha de transmissão da StateGrid, lançada em 30 de junho de 2025, trará energia renovável a baixo custo, perfeita para irrigação e processamento, enquanto o gás natural oferece uma solução prática para secagem de grãos e outros processos essenciais. Isso abre portas para investimentos em tecnologias modernas, como automação e biofertilizantes, que atendem às crescentes demandas por sustentabilidade, atraindo empresas globais e locais. Contudo, para maximizar esse potencial, será crucial investir em infraestrutura de transporte, como estradas e terminais, para escoar a produção de forma eficiente.

Potencial agrícola desbloqueado com energia renovável e inovação!

O Centro-Oeste lidera a produção de soja, milho, algodão e carne bovina, e a energia estável, com 51.505 MW hidráulicos e 13.619 MW térmicos em tempo real, suporta irrigação, processamento e secagem de grãos. A linha de transmissão da StateGrid reduzirá custos ao trazer energia renovável, enquanto o gás natural, com potencial de 2,1 milhões m³/dia (PEN 2024), atende processos térmicos específicos.

Oportunidades incluem tecnologias de Agritech, como automação e biofertilizantes, alinhadas a metas ESG. Empresas como a Vibra planejam expandir combustíveis na região, mas o déficit logístico, com 58% da produção de grãos concentrada, exige investimentos em terminais de carga e rodovias.

Oportunidades na Indústria e no Comércio

A indústria e o comércio no Centro-Oeste têm um cenário promissor pela frente, com energia estável e acessível que pode impulsionar o crescimento em cidades como Goiânia e Brasília. A energia renovável trazida pela StateGrid, combinada com fontes locais como gás natural, permite que fábricas ampliem suas operações e adotem tecnologias avançadas, enquanto o comércio se beneficia do aumento da demanda urbana e da proximidade com o Sudeste. Investidores podem aproveitar incentivos fiscais e parcerias governamentais para estabelecer novas unidades, transformando a região em um hub de negócios competitivo e sustentável, desde que foquem em soluções inovadoras e na expansão da infraestrutura.

Indústria e comércio em alta com energia acessível e estratégica!

A indústria em Goiás e Distrito Federal (alimentos, metalurgia, eletroeletrônicos) e o comércio em Brasília beneficiam-se da carga de 79.111 MW atendida com estabilidade pelo SIN. A geração eólica (9.390 MW) e solar (2.813 MW) suporta a expansão de fábricas e adoção de automação, enquanto a térmica (13.619 MW) garante resiliência. O comércio cresce com redes de varejo e logística, ampliando exportações para o Sudeste. Zonas econômicas especiais e linhas de crédito do BNDES (R$ 2 bilhões) incentivam investimentos, com empresas como Intelbras atendendo à demanda por backup energético.

Oportunidades em Datacenters

O mercado de datacenters no Brasil está em franca expansão, e o Centro-Oeste emerge como um destino estratégico para empresas que desejam crescer nesse setor com energia renovável e custos competitivos. Em 2024, o país consolidou-se como líder na América Latina, captando US$ 5,2 bilhões em investimentos no setor, com projeções para 2025 indicando um aumento de 15% devido à demanda por inteligência artificial e serviços na nuvem, segundo a Associação Brasileira de Datacenters (ABRADAT).

A região se beneficia de uma matriz energética com 88% de fontes renováveis em 2024, reforçada por 10,9 GW de nova capacidade solar e eólica, e da linha de transmissão da StateGrid, que traz 5.000 MW adicionais a partir de 2025. Soluções como baterias (BESS) para gerenciar picos de demanda e incentivos fiscais do programa Redata atraem gigantes como Google e Equinix, que buscam locais sustentáveis. Apesar dos custos iniciais elevados, a baixa latência para o Sudeste e o foco em eficiência energética fazem do Centro-Oeste uma aposta segura para datacenters de borda, oferecendo retornos atrativos a médio e longo prazo.

Data centers sustentáveis no Centro-Oeste: o futuro da tecnologia!

O setor de datacenters, líder na América Latina com 40% dos investimentos em 2023 e US$ 5,2 bilhões captados em 2024 segundo a ABRADAT, encontra no Centro-Oeste um destino promissor.

Em 2024, o Brasil adicionou 10,9 GW de capacidade, com 91% de solar (5,630 MW) e eólica (4,261 MW), elevando a capacidade instalada para 225 GW, com projeções de mais 12 GW em 2025, impulsionadas por investimentos em IA (ABRADAT). Apesar do alto CAPEX (25,9% maior que no Chile) e tributação (23%), o Redata oferece incentivos de até 80% em ICMS, e parques de datacenters com baixa latência (menos de 10 ms para São Paulo) são ideais para operações de borda.

Planejamento Estratégico para Empresas e Investidores

Para maximizar as oportunidades no Centro-Oeste, empresas e investidores devem adotar uma estratégia bem planejada, focando em locais estratégicos como Goiânia e Cuiabá, próximos à linha de transmissão da StateGrid e aos gasodutos, onde a energia é mais acessível e confiável.

Acompanhar dados do ONS ajuda no monitoramento eficiente da matriz energética, enquanto parcerias com o BNDES, que oferece linhas de crédito de até R$ 2 bilhões, e o programa Redata, com incentivos fiscais de até 80% em ICMS, reduzem custos e aceleram investimentos.

Soluções como baterias de armazenamento (BESS) e geração distribuída fotovoltaica oferecem flexibilidade para lidar com variações de demanda, alinhando-se às metas de sustentabilidade.

Adotar práticas ESG, em sintonia com a política “Nova Indústria Brasil”, atrai investidores globais, mas é essencial planejar a mitigação de riscos logísticos, como o déficit de 58% na capacidade portuária para escoamento de grãos, e socioambientais, como impactos em 12% das terras indígenas da região.

Tendências de longa cauda, como o boom de datacenters com projeção de US$ 6 bilhões em investimentos até 2027 (ABRADAT) e a expansão do agronegócio com 220 milhões de toneladas de grãos em 2024, prometem retornos consistentes, tornando o Centro-Oeste um ponto de partida ideal para negócios inovadores e sustentáveis.

Estratégias inteligentes para lucrar no novo hub econômico!

Empresas devem priorizar áreas próximas à linha de transmissão e gasodutos, como Goiânia e Cuiabá, usando dados do ONS para ajustar operações a picos de carga (90.000 MW), conforme registrados em 1º de julho de 2025 às 12:10. Parcerias com o BNDES, que disponibiliza R$ 2 bilhões em financiamentos, e o Redata, oferecendo redução de até 80% no ICMS, otimizam investimentos, enquanto sistemas BESS, com capacidade média de 500 MW em projetos piloto, e geração distribuída fotovoltaica, com 41.006 GWh em 2024 (EPE), mitigam variações de demanda. Foco em ESG alinha-se à “Nova Indústria Brasil”, que prioriza 30% de metas sustentáveis em novos projetos, e a mitigação de riscos logísticos, com déficit de 58% na infraestrutura portuária (Minfra, 2024), e socioambientais, afetando 12% das terras indígenas (IBGE), é crucial. Tendências de longa cauda, como datacenters com US$ 6 bilhões projetados até 2027 (ABRADAT) e agronegócio com 220 milhões de toneladas de grãos em 2024 (CONAB), oferecem retornos sustentáveis.

Conclusão

O Centro-Oeste do Brasil está se consolidando como um polo de desenvolvimento econômico de grande potencial, impulsionado por uma infraestrutura energética robusta e visionária. Em 1º de julho de 2025, às 14:02 PM -03, o Sistema Interligado Nacional (SIN) demonstrou sua força ao atender uma carga de 79.111 MW e exportar 2.147 MW, evidenciando uma capacidade excedente que reforça a confiabilidade do sistema em escala nacional.

A linha de transmissão da StateGrid, lançada em 30 de junho de 2025, traz 5.000 MW de energia renovável do Nordeste, ampliando o acesso a fontes limpas e sustentáveis para o Centro-Oeste, enquanto o Planejamento Energético Nacional (PEN 2024) projeta uma expansão eólica de 26,2 GW até 2028, complementada por um despacho térmico de até 8.300 MWméd, garantindo estabilidade mesmo em cenários adversos.

Centro-Oeste: o epicentro da inovação e sustentabilidade no Brasil!

Essa base energética sólida posiciona a região como um destino privilegiado para o agronegócio, que lidera com 220 milhões de toneladas de grãos em 2024, a indústria, que se beneficia de zonas econômicas especiais, o comércio, que cresce em centros urbanos como Brasília, e o setor de datacenters, com US$ 5,2 bilhões investidos em 2024 e projeções de US$ 6 bilhões até 2027.

Um planejamento estratégico bem executado, com foco em sustentabilidade alinhado à política “Nova Indústria Brasil”, parcerias com o BNDES e Redata, e investimentos em infraestrutura logística para mitigar o déficit de 58% na capacidade portuária, é essencial para transformar esses setores em motores de crescimento.

Assim, o Centro-Oeste se firma como um hub de inovação e prosperidade, atraindo investidores nacionais e internacionais dispostos a construir um futuro econômico resiliente e sustentável a longo prazo.

Introdução – Um alerta necessário

O Brasil enfrenta um desequilíbrio crítico entre a demanda por engenheiros elétricos e a capacidade de formação do sistema educacional superior. Enquanto o país necessita formar de 20 mil a 30 mil engenheiros elétricos por ano para atender às demandas de transição energética, infraestrutura, digitalização e mobilidade elétrica, os dados do Censo da Educação Superior de 2023 revelam que apenas 11.732 estudantes concluíram o curso no último ano. Esse déficit anual, somado à elevada taxa de evasão — superior a 70% —, aponta para uma crise de formação técnica com implicações diretas no desenvolvimento nacional.

Apenas 11.732 estudantes concluíram Engenharia Elétrica em 2023 — menos da metade da demanda nacional estimada.

A análise mostra que a maioria dos estudantes está concentrada em instituições públicas, que operam sob forte restrição orçamentária e com infraestrutura limitada. Ao mesmo tempo, mais de 90% dos cursos registrados estão na modalidade EaD, muitos em formato híbrido, o que levanta questionamentos sobre a real capacidade prática oferecida. A infraestrutura de ensino está concentrada no Sudeste, enquanto regiões como o Norte e Centro-Oeste permanecem com acesso muito limitado a cursos presenciais qualificados. A participação do setor público na expansão de matrículas foi de apenas 5,8% entre 2012 e 2023, indicando retração do Estado em áreas técnicas estratégicas.

Além disso, dados do SAEB e do PISA 2024 demonstram que a maioria dos alunos conclui o ensino médio sem domínio suficiente em matemática, ciências e leitura técnica — pré-requisitos essenciais para acompanhar a exigência curricular da engenharia elétrica. Essa defasagem educacional impacta diretamente a evasão nos cursos e compromete o aproveitamento da formação.

Em contraste com esse cenário, surgem iniciativas exemplares como o Programa de Eficiência Energética da CPFL, desenvolvido em parceria com a nMentors, que combina teoria via EaD, prática com kits de medição, uso de inteligência artificial e projetos aplicados. Esse modelo representa uma solução viável, escalável e replicável para qualificar estudantes de engenharia com foco no mercado e nas necessidades reais do setor elétrico.

Este relatório propõe um conjunto de cinco ações estratégicas: investir na permanência estudantil, promover expansão seletiva em regiões carentes, fomentar parcerias público-privadas com foco prático, regulamentar com rigor os cursos EaD e mapear sistematicamente as causas da evasão. O objetivo é oferecer caminhos concretos para restaurar a qualidade e a eficácia da formação em Engenharia Elétrica no Brasil — condição indispensável para que o país avance em segurança energética, inovação tecnológica e desenvolvimento sustentável.

O problema estrutural

A formação de engenheiros elétricos no Brasil está presa em um ciclo de ineficiência estrutural. Embora exista uma crescente demanda do mercado por profissionais qualificados, o sistema educacional superior — especialmente o público — enfrenta dificuldades para formar engenheiros em volume e qualidade compatíveis com as necessidades do país. Esse problema se manifesta em quatro eixos principais: o recuo do setor público na expansão das matrículas, a sobrecarga das instituições públicas na formação em engenharia, o predomínio de cursos ofertados em formato EaD híbrido, e a alta evasão decorrente da falta de base escolar adequada.

Queda da participação pública na expansão das matrículas

Entre 2012 e 2023, o número total de matrículas em cursos de graduação no Brasil aumentou em quase 3 milhões. No entanto, apenas 5,8% desse crescimento ocorreu nas instituições públicas, segundo dados do INEP. Em algumas regiões, como o Norte e o Sul, o número absoluto de matrículas públicas caiu, sinalizando um recuo da presença estatal justamente onde há maior necessidade de interiorização e acesso qualificado ao ensino superior.

Entre 2012 e 2023, apenas 5,8% da expansão das matrículas de graduação no Brasil ocorreu em instituições públicas.

Essa tendência tem impactos diretos na formação em engenharia, uma vez que a maioria dos cursos com infraestrutura prática e capacidade de absorver turmas técnicas está concentrada na rede pública. A tabela abaixo resume a evolução da expansão pública por região:

Região	Crescimento Total	Crescimento Público	Participação Pública (%)
Brasil	2.939.094	171.754	5,8%
Norte	300.727	-23.287	-7,7%
Nordeste	684.340	31.318	4,6%
Sudeste	1.153.965	189.188	16,4%
Sul	576.087	-68.923	-12%
Centro-Oeste	221.193	43.458	19,6%

Relevância das instituições públicas na formação

Apesar da ampla presença numérica do setor privado no ensino superior — que lidera em número de instituições e cursos ofertados — os dados revelam que, no caso específico da Engenharia Elétrica, o setor público ainda desempenha um papel relevante na formação de profissionais.

A tabela a seguir mostra a distribuição de escolas e estudantes de Engenharia Elétrica por região do Brasil, discriminando entre instituições públicas e privadas, e evidenciando tanto o número absoluto quanto a capacidade de absorção de cada rede.

Região	Total de Escolas	Total de Estudantes	Escolas Privadas	Escolas Públicas	Estudantes Privados	Estudantes Públicos
Centro-Oeste	142	7.799	64	10	4.847	2.952
Nordeste	275	19.296	97	27	10.158	9.138
Norte	174	8.634	64	11	5.625	3.009
Sudeste	306	45.546	191	29	31.928	13.618
Sul	175	20.160	103	18	11.995	8.165

Esses dados revelam um fenômeno recorrente: embora o setor privado concentre a maior parte das escolas, o setor público forma quase metade dos engenheiros elétricos matriculados no país. Essa tendência é especialmente marcante em regiões como o Nordeste, onde apenas 27 instituições públicas absorvem praticamente o mesmo número de estudantes que 97 instituições privadas.

O mesmo padrão se repete no Sul e Centro-Oeste, demonstrando que a capacidade formativa por escola pública é significativamente superior, mesmo em um cenário de limitações orçamentárias, estrutura física defasada e número reduzido de docentes.

Essa concentração da responsabilidade formativa em poucas instituições públicas gera um risco estrutural: qualquer corte de orçamento, perda de professores ou estrangulamento de infraestrutura nessas IES impacta diretamente a produção anual de engenheiros elétricos no Brasil.

Além disso, como essas instituições geralmente oferecem cursos presenciais com laboratórios completos e professores com dedicação exclusiva, elas são essenciais para manter a qualidade técnica mínima exigida pelo setor produtivo — especialmente em áreas como sistemas elétricos, energia renovável, eletrônica de potência e automação.

Modalidade EaD: prevalência numérica, limitações práticas

Um dos pontos que chama atenção nos dados do Censo da Educação Superior é o grande número de cursos de Engenharia Elétrica registrados na modalidade Educação a Distância (EaD). Em termos absolutos, a quantidade de cursos EaD supera amplamente a oferta presencial — o que, à primeira vista, pode sugerir um modelo incompatível com a natureza prática da engenharia.

No entanto, é importante contextualizar esse dado: muitos desses cursos classificados como EaD operam, na prática, em formato híbrido. Ou seja, os alunos precisam comparecer regularmente à instituição para atividades presenciais obrigatórias, especialmente em laboratórios. Essa configuração híbrida é comum nas engenharias e visa atender exigências regulatórias mínimas de prática supervisionada e avaliação presencial.

Além disso, é necessário destacar que o número elevado de cursos EaD não reflete diretamente o número de instituições ou de matrículas. Isso porque:

• Uma mesma instituição pode registrar diversos cursos com pequenas variações curriculares.
• O EaD, ao ser ofertado por polos, resulta em múltiplos registros no sistema, mesmo quando a estrutura pedagógica central é compartilhada.

Ainda assim, o dado é relevante porque evidencia a estratégia de expansão quantitativa por parte do setor privado — baseada em escala e distribuição nacional —, sem que isso implique, necessariamente, expansão proporcional da infraestrutura física e laboratorial.

Essa realidade é crítica para áreas como Engenharia Elétrica, onde a formação prática — em laboratórios de circuitos, sistemas de potência, eletrônica, instrumentação e automação — é indispensável para a competência profissional.

Em resumo: a modalidade EaD pode cumprir um papel complementar, desde que adequadamente estruturada, mas não pode ser tratada como solução primária para a formação de engenheiros elétricos em larga escala. A ênfase deve permanecer na qualidade da infraestrutura prática e no acompanhamento técnico de cada etapa do aprendizado.

Alta evasão e baixa taxa de conclusão

Uma das consequências mais evidentes do desequilíbrio estrutural na formação de engenheiros elétricos no Brasil é a alta evasão e a baixa taxa de conclusão dos cursos. Em 2023, segundo o Censo da Educação Superior (INEP/MEC), mais de 40 mil estudantes ingressaram em cursos de Engenharia Elétrica, mas apenas 11.732 concluíram a graduação naquele ano. Isso representa uma taxa de conclusão estimada de apenas 28,7%. Em outras palavras, mais de sete em cada dez estudantes abandonam o curso antes de se formar.

Mais de 70% dos estudantes que ingressam em Engenharia Elétrica abandonam o curso antes de concluir.

Embora existam múltiplas causas para essa evasão — como dificuldades financeiras, incompatibilidade entre expectativa e realidade, carga horária elevada, ausência de suporte pedagógico e emocional — uma das mais persistentes e estruturais é a fragilidade da formação escolar anterior. A maioria dos estudantes ingressa no ensino superior sem dominar os conhecimentos fundamentais exigidos para acompanhar um curso tecnicamente exigente como Engenharia Elétrica.

Os dados do Sistema de Avaliação da Educação Básica (SAEB) e do Programa Internacional de Avaliação de Estudantes (PISA) reforçam essa constatação. No SAEB 2021, apenas 16% dos alunos da 3ª série do ensino médio alcançaram pontuações superiores a 300 pontos em matemática — um patamar mínimo de proficiência compatível com as exigências cognitivas dos cursos de engenharia. Apenas 0,3% dos alunos atingiram o nível mais alto da escala (≥425), o que evidencia a baixíssima proporção de estudantes com domínio avançado da disciplina. Em Língua Portuguesa, o desempenho foi igualmente preocupante: menos de 7% dos alunos superaram 350 pontos, o que compromete habilidades de leitura técnica, interpretação de manuais, normas e textos científicos.

Apenas 16% dos alunos do ensino médio alcançam nível suficiente de matemática para acompanhar cursos de engenharia.

No plano internacional, o PISA 2024 posicionou o Brasil entre os dez piores países do mundo em matemática. O desempenho também foi crítico em ciências — o segundo pior da América Latina — e houve queda de 11 pontos na média de leitura em relação ao PISA 2018. Apenas 1% dos estudantes brasileiros atingiram os níveis 5 ou 6 de proficiência em matemática, os mais altos da avaliação. Esses resultados revelam que a maioria dos jovens brasileiros conclui o ensino médio sem competências essenciais para ingressar, com sucesso, em cursos que exigem raciocínio lógico, abstração e domínio técnico, como a Engenharia Elétrica.

Essa desconexão entre a educação básica e o ensino superior técnico gera frustração, reprovação repetida e, inevitavelmente, abandono do curso. Sem reforço à formação básica — especialmente em matemática, ciências e linguagem técnica — qualquer esforço para ampliar o número de engenheiros formados será ineficaz. A evasão, portanto, não é apenas um reflexo da dificuldade do curso em si, mas de um sistema educacional que falha em preparar adequadamente seus estudantes para carreiras estratégicas.

A desconexão entre demanda e formação

Enquanto a economia brasileira se transforma e exige profissionais cada vez mais qualificados em tecnologia, energia e infraestrutura, o país enfrenta uma dissonância crítica entre a demanda real por engenheiros elétricos e a capacidade de formação do sistema educacional.

Estudos de mercado, estimativas do setor energético e projeções de entidades como a Confederação Nacional da Indústria (CNI), a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e associações profissionais indicam que o Brasil necessita formar entre 20 mil e 30 mil engenheiros elétricos por ano para atender suas metas de crescimento, transição energética e modernização da infraestrutura. Essa estimativa considera projetos em andamento e planejados nas áreas de geração distribuída, energia solar e eólica, expansão de redes inteligentes (smart grids), eletrificação de frotas e indústrias, construção de datacenters, infraestrutura digital e cidades inteligentes.

No entanto, os dados do Censo da Educação Superior de 2023 revelam uma realidade alarmante: apenas 11.732 estudantes concluíram o curso de Engenharia Elétrica em todo o país. Isso representa menos da metade da demanda mínima estimada, e ainda desconsidera o número de profissionais que se aposentam, migram para outras áreas ou deixam de atuar na profissão. A diferença entre o que o Brasil precisa e o que efetivamente forma configura um déficit técnico estrutural, que tende a se agravar nos próximos anos.

Essa lacuna tem consequências diretas e imediatas. A primeira é a dificuldade de acelerar a transição energética. A expansão da geração solar fotovoltaica, das usinas eólicas offshore, da mobilidade elétrica e da digitalização dos sistemas elétricos exige mão de obra altamente especializada. Sem engenheiros capacitados, projetos estratégicos enfrentam atrasos, sobrecustos ou baixa qualidade técnica.

A segunda consequência é o risco à qualidade e à segurança da infraestrutura energética existente. Redes sobrecarregadas, falhas de distribuição, perdas técnicas e falta de manutenção são sintomas não apenas de má gestão, mas da escassez de profissionais habilitados para planejar, operar e modernizar os sistemas elétricos. Isso afeta diretamente a confiabilidade do fornecimento de energia, a competitividade industrial e a atratividade do Brasil como destino de investimentos tecnológicos.

Além disso, a formação insuficiente compromete setores emergentes como o de datacenters e cidades inteligentes, que dependem fortemente de sistemas elétricos resilientes, automatizados e integrados com tecnologias da informação. Projetar, implementar e manter essas soluções exige engenheiros com formação sólida, conhecimento interdisciplinar e capacidade de operar em ambientes altamente técnicos.

Em suma, há uma incompatibilidade grave entre o volume de engenheiros elétricos que o país forma e o volume que a economia precisa. Essa desconexão compromete não apenas a eficiência de políticas públicas e investimentos privados, mas também a capacidade do Brasil de liderar agendas tecnológicas e ambientais no cenário internacional.

A Engenharia Elétrica não é apenas uma profissão — é uma questão de soberania energética e tecnológica.

Resolver esse descompasso exige mais do que ampliar vagas — requer uma transformação estrutural na maneira como o país forma, atrai, apoia e retém seus futuros engenheiros.

O que os dados mostram

Ao analisar os números mais recentes da educação superior no Brasil, especialmente na área de Engenharia Elétrica, fica evidente um padrão desigual e insuficiente de desenvolvimento da infraestrutura de ensino técnico. Apesar do crescimento no número de cursos, os dados mostram que o modelo atual de expansão não tem sido capaz de resolver os gargalos regionais nem de atender adequadamente à demanda por profissionais bem formados.

A primeira constatação é a concentração geográfica da infraestrutura de ensino técnico, em especial nos cursos presenciais de Engenharia Elétrica. A região Sudeste, mais desenvolvida economicamente, abriga o maior número de instituições, cursos e matrículas, concentrando também a maior parte da capacidade instalada em laboratórios, docentes especializados e polos de pesquisa. Em contraste, regiões como o Norte e o Centro-Oeste contam com infraestrutura muito mais limitada, tanto em quantidade quanto em qualidade, o que restringe o acesso regionalizado à formação técnica e contribui para a perpetuação das desigualdades de desenvolvimento.

Essa desigualdade se soma ao baixo protagonismo do setor público na expansão do ensino superior ao longo da última década. Segundo o INEP, entre 2012 e 2023 o crescimento total de matrículas na graduação foi de quase 3 milhões, mas apenas 5,8% desse aumento ocorreu em instituições públicas. O restante foi absorvido por instituições privadas, sobretudo com fins lucrativos. Em regiões como o Norte e o Sul, o número absoluto de matrículas públicas chegou a cair, sinalizando um recuo preocupante da presença do Estado em áreas estratégicas para a qualificação técnica.

Outro dado que salta aos olhos é a prevalência numérica dos cursos oferecidos na modalidade EaD, que representam a maioria das ofertas registradas em Engenharia Elétrica. Embora muitas dessas ofertas operem em formato híbrido, com atividades presenciais obrigatórias em laboratório, o volume elevado de registros EaD não corresponde necessariamente a uma expansão real da capacidade prática instalada. Laboratórios, equipamentos especializados, oficinas técnicas e acompanhamento presencial são condições indispensáveis para a formação de engenheiros — e muitas dessas estruturas não estão presentes nos polos EaD descentralizados, especialmente em regiões mais carentes.

Mais de 90% dos cursos de Engenharia Elétrica estão registrados como EaD — muitos sem infraestrutura prática compatível.

O crescimento numérico de cursos EaD em engenharia representa, muitas vezes, uma expansão da aparência institucional, sem a equivalência material na estrutura de formação prática.

O conjunto desses dados aponta para uma expansão desbalanceada, em que a quantidade de cursos e matrículas aumentou, mas a capacidade real de formar engenheiros qualificados — com prática, supervisão técnica e tempo dedicado ao aprendizado — permanece limitada e concentrada. Isso gera um efeito cascata: estudantes mal preparados, infraestrutura sobrecarregada nas instituições públicas, evasão elevada e um número de formandos muito aquém da necessidade nacional.

Para reverter esse quadro, é necessário ir além do discurso de “ampliação de acesso”. O foco precisa estar na expansão da capacidade prática, na distribuição regional mais equitativa da infraestrutura de ensino e no fortalecimento de modelos de formação que priorizem qualidade, não apenas escala.

Um exemplo positivo: o Programa de Eficiência Energética da CPFL

Diante dos desafios estruturais da formação em Engenharia Elétrica no Brasil, algumas iniciativas têm se destacado por oferecer modelos inovadores, práticos e replicáveis. Um exemplo notável é o Programa de Eficiência Energética da CPFL, que alia conteúdo técnico, formação prática e tecnologias educacionais para preparar estudantes com foco no mundo real da engenharia.

Desenvolvido no contexto do Programa de Eficiência Energética regulado pela ANEEL, o projeto é direcionado a estudantes a partir do 7º semestre do curso de Engenharia Elétrica, momento em que os alunos já possuem base teórica suficiente para se aprofundar em aplicações práticas. O curso é estruturado em dois eixos complementares:

1. Conteúdo teórico on-line, acessível por meio de uma plataforma EaD com trilhas de aprendizagem organizadas por módulos, cobrindo temas como consumo racional, diagnóstico energético, normas técnicas e boas práticas em instalações elétricas.
2. Atividades práticas supervisionadas, nas quais os alunos aplicam os conceitos aprendidos por meio de projetos reais de eficiência energética, desenvolvidos em campo com o uso de kits de instrumentos profissionais fornecidos pelo programa. Esses kits incluem alicates amperímetros, medidores de energia, termômetros infravermelhos e outros equipamentos essenciais para o diagnóstico energético de instalações.

Além do conteúdo técnico, o programa inova ao incorporar um chatbot com inteligência artificial que fornece suporte contínuo aos alunos, tirando dúvidas, reforçando conceitos e orientando o desenvolvimento dos projetos. O uso dessa tecnologia amplia o alcance do acompanhamento pedagógico e oferece um canal de apoio acessível e responsivo, inclusive fora do horário de aula.

Um aspecto a destacar é a parceria com a nMentors, empresa especializada em soluções educacionais para áreas técnicas e tecnológicas. A nMentors foi responsável por:

• Desenvolver todo o conteúdo didático e instrucional, estruturado com base em metodologias de aprendizagem ativa, microlearning e ensino baseado em competências.
• Elaborar os roteiros dos projetos práticos, promovendo a integração efetiva entre teoria e campo, com atividades aplicadas a contextos reais de consumo e eficiência energética.
• Oferecer mentoria técnica e pedagógica aos alunos, assegurando que cada projeto fosse desenvolvido com orientação qualificada e incorporando o uso de tecnologias emergentes, como diagnósticos instrumentais e modelagem de soluções.
• Coordenar o desenvolvimento do chatbot com inteligência artificial, concebido para atuar como um mentor digital, disponível 24/7 para responder dúvidas, reforçar conceitos e apoiar o progresso individual dos alunos ao longo do curso.

Essa abordagem integrada de conteúdo, prática supervisionada, mentoria e tecnologia educacional tornou o programa um modelo inovador e eficaz, com forte potencial de replicação em outras instituições e empresas que desejam contribuir para a qualificação de engenheiros elétricos no Brasil.

O programa foi concebido não apenas como uma ação de capacitação, mas como um modelo pedagógico escalável e replicável. Ele demonstra que é possível construir experiências de aprendizagem significativas em engenharia, com baixo custo relativo, alta relevância prática e forte engajamento estudantil — especialmente quando o setor privado atua em colaboração com especialistas em educação técnica.

Essa iniciativa da CPFL, em parceria com a nMentors, representa um exemplo concreto de como o setor energético pode contribuir para a melhoria da formação em Engenharia Elétrica. Mais do que um projeto isolado, é um modelo de referência que pode — e deve — ser seguido por outras concessionárias, empresas de infraestrutura e indústrias tecnológicas.

O Programa de Eficiência Energética da CPFL é uma prova de que formação prática, tecnologia e parceria com o setor privado funcionam.

Ao conectar formação, prática e tecnologia, o programa contribui diretamente para reduzir o hiato entre teoria e aplicação, estimular a permanência dos alunos no curso e fortalecer o vínculo entre universidade e setor produtivo. É uma evidência clara de que, com foco e cooperação, é possível criar soluções para os desafios estruturais da formação em engenharia no Brasil.

Propostas concretas

Para reverter o cenário de desequilíbrio na formação de engenheiros elétricos no Brasil, é fundamental adotar medidas práticas, bem fundamentadas e alinhadas com as necessidades reais do setor produtivo e da sociedade. A superação dos gargalos identificados — como evasão elevada, desigualdade regional, expansão desordenada e formação deficiente — exige uma combinação de políticas públicas, regulação eficaz e cooperação com o setor privado.

Uma primeira frente de ação prioritária é o fortalecimento das políticas de permanência estudantil nos cursos de Engenharia Elétrica. A evasão não decorre apenas das exigências acadêmicas, mas também das condições sociais e econômicas enfrentadas pelos estudantes. Muitos abandonam o curso por não conseguirem conciliar trabalho e estudo, por falta de apoio didático, ou pela ausência de acompanhamento psicológico e pedagógico. Programas de tutoria, bolsas de permanência, suporte em disciplinas críticas e acesso a infraestrutura mínima de estudo são medidas essenciais para garantir que os alunos não apenas ingressem, mas permaneçam e se formem com qualidade.

Além disso, é urgente reduzir as desigualdades regionais na capacidade instalada de ensino técnico. Regiões como Norte e Centro-Oeste têm baixa oferta de cursos presenciais com infraestrutura prática adequada. Para enfrentar esse desequilíbrio, o governo deve criar editais de expansão seletiva, priorizando investimentos em laboratórios, equipamentos, contratação de docentes em tempo integral e integração com redes locais de inovação tecnológica. Esse tipo de expansão qualificada pode corrigir distorções históricas e ampliar o acesso regionalizado à formação de engenheiros.

Outra proposta fundamental é o estímulo a parcerias público-privadas, nos moldes do que tem sido feito pela CPFL, em colaboração com a nMentors, no âmbito do Programa de Eficiência Energética. Ao combinar conteúdo teórico estruturado, atividades práticas reais, kits de medição profissional e suporte com inteligência artificial, essa iniciativa representa um modelo replicável para outras empresas e setores. Programas como esse fortalecem o vínculo entre universidade e mercado, oferecem aprendizado aplicado e permitem que os estudantes se aproximem de problemas reais com orientação qualificada.

No campo regulatório, é essencial que o Ministério da Educação reavalie os critérios para autorização de cursos de engenharia na modalidade EaD. Embora muitos operem em formato híbrido, ainda há casos em que a oferta prática é insuficiente ou fragmentada. Nenhum curso de Engenharia Elétrica — ou de qualquer outra engenharia — deveria ser autorizado sem comprovar infraestrutura laboratorial adequada, plano de atividades presenciais supervisionadas e avaliação in loco. Essa medida não busca restringir o acesso, mas garantir que a formação respeite os padrões técnicos e de segurança exigidos pela profissão.

Por fim, é necessário mapear de forma sistemática as causas da evasão. Hoje, faltam dados consolidados que permitam compreender em que momento os alunos desistem, quais são os principais fatores de abandono e quais perfis estão mais vulneráveis. Com essas informações, as instituições poderão adotar ações preventivas e direcionadas, desde revisão curricular até suporte emocional, criando ambientes mais acolhedores e eficientes.

Investir em permanência estudantil é mais eficiente do que apenas abrir novas vagas.

A combinação dessas medidas — permanência estudantil, expansão seletiva, parcerias qualificadas, regulação rigorosa do EaD e combate à evasão — representa um conjunto concreto de caminhos para reverter a crise na formação em Engenharia Elétrica. Mais do que resolver uma demanda setorial, essas ações fortalecem a capacidade do país de inovar, crescer e garantir sua soberania energética e tecnológica nos próximos anos.

Proposta	Descrição Resumida
Permanência estudantil	Auxílio financeiro, tutoria, suporte técnico e acadêmico para reduzir a evasão.
Expansão seletiva regional	Editais com foco em laboratórios e docentes em regiões com baixa oferta de cursos.
Parcerias público-privadas	Acordos com empresas (ex: CPFL/nMentors) com aplicação prática e mentoria real.
Regulação do EaD em engenharia	Exigir comprovação de infraestrutura prática para autorizar novos cursos EaD.
Mapeamento e combate à evasão	Diagnóstico institucional das causas de evasão e ações corretivas específicas.

Conclusão – Um chamado à ação

A transição energética, a digitalização da economia e a modernização da infraestrutura brasileira não são mais aspirações distantes — são exigências concretas de um país que precisa crescer com sustentabilidade, competitividade e segurança. No centro desse processo está um profissional-chave: o engenheiro eletricista. Sem ele, não há como expandir a geração renovável, modernizar redes de distribuição, eletrificar transportes ou implementar cidades inteligentes. No entanto, o Brasil está falhando em formar esses profissionais no volume e na qualidade que a realidade exige.

Os dados reunidos neste estudo demonstram, de forma inequívoca, que o país enfrenta uma desconexão estrutural entre a demanda por engenheiros elétricos e a capacidade de formação técnica atual. Forma-se menos da metade do número necessário de engenheiros. A evasão ultrapassa 70%. A expansão das matrículas se concentrou no setor privado e, em grande parte, em cursos EaD — muitos dos quais não oferecem as condições práticas necessárias para formar um profissional apto a atuar com segurança e competência. A infraestrutura de ensino está mal distribuída regionalmente, e a base educacional dos ingressantes no ensino superior é, muitas vezes, insuficiente para acompanhar as exigências da engenharia.

Diante desse cenário, é urgente mudar o foco. Precisamos abandonar a lógica da expansão quantitativa sem critério e construir um novo modelo de formação técnica centrado na qualidade, na permanência e na prática aplicada. Essa transformação exige compromisso de todos os setores: do Ministério da Educação, que deve investir com estratégia e regular com firmeza; das universidades, que precisam apoiar melhor seus estudantes e modernizar seus currículos; das empresas, que têm o poder e a responsabilidade de contribuir com conhecimento aplicado e tecnologias educacionais; e da sociedade, que deve reconhecer que sem engenheiros formados, não haverá desenvolvimento real.

A formação em Engenharia Elétrica não é apenas uma pauta da educação superior. Ela é uma questão estratégica nacional. O que está em jogo não é apenas o futuro de uma profissão — é o futuro energético, tecnológico e econômico do Brasil.

Sem engenheiros elétricos, não há futuro conectado. Não há energia limpa. Não há país desenvolvido.

Sem engenheiros elétricos, não há futuro conectado. Não há energia limpa. Não há país desenvolvido. Este é o momento de agir — antes que o apagão na formação se transforme em apagão de oportunidades.