El Niño 2026 e inversão de fluxo: por que bloquear a geração distribuída pode se tornar um contrassenso

El Niño confirmado e um setor elétrico sob pressão

Em 11 de junho de 2026, a Administração Nacional Oceânica e Atmosférica dos Estados Unidos, a NOAA, confirmou o estabelecimento das condições de El Niño no Pacífico Equatorial.

No Brasil, o primeiro boletim do Painel El Niño 2026-2027, elaborado conjuntamente por INMET, INPE, ANA, CEMADEN, Serviço Geológico do Brasil e Defesa Civil Nacional, confirmou a configuração do fenômeno. Os modelos indicaram probabilidade superior a 90% de permanência até, pelo menos, o início de 2027, com elevada possibilidade de um evento muito forte entre a primavera e o verão.

O Climate Prediction Center da NOAA também indicou elevada probabilidade de fortalecimento ao longo do segundo semestre. Na atualização publicada em julho, estimou em 63% a chance de ocorrência de um El Niño muito forte no trimestre de novembro de 2026 a janeiro de 2027.

A previsão climática para o trimestre de julho a setembro aponta maior probabilidade de chuvas abaixo da média em boa parte do centro-norte do Brasil, especialmente no Nordeste e em áreas das regiões Norte e Centro-Oeste. Para grande parte da Região Sul, a tendência é de precipitação acima da faixa normal. Também há maior probabilidade de temperaturas acima da média em boa parte do território, com aumento do potencial de ondas de calor e queimadas.

Esse cenário não autoriza previsões simplistas. Os efeitos do El Niño não se manifestam de maneira uniforme e dependem da região, da estação do ano e da interação com outros fenômenos atmosféricos. Previsões sazonais exprimem probabilidades, não garantias sobre a ocorrência ou a intensidade de determinado evento em uma localidade específica.

Para o setor de energia solar, contudo, existe uma leitura econômica relevante. Temperaturas mais elevadas tendem a ampliar o uso de equipamentos de climatização e o consumo de eletricidade. Se houver agravamento das condições hidrológicas ou acionamento de bandeiras tarifárias mais elevadas, a geração própria poderá se tornar ainda mais atrativa para consumidores e empresas.

É justamente nesse contexto que se revela o contrassenso regulatório objeto deste artigo: a inversão de fluxo de potência vem sendo utilizada como fundamento para impedir novas conexões no momento em que o sistema precisa ampliar sua resiliência e sua capacidade de resposta.

O problema técnico existe e não deve ser minimizado. Mas a resposta não pode se limitar ao bloqueio indefinido de novos projetos.

Cabe às distribuidoras administrar o crescimento da geração com os instrumentos técnicos disponíveis. À ANEEL compete aperfeiçoar as regras, os incentivos e os deveres de transparência. Ao Poder Concedente cabe exigir redes compatíveis com a transformação do setor elétrico e com o novo cenário climático.

Onde o El Niño entra nessa equação

Existem pelo menos três conexões relevantes entre o fenômeno climático e o atual gargalo da geração distribuída.

1. As altas temperaturas alteram o perfil da carga

Os dados do próprio Operador Nacional do Sistema Elétrico demonstram que temperaturas elevadas podem produzir efeitos relevantes sobre o consumo.

Na NT-ONS DPL 0093/2024, o ONS trabalhou com dados horários de carga e temperatura dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, referentes ao período de janeiro de 2016 a abril de 2024. A metodologia procurou retirar o crescimento vegetativo da demanda para isolar oscilações sazonais, efeitos climáticos e comportamentos atípicos.

A análise identificou, expressamente, um “crescimento abrupto e atípico do consumo de energia causado pelas altas temperaturas do El Niño a partir do final de 2023”. A observação consta da página 12 da nota técnica e demonstra que o impacto do calor sobre a carga não é mera inferência comercial, mas um fenômeno registrado nos dados utilizados pelo próprio Operador.

A mesma nota registra uma alteração estrutural na curva de carga atendida pelo ONS, provocada principalmente pelo crescimento da micro e minigeração distribuída. Com a produção solar reduzindo a carga líquida durante o dia, a demanda máxima do Sistema Interligado Nacional atendida pelo Operador passou a ocorrer no período noturno.

O ONS também identifica a rampa entre 18h e 19h como um período crítico. É nessa janela que a geração solar diminui rapidamente, enquanto o consumo pode permanecer elevado. Após as 20h, o crescimento da carga é retomado e prolonga o processo de rampeamento.

Outro estudo desenvolvido por iniciativa do ONS, no âmbito do projeto de integração entre o Operador do Sistema de Transmissão e os operadores das redes de distribuição, confirma que a MMGD vem reduzindo a ponta da carga líquida no período diurno. O relatório também registra que o aumento do consumo, inclusive pelo maior uso de aparelhos de ar-condicionado, pode intensificar a ponta noturna quando o consumidor não recebe sinal econômico adequado para deslocar a demanda para o período de geração solar.

A curva de carga mudou. A discussão sobre inversão de fluxo não pode continuar apoiada em premissas que ignoram o efeito das temperaturas extremas, da MMGD e da nova dinâmica da carga líquida.

Isso ajuda a explicar o aparente paradoxo.

Nos centros de carga, o calor pode ampliar o consumo durante o período de produção fotovoltaica, absorvendo parte da energia gerada localmente. Ao final da tarde, porém, a queda simultânea da geração solar expõe uma rampa acentuada da carga líquida.

Para os estudos de inversão de fluxo, essa transformação é relevante. Uma análise baseada em perfis históricos pouco representativos, dados não identificados ou premissas excessivamente conservadoras pode subestimar a carga efetivamente existente em determinados períodos.

Isso não significa que o calor extremo invalide qualquer estudo de fluxo. Significa que a negativa deve estar fundamentada em dados atuais, premissas verificáveis e cenários coerentes com a operação real do alimentador.

Em processos administrativos e judiciais, essa diferença é decisiva.

2. O aumento da atratividade da energia solar tende a ampliar os pedidos de conexão

Contas mais elevadas, calor intenso e insegurança tarifária fortalecem a procura por sistemas fotovoltaicos.

A consequência provável é uma concentração de novas solicitações de orçamento de conexão, especialmente em regiões com elevada irradiação solar e forte presença de geração compartilhada.

Alimentadores que já apresentam baixa capacidade de hospedagem podem atingir seus limites com maior rapidez. Nesse ambiente, projetos tecnicamente bem estruturados, precedidos de análise da rede e acompanhados por suporte jurídico adequado, tendem a apresentar maior capacidade de reação diante de exigências, restrições ou negativas.

A venda não pode mais começar pela assinatura do contrato comercial.

Deve começar pela análise da viabilidade regulatória e elétrica do projeto.

Essa mudança de abordagem reduz o risco de vender um sistema que não poderá ser conectado nas condições prometidas, evita conflitos com o cliente e permite avaliar, antes da contratação, alternativas como redução de potência, alteração do ponto de conexão, armazenamento ou limitação de exportação.

3. Eventos extremos podem afetar obras, vistorias e prazos

Na Região Sul, as projeções indicam maior probabilidade de chuvas acima da média.

Essa previsão não significa que haverá, necessariamente, enchentes em todas as localidades. Contudo, precipitações persistentes podem aumentar a umidade dos solos e tornar determinadas áreas mais sensíveis a inundações, enxurradas e deslizamentos quando ocorrerem episódios intensos de chuva.

Danos à rede, reconfigurações emergenciais, deslocamento de equipes e priorização do restabelecimento do serviço podem repercutir nos prazos de análise, execução de obras, vistoria e conexão.

Por isso, contratos de venda, implantação, locação e gestão de usinas devem disciplinar expressamente os efeitos de atrasos decorrentes de eventos climáticos, indisponibilidade da rede e atos da distribuidora.

Não basta classificar qualquer ocorrência climática como força maior. O contrato precisa definir os deveres de comunicação, documentação, mitigação, reprogramação, suspensão de obrigações e eventual recomposição do cronograma.

O sistema precisa de geração, mas a rede pode não suportar a conexão local

Se o calor eleva o consumo e a menor disponibilidade hídrica pressiona a oferta, seria natural concluir que o sistema deveria absorver toda nova geração solar.

Essa conclusão pode ser válida no plano energético geral, mas não resolve o problema elétrico local.

A possibilidade de conexão depende das características do alimentador, da posição elétrica da unidade, do perfil das cargas existentes, da potência dos demais geradores, da tensão da rede, dos equipamentos instalados e das condições operativas da subestação.

A geração distribuída pode ser benéfica para o sistema e, simultaneamente, provocar dificuldades em um trecho específico da rede.

Essa distinção precisa ser preservada.

O aumento do consumo em uma área urbana não absorve necessariamente a injeção de uma usina conectada a outro alimentador, especialmente quando o empreendimento está localizado em uma região rural ou periférica de baixa carga.

O ar-condicionado utilizado em uma capital não elimina a inversão de fluxo em uma rede rural situada a centenas de quilômetros de distância.

Por outro lado, também não é correto utilizar a situação de um alimentador rural de baixa carga para concluir que a geração distribuída, em termos gerais, agrava o sistema.

O conflito é essencialmente locacional.

Projetos próximos aos centros de consumo, com maior simultaneidade entre geração e carga, podem produzir efeitos muito diferentes daqueles instalados em regiões escolhidas apenas pelo baixo custo do terreno ou pela disponibilidade de área.

Esse cenário pode alterar a própria lógica comercial do mercado. Em determinadas regiões, projetos menores, distribuídos em áreas urbanas ou próximas a cargas comerciais e industriais, podem apresentar maior viabilidade regulatória do que grandes usinas concentradas em alimentadores rurais.

A geração solar, isoladamente, não resolve todos os desafios operacionais. Ainda assim, a existência de limitações locais não autoriza que a negativa de conexão se transforme em mecanismo permanente de gestão da rede.

O problema exige soluções técnicas, planejamento e investimentos compatíveis com a expansão dos recursos energéticos distribuídos.

O problema exige um recorte regional

A negativa precisa ser técnica, atual e verificável

Negar a conexão em razão de inversão de fluxo não é, por si só, ilegal.

A irregularidade surge quando a distribuidora apresenta uma conclusão genérica, não fornece os elementos necessários para sua compreensão, deixa de avaliar alternativas ou converte uma limitação circunstancial em impedimento sem perspectiva de solução.

A distribuidora deve demonstrar, entre outros aspectos:

• qual trecho da rede apresenta a restrição;
• quais dados de carga e geração foram utilizados;
• qual período histórico foi considerado;
• quais cenários operativos foram simulados;
• qual critério de contingência foi adotado;
• quais grandezas técnicas ultrapassaram os limites admissíveis;
• se a carga foi considerada em patamar mínimo, médio ou máximo;
• quais geradores existentes e futuros foram incluídos;
• se os pedidos protocolados, mas ainda não conectados, foram considerados;
• se foram avaliadas alternativas de conexão;
• se é possível limitar a potência de injeção;
• quais reforços seriam necessários;
• qual o custo estimado das obras;
• se existe planejamento ou cronograma de expansão para o local.

Quanto mais severa for a restrição imposta ao consumidor, maior deve ser a densidade técnica da fundamentação.

Um estudo baseado em perfil de carga inadequado, dados não identificados ou premissas desconectadas da operação real do alimentador pode ser questionado administrativa ou judicialmente.

O El Niño não afasta automaticamente uma restrição de rede. Contudo, reforça a necessidade de que os estudos considerem cenários atualizados de consumo, temperaturas extremas, crescimento da demanda e transformação da curva de carga.

Também é necessário distinguir uma impossibilidade técnica efetiva de uma dificuldade solucionável mediante obras, reconfiguração da rede ou limitação da potência exportada.

Se a restrição pode ser superada, a distribuidora deve indicar como, em quanto tempo e mediante quais custos.

Precisamos gerenciar a geração, não apenas bloqueá-la

Diante de uma restrição técnica comprovada, a resposta regulatória não deveria se limitar ao indeferimento do pedido.

Sob a ótica da proporcionalidade, a negativa integral somente se justifica quando medidas menos restritivas forem tecnicamente inviáveis ou insuficientes.

Antes de impedir a conexão, a distribuidora deve demonstrar que avaliou alternativas capazes de preservar a segurança da rede com menor sacrifício ao acesso do consumidor.

Uma política moderna de distribuição deve considerar soluções como:

• limitação fixa da potência injetada;
• limitação dinâmica conforme as condições da rede;
• inversores inteligentes;
• sistemas de controle de exportação;
• operação zero-grid, quando tecnicamente adequada;
• armazenamento na unidade consumidora ou na rede;
• reconfiguração de alimentadores;
• reforço de transformadores e condutores;
• conexão em ponto alternativo;
• redução ou fracionamento da potência do projeto;
• gestão coordenada de recursos energéticos distribuídos;
• divulgação da capacidade de hospedagem da rede;
• cronogramas públicos e verificáveis de expansão.

O próprio estudo de integração ONS-DSO reconhece que os recursos energéticos distribuídos podem prestar serviços relacionados a controle de frequência e tensão, atendimento à ponta, restabelecimento do sistema e gestão de congestionamentos. Para isso, são necessárias regras, incentivos econômicos, medição, comunicação e maior coordenação entre o ONS e as distribuidoras.

Isso altera a posição regulatória da geração distribuída. Ela deixa de ser vista apenas como uma fonte que precisa ser tolerada pela rede e passa a ser tratada como recurso que pode contribuir para sua operação.

A incapacidade presente da rede não pode ser utilizada como justificativa definitiva para não modernizá-la.

Gerenciar o crescimento da geração é função inerente à atividade de distribuição. Quando o bloqueio se torna a resposta recorrente, a deficiência da infraestrutura deixa de ser um problema transitório e passa a operar como barreira permanente à expansão do mercado.

O marco regulatório já aponta nessa direção

O Decreto nº 12.068/2024 regulamentou a licitação e a prorrogação das concessões de distribuição e condicionou sua renovação à prestação adequada do serviço e à aceitação das novas obrigações previstas nos termos aditivos.

O novo modelo estabelece compromissos imediatos com metas de qualidade e eficiência na recomposição do serviço. As diretrizes governamentais para as novas concessões também incorporam medidas destinadas à redução da vulnerabilidade e ao aumento da resiliência das redes diante de eventos climáticos extremos.

A Portaria Normativa MME nº 111/2025, por sua vez, estabeleceu diretrizes gerais para estimular a digitalização gradual das redes e do serviço de distribuição de baixa tensão. A modernização inclui maior capacidade de medição, produção de dados, automação e identificação de falhas, elementos essenciais para o gerenciamento de fluxos bidirecionais.

Em 8 de maio de 2026, foram assinados 14 contratos, envolvendo 16 distribuidoras em 13 estados, com previsão de aproximadamente R$ 130 bilhões em investimentos na distribuição de energia elétrica até 2030. As concessionárias alcançam cerca de 41,8 milhões de famílias.

A ANEEL também vem desenvolvendo iniciativas regulatórias voltadas à resiliência das redes diante de eventos climáticos extremos, incluindo debates sobre prevenção, detecção, resposta e recomposição do serviço. A agenda regulatória atualmente vigente é a do biênio 2026-2027.

Esse movimento confirma uma mudança de paradigma.

A distribuidora do futuro não será responsável apenas por conduzir energia em uma direção. Deverá administrar consumidores que também geram, armazenam, controlam e deslocam seu consumo.

Uma rede incapaz de conhecer sua capacidade de hospedagem, oferecer alternativas técnicas e gerenciar fluxos bidirecionais ainda não está plenamente adaptada à transição energética.

Cabe à ANEEL transformar os objetivos gerais de modernização em regras operacionais mais claras, especialmente quanto a:

• critérios mínimos para os estudos de inversão de fluxo, além do Manual ANEEL para Estudos;
• transparência dos dados utilizados;
• divulgação da capacidade de hospedagem dos alimentadores;
• avaliação obrigatória de alternativas;
• prazos para realização de reforços;
• regras para limitação de injeção;
• remuneração de serviços de flexibilidade;
• integração de armazenamento e inversores inteligentes;
• acompanhamento dos investimentos das concessionárias.

A renovação contratual e a previsão de investimentos não bastam por si. É necessário que os recursos produzam redes mais observáveis, flexíveis e capazes de integrar geração, armazenamento e resposta da demanda.

Os riscos jurídicos para quem vende e investe

Enquanto a regulação não acompanha integralmente essa transformação, parte relevante do risco permanece com integradores, investidores, gestores e consumidores.

Venda concluída e conexão negada

Quando o contrato de venda ou implantação não contém condição suspensiva relacionada à aprovação do orçamento de conexão, a negativa da distribuidora pode gerar pedidos de rescisão, devolução de valores, perdas e danos e discussão sobre responsabilidade pela viabilidade do projeto.

A aprovação da conexão não pode ser tratada como simples formalidade posterior à venda.

O contrato deve estabelecer:

• quais etapas podem ser executadas antes da aprovação;
• quais valores remuneram serviços já realizados;
• quem suporta os custos dos estudos e projetos;
• o que ocorre em caso de aprovação com restrições;
• se o cliente pode aceitar redução de potência;
• em quais hipóteses haverá devolução de valores;
• como será tratada eventual demora da distribuidora.

Promessa de geração

Propostas comerciais que prometem quantidade fixa de energia mensal, sem considerar sazonalidade, degradação, indisponibilidade, sombreamento e variabilidade climática, criam risco jurídico desnecessário.

As projeções devem indicar as premissas adotadas e, quando pertinente, trabalhar com cenários probabilísticos, como P50 e P90, sem transformar estimativas em garantia absoluta de resultado.

Também é recomendável separar:

• estimativa de geração;
• garantia de desempenho dos equipamentos;
• disponibilidade contratual;
• economia financeira projetada;
• fatores externos que não estão sob controle do integrador.

Aumento de potência sem regularização

A ampliação da potência instalada sem a correspondente atualização do procedimento de conexão pode desencadear fiscalização, exigência de adequação, eventual suspensão da compensação de energia e lavratura de Termo de Ocorrência e Inspeção.

Além do debate sobre a validade formal e material de cada TOI, a distribuidora poderá sustentar que o aumento não informado alterou as condições anteriormente analisadas e agravou a injeção local.

O integrador que executa a ampliação sem orientar o consumidor sobre a necessidade de regularização pode ser incluído na controvérsia.

A orientação técnica e regulatória deve ser documentada antes da instalação.

Usinas de investimento

Contratos de locação, arrendamento, operação, gestão e cessão de créditos frequentemente não definem quem suporta a perda de receita causada por:

• limitação de injeção;
• curtailment;
• indisponibilidade da rede;
• atraso da conexão;
• restrição superveniente;
• obras de reforço;
• redução de geração por evento climático;
• alteração regulatória;
• suspensão da compensação;
• atuação da distribuidora ou do ONS.

Sem uma matriz expressa de riscos, o conflito entre proprietário, investidor, gestor, integrador e consumidor é previsível.

O contrato deve definir, no mínimo:

• quais eventos são riscos do proprietário;
• quais são riscos do operador ou gestor;
• quais são riscos regulatórios;
• quais perdas são compartilhadas;
• se existe remuneração mínima garantida;
• como será apurada a energia frustrada;
• quais são os deveres de mitigação;
• quando haverá revisão econômica;
• em quais hipóteses o contrato poderá ser suspenso ou encerrado.

Checklist jurídico para o ciclo El Niño 2026-2027

Bloquear a MMGD não pode ser a única resposta

O El Niño 2026-2027 expõe uma contradição importante.

Enquanto o setor elétrico busca mais resiliência, modernização e segurança de suprimento, parte das redes de distribuição ainda responde ao crescimento da geração distribuída com restrições pouco transparentes e sem alternativas concretas de conexão.

O desafio regulatório não é escolher entre geração distribuída e segurança da rede, mas construir uma infraestrutura capaz de conciliar ambas.

Isso exige estudos atualizados, transparência, gestão ativa dos fluxos, investimentos e cronogramas verificáveis de expansão.

Integradores, investidores e gestores de usinas não precisam aguardar passivamente o amadurecimento da regulação. Projetos tecnicamente mais inteligentes, contratos bem estruturados e contestações qualificadas de negativas genéricas podem transformar a atual restrição em vantagem competitiva.

Atua com vendas de energia solar, geração compartilhada ou usinas de investimento? A revisão preventiva dos contratos e dos orçamentos de conexão pode evitar que uma limitação técnica se transforme em prejuízo jurídico e financeiro.

Fontes

1. Painel El Niño 2026-2027, Boletim Mensal nº 1, junho de 2026. Publicação conjunta de INMET, INPE, ANA, CEMADEN, Serviço Geológico do Brasil e Defesa Civil Nacional.

2. Operador Nacional do Sistema Elétrico, NT-ONS DPL 0093/2024. Avaliação dos Impactos do Horário de Verão na Carga dos Subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, setembro de 2024.

3. ONS, Projeto Integração ONS-DSO. Relatório “Caracterização de suprimento de serviços pelos recursos energéticos distribuídos”. Disponível em: https://www.ons.org.br/AcervoDigitalDocumentosEPublicacoes/Relat%C3%B3rio%202A%20-%20Caracteriza%C3%A7%C3%A3o%20dos%20Servi%C3%A7os%20-%20Integra%C3%A7%C3%A3o%20ONS-DSO.pdf

4. Decreto nº 12.068, de 20 de junho de 2024. Regulamenta a licitação e a prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica. Disponível em: https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2023-2026/2024/decreto/d12068.htm

5. Portaria Normativa MME nº 111, de 2025. Estabelece diretrizes para digitalização gradual das redes e do serviço de distribuição de baixa tensão. Disponível em: https://www.gov.br/mme/pt-br/acesso-a-informacao/legislacao/portarias/2025/portaria-normativa-mme-n-111-2025.pdf/view

6. Governo Federal, 8 de maio de 2026. Anúncio da assinatura de 14 contratos, envolvendo 16 distribuidoras em 13 estados, com previsão de R$ 130 bilhões em investimentos até 2030. Disponível em: https://www.gov.br/planalto/pt-br/acompanhe-o-planalto/noticias/2026/05/presidente-lula-anuncia-r-130-bilhoes-em-distribuicao-de-energia-e-reforca-ampliacao-do-luz-para-todos

7. Marsh Brasil, julho de 2026. “Fenômeno El Niño 2026: o que esperar e como se preparar para os possíveis impactos no Brasil”. Material informativo elaborado com base em fontes oficiais.