Resiliência e Regulação: como o arcabouço brasileiro trata (e ainda não trata) a resiliência na transmissão

Quem acompanha nossos artigos já conhece os vilões que derrubam torres e desligam linhas no Brasil. Hoje vamos olhar para o outro lado da equação: o que a regulação diz sobre tudo isso. Quando uma tempestade derruba uma torre, quem paga a conta? E quando uma transmissora investe na tentativa de evitar que uma torre caia, esse investimento é reconhecido? As respostas revelam um arcabouço em plena evolução.
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Resiliência entrou de vez na agenda regulatória

Se ainda havia dúvidas de que resiliência climática havia se tornado uma das prioridades do regulador, os últimos dois anos as eliminaram. Para se ter uma
ideia dos últimos encaminhamentos, depois das enchentes no Rio Grande do Sul e dos apagões prolongados em São Paulo, foi aberta a Consulta Pública ANEEL nº 32/2024, que culminou na publicação da REN nº 1.137/2025 em outubro de 2025, o primeiro normativo dedicado ao aumento da resiliência dos sistemas de distribuição e transmissão frente a eventos climáticos severos. Para as transmissoras, o normativo trouxe clareza e diretrizes a respeito dos planos de contingência, com requisitos mínimos, envio de alertas meteorológicos à ANEEL, treinamentos simulados anuais e a possibilidade de cessão emergencial de equipes e equipamentos entre empresas em situações de crise.

O movimento não é isolado: em abril de 2024 a EPE publicou estudo dedicado à resiliência e adaptação do setor elétrico às mudanças climáticas, incorporando projeções de clima ao planejamento de longo prazo. O ONS mantém páginas e salas de situação dedicadas a eventos extremos. E, além disso, os encontros sobre o El Niño de 2026, que resumimos aqui na newsletter, mostraram regulador, operador e agentes discutindo o tema lado a lado. Até a renovação das concessões de distribuição, assinada em 2026, incorporou obrigações explícitas referentes ao aumento de resiliência das redes. A direção é clara.

A pergunta que fica é: quais instrumentos econômicos sustentam essa direção?

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PVI: o mecanismo clássico

O principal incentivo econômico à resiliência na transmissão existe há décadas e se chama Parcela Variável (PV). A lógica é simples: a transmissora recebe sua Receita Anual Permitida (RAP) pela disponibilidade das instalações, não pela energia transportada e, quando uma função de transmissão (como uma linha ou transformador) fica indisponível, é aplicado sobre a RAP um desconto, proporcionalmente muito maior que o tempo de indisponibilidade (sobretudo nos
desligamentos não programados, via fator multiplicador Ko), a Parcela Variável por Indisponibilidade (PVI). Na prática, cada hora de indisponibilidade de um ativo de transmissão custa caro, e é esse custo que historicamente levou o setor aos altos índices de disponibilidade que conhecemos, acima de 99%.
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Mas repare no desenho: a PVI pune a indisponibilidade, mas não premia quem investe em evitá-la. O retorno de um investimento em resiliência, nesse modelo, é tão somente a PVI que você deixou de pagar, um cálculo que cada empresa faz internamente, sem reconhecimento do investimento. Guarde essa assimetria, porque ela explica quase tudo o que vem a seguir.

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A principal controvérsia: os excludentes de caso fortuito ou de força maior

Se a torre caiu por um evento absolutamente fora do controle da empresa, um caso fortuito ou de força maior, a regulamentação vigente e os contratos de
concessão preveem isenção da PVI. Porém, é aqui que mora o maior contencioso do segmento. Até 2018, eventos como queda de torre por sabotagem e desligamentos por queda de balão, desde que devidamente comprovados, eram apurados pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) e isentados com relativa
fluidez. A partir de então, o ONS, seguindo orientação da ANEEL, passou a adotar uma postura muito mais restritiva, levando os agentes a instaurarem processos administrativos junto à própria Agência. Os números impressionam: um estudo acadêmico recente publicado na Revista Debates em Economia Aplicada do IDP (Pessoa Cunha, 2025), que analisou os processos administrativos de pedidos de excludente de responsabilidade junto à ANEEL, entre 2016 e 2025, demonstrou que apenas 19% dos pedidos foram deferidos total ou parcialmente, com tempo médio de decisão de 415 dias. Nos pleitos por condições atmosféricas adversas, a taxa de sucesso cai para zero.

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Números como esses têm alimentado discussões no setor. Cresce entre os agentes a percepção de que critérios mais claros e objetivos para a isenção da PVI em casos de força maior são um elemento central de segurança jurídica: quando o risco é bem delimitado, cai a incerteza e, com ela, o custo de capital dos novos investimentos em transmissão.

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Reconhecimento (ou não) de investimentos em resiliência

E do lado do investimento? Aqui está a lacuna estrutural do arcabouço. Os caminhos existentes para incorporar investimento à RAP têm travas que não foram
pensadas considerando a necessidade de resiliência. Reforços entram na receita, mas quem os define é o planejamento setorial (ONS, EPE e MME), com lógica de necessidade sistêmica, como capacidade, tensão e curto-circuito, e não de vulnerabilidade climática do ativo. Melhorias de grande porte só geram receita adicional quando o ativo atinge o fim da vida útil regulatória: reforçar uma torre saudável para evitar o impacto de ventos extremos não gera acréscimo na RAP. E as melhorias de pequeno porte, onde se enquadram os sensores e monitoramento, praticamente não geram receita adicional para concessões licitadas.

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Na prática, a resiliência só entra na receita de carona: quando o ativo envelhece (como no POTEE Melhorias de Grande Porte, Ciclo 2025, aprovado pela ANEEL em março de 2026, que autorizou R$ 572,6 milhões para modernização e substituição de ativos que atingiram o fim da vida útil regulatória), ou via P&D regulado, que possibilita o financiamento de projetos-piloto em inovação. Aliás, foi por essa via que nasceu a jornada que originou a Resilion. O resultado é um modelo que, como resume o debate setorial, penaliza o erro, mas não premia quem se prepara.

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O que a ANEEL deixou para depois

A própria Agência reconhece que a REN 1.137/2025 foi só a primeira etapa, dedicada aos temas urgentes. Ficaram para uma segunda fase, com necessidade
de Análise de Impacto Regulatório (AIR) completa, justamente os temas econômicos: indicadores de resiliência, avaliação de riscos, monitoramento climático e incentivos econômicos. Também há uma sinalização importante no voto que aprovou a norma: a relatora, a diretora Agnes da Costa, indicou que a regulação brasileira pode evoluir para um modelo de planos de investimento em resiliência pré-aprovados, com análise de custo-benefício e possibilidade de remuneração adicional, caminho inspirado em experiências internacionais que premiam desempenho em resiliência.

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Até lá, dois processos merecem a atenção de quem opera na transmissão. O primeiro é a revisão das regras relacionadas à qualidade e à Parcela Variável,
prevista na agenda regulatória da ANEEL de 2026-2027. Esse é o terreno natural para amadurecer critérios mais objetivos relacionados aos excludentes de
responsabilidade advindos de eventos climáticos, ainda que o escopo final dependa da instrução em curso.

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O segundo é a regulamentação da licitação das concessões de transmissão vincendas, atualmente em discussão. Vale lembrar que, na distribuição, foi
justamente na repactuação dos contratos que as obrigações de resiliência entraram na equação, e novos contratos de concessão são o espaço natural para incorporar exigências desse tipo. Não há garantia de que o mesmo ocorra na transmissão, mas o precedente existe e merece ser discutido junto à sociedade.

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Conclusão

A regulamentação brasileira já reconhece a resiliência como prioridade, mas seus instrumentos econômicos ainda olham para trás: punem a falha, julgam o evento depois que ele acontece e remuneram o investimento apenas quando o ativo envelhece. A convergência entre a agenda declarada e os incentivos reais é a grande construção regulatória dos próximos anos, e ela vai depender de algo que hoje é escasso: dados granulares, auditáveis e traduzidos para a linguagem do regulador, do risco por ativo à métrica de vento que realmente afeta as estruturas. Na Resilion, acreditamos que essa é mais uma dimensão em que vale a nossa máxima: em um cenário regulatório em transformação, quem vê mais cedo, e mede melhor, decide melhor.

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