A continuidade dos serviços de distribuição de energia elétrica no Brasil é medida por dois indicadores denominados DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora-tempo) que é, em média no ano que cada unidade consumidora ficou sem energia elétrica) e FEC (Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora-número de interrupções ocorridas que é, em média no ano que cada unidade consumidora ficou sem energia elétrica), apurados pela Agência Nacional de Energia Elétrica-ANEEL. A distribuidora de Mato Grosso em 2024 teve um DEC global de 15,12 horas, superior em 47,6% à média nacional que foi de 10,24 horas, e um FEC global de 6,49 vezes, superior em 32,7% à média nacional que foi de 4,89 vezes.
Mas, e como anda o tempo médio de atendimento nas ocorrências emergenciais com falta de energia? Além dos indicadores anteriores, outro importante indicador estabelecido e acompanhado pela ANEEL é relativo ao atendimento às ocorrências emergenciais pelas distribuidoras. São indicadores que mostram o registro do tempo decorrido em cada etapa do processo de atendimento, desde o conhecimento da reclamação até a solução do problema.
Para cada ocorrência emergencial, são registrados os indicadores individuais Tempo de Preparação (TP), Tempo de Deslocamento (TD) e Tempo de Execução (TE), em minutos. O TP é o intervalo compreendido entre o conhecimento da existência de uma ocorrência emergencial e o instante da autorização para o deslocamento da equipe de emergência. O TD consiste no intervalo entre o instante da autorização para o deslocamento da equipe de emergência até o instante de chegada o local da ocorrência. Já o TE é o intervalo compreendido entre o instante de chegada ao local da ocorrência até a solução do problema e consequente encerramento da ocorrência. A soma dos três indicadores supramencionados consiste no Tempo de Atendimento à Ocorrência Emergencial (TAE).
| Brasil | TMP-minutos | TMD-minutos | TME-minutos | TMAE-minutos |
| 2015 | 286,35 | 39,15 | 52,28 | 377,79 |
| 2024 | 393,58 | 39,80 | 63,56 | 496,95 |
| Variação 2024/2025 | +39,4% | +1,7% | +21,6% | +31,5% |
Fonte: ANEEL-tempos médios em minutos
| Mato Grosso | TMP-minutos | TMD-minutos | TME-minutos | TMAE-minutos |
| 2015 | 294,21 | 31,58 | 32,78 | 358,56 |
| 2024 | 547,04 | 34,99 | 31,11 | 613,14 |
| Variação2024/ 2015 | +85,9% | +10,9% | -5,3% | +71,0% |
Fonte: ANEEL-tempos médios em minutos
Observa-se nos quadros comparativos acima de dez anos (2024 com 2015) uma certa estabilidade nos tempos médios de deslocamento (TMD) e de execução (TME), porém um aumento considerável nos tempos de preparação (TMP) com Mato Grosso tendo uma variação de cerca de 85,9% e no país 39,4%. Este tempo médio de preparação como descrito anteriormente é o intervalo compreendido entre o conhecimento da existência de uma ocorrência emergencial e o instante da autorização para o deslocamento da equipe de emergência. E é aí que reside o principal problema. Este tempo impactou muito no tempo médio de atendimento à ocorrências emergenciais-TMAE que é a soma de todos os tempos médios (TMP+TMD+TME), com Mato Grosso tendo uma variação de cerca de +71,0% e no país +31,5%. O TMAE em Mato Grosso em 2024 foi de 613,14 minutos ou cerca de 10 horas e 13minutos, acima da média do país que foi de 496,95 minutos ou cerca de 8 horas e 16 minutos. Se consideramos a realidade específica na área rural aí este tempo é muito mais elevado e é onde reside grande parte da insatisfação dos consumidores atualmente, tanto no estado quanto no país.
Mas, e como as distribuidoras podem dar uma boa resposta a seus clientes frente a contingências no sistema elétrico? Dar uma boa resposta significa maiores investimentos, melhor estrutura de atendimento com melhores tecnologias. Como equilibrar o custo da tarifa com um atendimento de excelência? O aumento considerável no tempo de resposta das empresas nas reclamações de interrupção no fornecimento de energia no país e em Mato grosso é um assunto que merece uma reflexão principalmente em tempos de renovação de concessões e aumento dos eventos climáticos extremos. Em São Paulo sob concessão da ENEL, fortes chuvas deixaram milhões de pessoas sem energia por vários dias em três grandes eventos em novembro de 2023, outubro de 2024 e agora mais recentemente em dezembro de 2025.
De forma bem básica dois fatores devem ser controlados para uma boa resposta pelas distribuidoras. Primeiramente as suas ações estruturais tanto técnicas quanto operacionais para reduzir o número de ocorrências e havendo uma interrupção, a sua resposta deve ser de forma a resolver no prazo mais curto possível. Tem se falado muito atualmente e se utilizado do termo “Redes Resilientes”. O Professor Edvaldo Santana da UFSC-Universidade Federal de Santa Catarina, recentemente em publicação no Linkedin-“O risco do atalho da força-maior”, ao invés deste termo utilizou o atributo de “Redes Antifragilidades”, ou seja, os problemas não podem ficar se repetindo e se resolvendo, se repetindo e se resolvendo, persistindo nesta lógica. Então o que pode ser feito para melhorar esta situação? No Brasil a duração anual está ordem 10,24 horas ou 614 minutos. Nos EUA, alguns países da Ásia e Europa a duração é muito menor, entre 30 e 60 minutos, porém com predominância de redes subterrâneas. E temos o maior índice de raios do mundo com redes aéreas, mais expostas, menos de 0,5% são subterrâneas e seria muito caro agora fazer seu enterramento com reflexos significativos no aumento da tarifa. A digitalização das redes num processo mais amplo faz parte de um conjunto de soluções tecnológicas onde precisam avançar mais rápido as smart grids (redes inteligentes) com tecnologias de auto-restabelecimento automático inteligente.
As redes inteligentes ou “smart grids” são soluções tecnológicas ainda limitada a poucas iniciativas no país e que podem contribuir para evitar os impactos sobre o fornecimento de energia. O planejamento da rede para suprir determinas áreas do sistema elétrico por mais de uma fonte ou circuito alimentador bem como a tecnologia de “self healing” ou recomposição inteligente automática (utilização de algoritmos para identificar o melhor conjunto de manobras a ser realizado automaticamente, priorizando restabelecer a maior carga possível de forma segura e estável) possuem menores custos se comparado para enterrar as redes, isolando de forma mais eficiente e rápida os locais da rede onde se fará necessário fazer intervenções, bem como suprindo por outros circuitos (fontes) o restante da rede inicialmente afetado para se restabelecer o fornecimento de energia elétrica e com isto reduzindo a quantidade de consumidores afetados. A solução de enterrar as redes também dever ser analisada caso a caso mediante uma análise consistente de benefícios x tarifa.
Também se faz necessário uma melhor integração e coordenação entre as distribuidoras, prefeituras, institutos climáticos, corpo de bombeiros, defesa civil, meio ambiente e outras entidades para planos de contingências e ações preventivas. Estamos num período de grandes incertezas no aspecto climático, onde eventos climáticos poderão ocorrer com mais frequência e intensidade, exigindo que as distribuidoras devam estar preparadas para se prevenirem e responderem mais rápido às demandas de continuidade do fornecimento de energia elétrica. E logicamente com a ampliação de equipes de emergência.
Complementarmente, deve-se se melhorar a comunicação com os consumidores, como aplicativos que informem o status das ocorrências em tempo real. A ANEEL em agosto de 2025 lançou uma ferramenta inovadora, a Plataforma RADAR dando um prazo para as distribuidoras se integrarem e que permitirá ao consumidor acompanhar as ocorrências de falta de energia em tempo real através de um aplicativo georreferenciado dando mais transparência e empoderamento ao consumidor o que sem dúvida forçará as distribuidoras a reduzirem seus tempos de restabelecimento. Este sistema, mais responsivo, beneficia tanto os consumidores quanto as distribuidoras.
O setor elétrico brasileiro numa realidade onde se depende cada vez mais de uma energia elétrica com qualidade, confiabilidade, preços justos e um futuro desafiador, necessita de ações concretas e integradas. Modernizar a infraestrutura da distribuição é um processo onde se demandam vultosos recursos financeiros e tempo, num cenário econômico delicado, porém deve ser implementado para então tornar as Redes “Anti-Frágeis” em função das ocorrências sobre às redes elétricas. É de se destacar a redução do tempo de duração das interrupções de energia em linhas de transmissão no país, que foi de 65 minutos em 2020, 33 minutos em 2024 e incríveis cerca de 25 segundos em 2025 conforme análise do Professor Edvaldo Santana da UFSC em publicação recente no Linkedin, mencionada anteriormente. Ressalta-se o feito extremamente positivo, mesmo com o aumento relevante das ocorrências associadas a eventos climáticos extremos, evidenciando uma mudança estrutural com incentivos regulatórios com penalização na indisponibilidade e foco na robustez que alteraram a forma de operar os sistemas de transmissão. Que a distribuição de energia possa trilhar caminho similar e que motivos atribuídos a força maior ou casos fortuitos não fazem mais sentido no “novo normal” pois podem levar a um certo conformismo, enfraquecendo a resposta e dificultando a evolução deste segmento de distribuição. O consumidor espera uma distribuidora forte na adversidade. É preciso avançar mais concretamente na distribuição de energia no país para uma satisfação maior dos consumidores.
Teomar Estevão Magri, Engenheiro Eletricista com MBA em Gestão de Negócios e Coordenador de Energia da SEDEC MT
