Mais raios, El Niño forte e uma rede que demora a voltar: o que muda para quem opera cargas críticas

Dados do INPE, do INMET, da NOAA, da ANEEL e do ONS mostram por que a continuidade de energia não pode
depender apenas da rede pública, e porque proteção, manutenção e monitoramento precisam ser tratados como um único sistema.

Por Rodrigo Graziadei | Cofundador e Diretor Executivo da Logmaster

O cenário mundial em 2025

Um levantamento da Aplicaciones Tecnológicas (AT3W) contabilizou cerca de 2,01 bilhões de eventos de raio no planeta em 2025. Publicado em 27 de agosto de 2026, o estudo utilizou dados de satélite da NASA. O total inclui descargas entre nuvens e entre nuvem e solo¹.

Entretanto, os números regionais mostram que a atividade elétrica oscila. Nos Estados Unidos, foram 251,8 milhões de eventos, cerca de 20% acima de 2024. Na Europa, ocorreu o contrário. A região registrou aproximadamente 1,23 milhão de descargas nuvem-solo, contra mais de 1,97 milhão no ano anterior¹.

Por isso, tendências precisam ser avaliadas em séries longas. É justamente esse acompanhamento que o INPE realiza no Brasil.

Brasil: entre os três países com mais raios do mundo

Segundo o Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais (INPE), o Brasil está entre os três países com maior incidência de raios. O grupo também inclui a República Democrática do Congo e os Estados Unidos.

Na média dos últimos dez anos, o território brasileiro recebeu entre 100 e 150 milhões de descargas por ano. Essa variação depende da técnica de detecção utilizada².

Além disso, as séries históricas do instituto indicam aumento da atividade elétrica das tempestades. Esse acompanhamento reúne mais de duas décadas de dados.

Aquecimento global e impactos na rede elétrica

As estimativas atualizadas associam cada 1 °C de aquecimento médio global a um aumento de 15% a 40% na incidência de raios. Mantido o ritmo atual de aquecimento, a média brasileira pode alcançar ou superar 200 milhões de raios anuais até 2100².

A faixa é ampla porque outros fatores também interferem nesse processo. Entre eles estão o desmatamento, a poluição atmosférica e o crescimento urbano.

Para quem depende de energia, as consequências são diretas. O INPE aponta danos às linhas de transmissão e distribuição, avarias em equipamentos e interrupções do fornecimento².

No Brasil, redes de sensores detectam essas descargas. Uma delas é a RINDAT, formada pela integração de sistemas operados por concessionárias e pelo INPE³.

El Niño 2026–2027: atenção redobrada no Sul

O primeiro boletim conjunto de monitoramento do El Niño foi divulgado em 29 de junho de 2026. Participaram INMET, INPE, ANA, Cemaden, SGB e Defesa Civil Nacional.

Naquele momento, o documento já identificava o padrão típico do fenômeno na temperatura do Pacífico. Também indicava probabilidade superior a 90% de permanência até, pelo menos, o início de 2027⁴.

Posteriormente, o segundo boletim elevou essa probabilidade a 100%. Além disso, apontou grande chance de intensidade muito forte entre a primavera e o verão⁵.

O que indicam as atualizações

O Boletim Agroclimatológico de outubro do INMET reforça esse cenário. O documento cita probabilidade de 100% de El Niño no trimestre outubro–dezembro. Também destaca tempestades, vendavais e granizo, mais frequentes sob o fenômeno⁶.

Na atualização de 8 de outubro, o Centro de Previsão Climática da NOAA apresentou outra estimativa. A chance de o índice RONI alcançar ou superar +2,5 °C entre outubro e dezembro era de 83%. Segundo a atualização, um El Niño forte a muito forte seria provável até março de 2027⁷.

Os efeitos variam conforme a região

No Sul, a tendência é de chuva acima da média e temporais mais frequentes. Por outro lado, Norte, Centro-Oeste, Nordeste e parte do Sudeste tendem a enfrentar estiagem⁵.

A MetSul situa o período mais crítico para o Sul entre o segundo semestre de 2026 e o primeiro de 2027. Já em julho, alertava para uma grande onda de tempestades. A previsão incluía chuva excessiva, muitos raios, granizo e vendavais destrutivos⁹ ¹⁰.

Contudo, as fontes consultadas não quantificam um aumento nacional de raios causado pelo El Niño. O risco elétrico resulta da combinação de temporais, descargas atmosféricas, vendavais e inundações. Também envolve a queda de árvores sobre a rede, sobretudo na Região Sul.

A rede melhora, mas eventos extremos prolongam as interrupções

Segundo a ANEEL, o consumidor brasileiro ficou, em média, 9 horas e 18 minutos sem energia em 2025. O resultado representa uma leve redução em relação a 2024.

Além disso, a frequência de interrupções caiu de 4,89 para 4,66 por consumidor⁸. Esses avanços merecem reconhecimento. Entretanto, a média não descreve o que acontece durante um grande temporal.

No mesmo ranking, a Equatorial CEEE apresentou o pior desempenho entre as distribuidoras de grande porte. Na sequência, apareceram Equatorial Goiás, Cemig e Enel São Paulo⁸.

São Paulo: dias até a normalização

Em outubro de 2024, um temporal com ventos de cerca de 107 km/h afetou 3,1 milhões de clientes da Enel. A distribuidora levou aproximadamente seis dias para normalizar o atendimento aos afetados¹¹.

Segundo o diretor-geral da ANEEL, a empresa mobilizou menos equipes do que o evento exigia¹². Além disso, a região já havia enfrentado interrupções de até quatro dias em novembro de 2023¹³.

Portanto, operações críticas precisam considerar a possibilidade de falhas prolongadas no fornecimento.

Rio Grande do Sul: impactos em serviços essenciais

Em Porto Alegre, o temporal de 16 de janeiro de 2024 afetou o fornecimento de energia e de água. Três dias depois, 81 mil clientes da CEEE Equatorial ainda estavam sem energia.

Ao mesmo tempo, cerca de 157 mil moradores estavam sem água. Isso ocorreu porque estações de bombeamento do DMAE também perderam a alimentação elétrica¹⁴. O episódio mostra como uma interrupção pode comprometer outros serviços essenciais.

Em setembro daquele ano, outro temporal atingiu o Rio Grande do Sul, com ventos de 122 km/h. No pico, cerca de 223 mil consumidores ficaram sem energia.

A distribuidora explicou que temporais sucessivos provocam novas quedas em pontos já restabelecidos. Assim, esses locais retornam à fila de atendimento¹⁵. Essa dinâmica dificulta a recuperação durante períodos de tempestades em sequência.

Falhas na transmissão também afetam a continuidade

Em agosto de 2023, o desligamento da linha Quixadá–Fortaleza II contribuiu para uma interrupção de grande alcance. O evento também envolveu desempenho insuficiente dos controles de tensão de usinas eólicas e solares.

A interrupção atingiu cerca de 19 mil MW, aproximadamente 27% da carga do sistema naquele momento. Ao todo, afetou 25 estados e o Distrito Federal¹⁶.

Além disso, o ONS identificou falhas na transmissão e na distribuição que atrasaram a retomada. Como resultado, determinou providências para 122 agentes do setor¹⁷.

A escassez de profissionais dificulta o restabelecimento

O tempo de recuperação depende das equipes disponíveis em campo. Entretanto, o próprio setor reconhece a falta de mão de obra especializada.

Empresas apontam escassez de eletricistas, instrumentistas e especialistas em sistemas elétricos. Essa limitação afeta tanto os cronogramas de obras quanto a confiabilidade operacional do Sistema Interligado Nacional¹⁸.

O problema também aparece no cenário mundial. A Agência Internacional de Energia (IEA) inclui eletricistas e trabalhadores de linhas de transmissão entre as funções mais difíceis de preencher¹⁹.

Por isso, distribuidoras como a Enel passaram a manter programas próprios de formação de eletricistas²⁰.

Para o usuário final, a consequência é direta. Durante um evento regional, milhares de chamados disputam as equipes das concessionárias e dos prestadores privados.

Assim, quem depende de atendimento técnico precisa definir previamente as condições de suporte. O momento de resolver essa necessidade é na contratação, antes da ocorrência.

Proteção de cargas críticas: o que verificar agora

Hospitais, centros de dados, telecomunicações e saneamento dependem da continuidade de energia. O mesmo vale para indústrias de processo contínuo e outras operações com alto custo de parada.

Por isso, essas organizações precisam revisar uma premissa comum de projeto: a expectativa de que toda interrupção será curta. Os episódios apresentados mostram que algumas falhas duram dias.

Comprove a autonomia das baterias

A revisão deve começar pela autonomia real do sistema. Afinal, as baterias perdem capacidade com o tempo e com a temperatura.

Portanto, ensaios periódicos precisam comprovar o tempo de funcionamento disponível. A especificação original, sozinha, não demonstra a autonomia atual.

Teste nobreak, gerador e transferência em conjunto

Outro ponto essencial é a integração entre nobreak, gerador e chave de transferência. Esses equipamentos precisam ser testados em conjunto e sob carga.

Além disso, o gerador deve assumir a alimentação antes do fim da autonomia das baterias. Dessa forma, o teste verifica o funcionamento de toda a cadeia de energia.

Revise a proteção contra descargas e surtos

O nobreak não substitui o sistema de proteção contra descargas atmosféricas previsto na ABNT NBR 5419. Também não substitui dispositivos de proteção contra surtos coordenados e um aterramento verificado.

Mesmo uma descarga próxima pode induzir sobretensões. Esses efeitos atingem tanto a rede de alimentação quanto os cabos de sinal.

Por isso, a proteção de cargas críticas exige uma avaliação integrada da instalação.

Ajuste a manutenção e formalize o atendimento

A periodicidade da manutenção deve acompanhar a criticidade da operação. Quanto maior o custo da parada, menor deve ser o intervalo entre inspeções.

Além disso, é necessário manter peças de reposição críticas disponíveis. Essa preparação ajuda a reduzir o tempo de recuperação.

Por fim, os contratos precisam definir o tempo de resposta e as condições de atendimento. A disponibilidade de equipe deve contemplar os eventos regionais, quando a demanda aumenta e os profissionais ficam mais disputados.

Monitoramento remoto: agir antes da parada

Proteção e manutenção reduzem a probabilidade de falha. Já o monitoramento remoto reduz o intervalo entre o surgimento de um problema e a ação corretiva.

É nesse ponto que entra o LogBlueWeb, sistema da Logmaster para monitoramento remoto de sistemas de energia. Com ele, os equipamentos passam a ser acompanhados à distância, de forma contínua.

Assim, a equipe deixa de depender apenas da visita técnica ou da ocorrência de uma pane para conhecer o estado do sistema.

Essa visibilidade permite identificar desvios, antecipar intervenções e direcionar a manutenção. Consequentemente, os recursos podem ser concentrados nos pontos que precisam de atenção.

Monitoramento precisa de gestão

Entretanto, o resultado depende de uma rotina bem definida. Os alarmes precisam ter responsáveis pelo atendimento. Além disso, os dados exigem análise e um plano de manutenção adequado à criticidade de cada cliente.

Sem esses cuidados, o monitoramento oferece informação, mas não garante uma resposta.

Por isso, a combinação de acompanhamento contínuo, gestão dos alarmes e manutenção periódica fortalece a confiabilidade do sistema. Em períodos de temporais sucessivos, essa organização também ajuda a priorizar equipes e intervenções.

Preparação para interrupções prolongadas

Os dados apresentados reforçam a necessidade de preparação. O Brasil já está entre os países com maior incidência de raios e apresenta aumento da atividade elétrica nas tempestades.

Além disso, o cenário descrito para o El Niño mantém o Sul em atenção. Ao mesmo tempo, eventos extremos mostram que a recuperação da rede pode levar dias.

A escassez de profissionais acrescenta outra dificuldade ao restabelecimento. Portanto, a proteção de cargas críticas precisa considerar autonomia, integração dos equipamentos e disponibilidade de atendimento.

Para quem depende de energia, a preparação deve acontecer antes da interrupção. Ensaios, manutenção e monitoramento permitem verificar se a infraestrutura está pronta para responder quando ela ocorrer.

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