SUMÁRIO

Desde meados de 2020, o Sistema Elétrico Brasileiro tem passado grandes transformações, impulsionadas pelo rápido crescimento de instalações de geração renovável e, mais recentemente, pela expansão da conexão de grandes cargas ao Sistema Interligado Nacional (SIN), como data centers e projetos de hidrogênio verde. Essa nova realidade exige um acesso ampliado ao SIN, com discussões sobre a integração de demandas elevadas, como as de inteligência artificial e computação em nuvem, que podem alterar substancialmente a rede existente.

O planejamento da transmissão é crucial para antecipar expansões, assegurando capacidade para novas conexões sem comprometer a estabilidade do sistema. Investimentos em linhas de transmissão de alta tensão e subestações evitam gargalos, promovendo eficiência e reduzindo custos operacionais. O desafio consiste em alinhar a necessidade das grandes cargas com a entrada em operação dessas instalações, de modo a garantir o atendimento à demanda com segurança sistêmica e evitando investimentos desnecessários.

As alterações regulatórias ocorridas em 2025 refletem uma adaptação da política energética brasileira a um novo perfil de consumo, marcado pela concentração de carga e pela necessidade de maior coordenação entre regulação, planejamento e operação. Embora representem avanços importantes na mitigação de riscos sistêmicos e na previsibilidade do planejamento, essas mudanças também introduzem desafios relacionados à transição regulatória e à segurança jurídica dos investimentos, reforçando a relevância do debate proposto neste trabalho e contribuindo para a reflexão sobre a adequação do arcabouço regulatório frente à expansão de grandes consumidores, bem como ressaltando a importância do trabalho coordenado entre os diversos agentes do setor elétrico brasileiro.

A regulação da ANEEL e do Ministério de Minas e Energia deve evoluir para equilibrar os incentivos a investimentos privados com a segurança do sistema. Medidas como leilões de transmissão e políticas de diversificação de fontes fortalecem a resiliência do sistema, mitigando riscos de apagões e atendendo à crescente demanda.

PALAVRAS-CHAVE

Acesso ao SIN, Data Centers, Planejamento da Transmissão, Regulação, Segurança energética.

1 Introdução

Qualquer novo empreendimento de geração ou consumo somente pode se conectar ao Sistema Interligado Nacional (SIN) por meio do Processo de Acesso às Instalações de Transmissão. Esse processo é composto por diversas etapas técnicas e regulatórias, que visam viabilizar a conexão e o uso das instalações de transmissão, garantindo, ao mesmo tempo, o suprimento e a segurança sistêmica, sendo essencial para a viabilização de novos empreendimentos, tanto de consumo quanto de geração de energia elétrica no Brasil.

Em setembro de 2025, foi assinada a Medida Provisória (MP) nº 1.318/2025, posteriormente aprovada pela Câmara dos Deputados (fevereiro de 2026), com o objetivo de suspender impostos federais (II, IPI, PIS, COFINS e ICMS) na compra e importação de equipamentos e infraestrutura para data centers, tornando, assim, o Brasil mais atrativo para investimentos em infraestrutura digital [1]. Essa política, denominada “REData” (Regime Especial de Tributação para Serviços de Data Center), impulsionou o mercado de data centers e fez com que os pedidos de conexão à Rede Básica crescessem de forma significativa.

De acordo com Plano da Operação Elétrica de Médio Prazo no SIN, ciclo 2026/2030 (PAR/PEL 2025), em 2025 houve 67 pedidos (aceitos) de acesso de data centers, sendo que, destes, 32 foram destinados ao estado de São Paulo:

“Outro importante destaque no estado de São Paulo neste ciclo foi o crescimento exponencial do volume de solicitações de acesso para conexão de grandes cargas ao sistema de transmissão, sobretudo para conexão de Data Centers. Além das solicitações de acesso de Consumidores Livres na Rede Básica, o número de projetos de Data Centers nas redes de distribuição cresceu significativamente, o que tem refletido também em aumento expressivo das solicitações de aumento de MUST das distribuidoras do estado nas fronteiras com a Rede Básica” [2].

Esses empreendimentos precisam operar disponíveis 100% do tempo e necessitam de sistemas de resfriamento robustos, de forma que a energia elétrica pode representar mais de 60% do custo operacional do negócio [3]. Caracterizados por essa elevada demanda e por um perfil de consumo contínuo, diferem consideravelmente com o crescimento tradicional da carga ao qual o setor estava habituado.

Outra característica extremamente relevante e típica deste segmento é a necessidade de suprimento de energia em proporções exponencias, em curtos intervalos de tempo, o que torna o planejamento da infraestrutura muito desafiador. Por isso, o modelo do processo de acesso passou a apresentar limitações relevantes, especialmente no que se refere à alocação eficiente da capacidade disponível na rede de transmissão e aos prazos para disponibilização das infraestruturas necessárias ao atendimento destes grandes blocos de carga.

Em resposta a esses desafios, o ano de 2025 foi marcado por mudanças regulatórias que tiveram a intenção introduzir novos mecanismos para preencher essas lacunas e auxiliar o planejamento frente a essa nova realidade.

Diante desse contexto, esse trabalho busca analisar os impactos das alterações regulatórias implementadas a partir de 2025, motivadas pelo crescimento de consumidores de grande porte, avaliando seus efeitos sob a ótica do acessante.

2 Contextualização

Historicamente, o Sistema Interligado Nacional (SIN) não contava com muitos consumidores com demandas individuais de grande porte, como data centers e indústrias eletrointensivas.

Para fins de referência, com base em dados abertos da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), referente a julho de 2025, apenas 0,27% dos agentes consumidores apresentam demanda individual da ordem de 1.000 MW [4]. Dentre esses, destaca-se a Albrás, indústria do setor de alumínio, como o maior consumidor individual, com aproximadamente 830 MW

médios. Em seguida, destaca-se a Vale, do setor de mineração, com consumo aproximado de 654 MW, distribuídos em 25 unidades.

Nesse cenário, o modelo até então utilizado para a solicitação de conexão de grandes consumidores à Rede Básica mostrava-se adequado, pois não havia perspectiva de conexão de consumidores com demandas individuais superiores a 1 GW. Contudo, houve uma mudança significativa nesse panorama. Em um único ano, foram registradas 66 solicitações de novos acessos ou aumento de MUST, associados a novos empreendimentos de data centers (considerando conexões na transmissão, distribuição e DIT) para o estado de São Paulo, distribuídos de acordo com a Figura 1.

Figura 1: Quantidade de solicitações de acesso na Rede Básica (RB), rede DIT e pelas distribuidoras [5].

Essas solicitações implicam em uma elevação da potência demandada de aproximadamente 290 MW, em 2025, para cerca de 3500 MW projetados para 2030, conforme Figura 2.

Figura 2: Demanda da carga [MW] com base nas solicitações de acesso, até o ano de 2030 [5].

Conforme observado, esse novo perfil de consumo caracteriza-se por elevados níveis de demanda, influenciando diretamente a dinâmica de expansão dos sistemas de geração e transmissão. Nesse contexto, a disponibilidade de margem de escoamento e a capacidade da rede passam a ser fatores críticos para a emissão do Parecer de Acesso.

Esse cenário evidencia a necessidade de revisão das práticas e dos critérios de planejamento do sistema elétrico.

3 O Modelo Tradicional de Acesso ao SIN e as mudanças regulatórias

O acesso à transmissão é um aspecto crucial para garantir a integração eficiente de grandes consumidores no setor elétrico, considerando as condições técnicas, contratuais e regulatórias que asseguram a operação segura e econômica do sistema. Nesse sentido, a conexão desses consumidores está condicionada ao cumprimento de um processo regulatório específico.

Nos termos do Decreto nº 5.597 de 28 de novembro de 2005, consumidores atendidos em níveis de tensão iguais ou superiores a 230 kV podem acessar a Rede Básica por meio das seguintes opções: (i) distribuidora local; (ii) diretamente por meio de concessionárias de transmissão ou (iii) mediante a implantação de instalações próprias de conexão. Ainda segundo o decreto, o acesso deve ser precedido por:

“I - uma portaria do Ministério de Minas e Energia baseada em um relatório técnico, que deve considerar o critério de interconexão global mínima e custos de reforço da rede, bem como o alinhamento com o planejamento de expansão do setor para um horizonte mínimo de cinco anos; e

II - um parecer de acesso emitido pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)” [6].

Ou seja, a definição do ponto de conexão era formalizada por meio de portaria emitida pelo Ministério de Minas e Energia, com base no estudo de mínimo custo global (EMCG), cuja finalidade é avaliar, entre as alternativas possíveis, aquela que minimiza o custo total para o sistema, considerando os investimentos em infraestrutura e as perdas elétricas associadas.

Ressalta-se que o critério de mínimo custo global não reflete, necessariamente, a alternativa mais aderente aos interesses do consumidor, uma vez que sua finalidade é identificar a solução globalmente ótima sob a ótica do sistema elétrico. Ou seja, o estudo visa determinar em qual ponto do sistema a conexão de determinada carga provoca menor impacto ao SIN e à sua operação.

3.1. Resolução Normativa nº 1.122

A primeira grande alteração nesse processo ocorreu com a publicação da Resolução Normativa nº 1.122 da ANEEL, em 26 de maio de 2025 [7]. Nessa resolução, a ANEEL instituiu a obrigatoriedade do aporte da Garantia para Parecer de Acesso (GPA) e da Garantia para Celebração do Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (GPC) para consumidores.

Inicialmente, os valores dos aportes foram definidos como: GPA = 3 × EUST (exigida também para aumento de MUST) e GPC = 36 × EUST.

Na sequência, houve a publicação da Consulta Pública nº 23/2024 e a revisão do Módulo 5 – Acesso ao Sistema das Regras de Transmissão [8]. A introdução dessas garantias, caracterizadas como aportes financeiros, trouxe maior complexidade ao processo de acesso, ao mesmo tempo em que aumentou o nível de comprometimento dos agentes ao solicitarem conexão ao SIN.

Essa medida foi vista pelo setor como uma tentativa de reduzir as solicitações de acesso, uma vez que nem todos os consumidores teriam condições de dar continuidade ao processo.

Além disso, foi apresentada uma nova modalidade de garantia, a Garantia para Manifestação de Interesse por Capacidade Futura (GMI), que se destina aos agentes interessados em manifestar interesse por margem adicional futura.

“A solicitação só é válida para anos além do horizonte de contratação.

(...)

As manifestações de interesse vigentes e em conformidade com os requisitos têm prioridade de contratação de futuras margens que porventura sejam liberadas no POTEE, não tendo efeito para eventuais margens liberadas não associadas ao POTEE.

(...)

Quando da publicação de POTEE que viabilize margem futura, o ONS, de acordo com as definições dadas nos estudos de planejamento, deverá emitir aviso para os interessados com manifestações de interesse vigentes e em conformidade com seus requisitos solicitarem o acesso” [7].

Entretanto, a proposta da GMI deixou diversos pontos de incerteza quanto ao seu funcionamento, não estando plenamente claros os procedimentos para sua operacionalização. De todo modo, há dúvidas quanto à sua efetiva utilização, especialmente diante de alterações regulatórias posteriores.

3.2. Política Nacional de Acesso ao Sistema de Transmissão (PNAST)

Mesmo com a alteração regulatória que passou a exigir o aporte de garantias financeiras no processo de acesso ao SIN, na etapa do ONS, o MME ainda vinha emitindo diversas portarias que não davam continuidade do rito de acesso junto ao ONS.

Diante desse cenário, o MME articulou a publicação de um decreto com o objetivo de alterar o fluxo do processo como um todo e promover maior comprometimento na viabilização desses projetos.

Em 5 de dezembro de 2025, foi publicado o Decreto nº 12.772, que instituiu a Política Nacional de Acesso ao Sistema de Transmissão (PNAST) [9]. Essa política foi criada com o objetivo de organizar o acesso à Rede Básica do SIN, buscando equilibrar a crescente demanda por conexões de grandes cargas (como data centers) e novos empreendimentos de geração, além de mitigar riscos de sobrecarga e comportamentos especulativos na rede, que comprometiam a margem de escoamento real do sistema.

Nesse contexto, destacam-se como principais diretrizes da PNAST:

• Garantir o livre acesso viável, com prioridade para projetos aprovados;
• Ordenar as filas de conexão por meio de “temporadas de acesso” e processos competitivos;
• Promover o planejamento da transmissão, integrando o planejamento da EPE, a regulação da ANEEL e a coordenação do ONS.
• Na nova configuração de acesso de grandes consumidores, a relação direta com a EPE e o MME, que anteriormente forneciam estudos de planejamento de longo prazo para a emissão de portarias por meio do EMCG, deixa de existir. Os acessos passam a ser geridos diretamente pelo ONS. Nesse contexto, perde-se a possibilidade de discutir antecipadamente o planejamento dos reforços de infraestrutura necessários, uma vez que o ONS avalia horizontes associados ao PAR/PEL (5 anos), e não ao plano decenal de expansão (10 anos), elaborado pela EPE. Entende-se, portanto, que há uma lacuna relevante a ser devidamente endereçada na articulação entre ONS e EPE, a fim de garantir a adequada integração dessas cargas ao SIN.
• O processo de acesso passa a exigir dos grandes consumidores aportes financeiros significativos, como a GPA e a GPC, caracterizadas por 3×EUST e 36×EUST, respectivamente, elevando o nível de comprometimento dos acessantes. Essa medida tende a afastar agentes especulativos e a contribuir para o planejamento da infraestrutura. No entanto, novos aportes vêm sendo discutidos, especialmente aqueles associados a prêmios de conexão em leilões (R$/kW instalado), o que pode ampliar ainda mais os compromissos financeiros dos agentes.
• Nos debates atuais sobre as novas regras do PNAST, não está claro como se darão as emissões dos pareceres de acesso em suas versões definitivas, o que pode gerar insegurança aos agentes interessados nas conexões, diante da possibilidade de surgimento de requisitos ou condicionantes operativas ainda não totalmente definidos.
• No ambiente competitivo estabelecido pelo PNAST, a indicação da capacidade remanescente no SIN será informada pelo ONS, considerando os pleitos de geração e carga por ponto de acesso. No entanto, não está claro como o ONS avaliará os efeitos de acessos de naturezas distintas em um mesmo ponto de conexão. Além disso, essa informação será disponibilizada apenas 30 dias antes do certame, o que pode aumentar as incertezas para os agentes participantes.

Com a publicação desse decreto, todos os consumidores que possuíam portaria válida ou aguardavam sua emissão passaram a se dirigir diretamente ao ONS, munidos do resultado dos estudos do Parecer de Acesso (PA) e da Garantia para Parecer de Acesso (GPA), seguindo os procedimentos normativos estabelecidos na Seção 7.14 dos Procedimentos de Rede [10]. Nesse novo arranjo, o ONS passa a interagir diretamente com a EPE para a definição do ponto de conexão mais adequado na rede.

Após o período transitório, o acesso ao sistema de transmissão passa a ocorrer exclusivamente por meio das “temporadas de acesso”, nas quais é realizado um processo competitivo entre os agentes interessados na capacidade remanescente da Rede Básica do SIN, especialmente nos casos em que a demanda supera a oferta. Essas temporadas ocorrerão semestralmente, conforme procedimentos definidos pelo ONS, com o objetivo de promover eficiência na alocação de capacidade. Inicialmente, identifica-se a disponibilidade de capacidade na rede, a partir da avaliação das margens de escoamento existentes.

Em seguida, os agentes interessados manifestam interesse e passam por um processo de habilitação, no qual são verificadas as condições técnicas e a aderência aos requisitos estabelecidos, incluindo a apresentação de estudos prévios e garantias financeiras.

Uma vez habilitados, os agentes participam de um processo competitivo, no qual a alocação da capacidade é realizada com base em critérios de eficiência, como custo de conexão ou otimização do uso da rede.

Após a definição dos vencedores, são formalizados os contratos de uso do sistema de transmissão, acompanhados do aporte das garantias necessárias à execução dos projetos.

Por fim, ocorre a etapa de implementação, na qual são realizados o acompanhamento e a fiscalização das conexões e dos eventuais reforços na rede, assegurando o atendimento aos requisitos técnicos e operacionais.

A Figura 3 ilustra o fluxo proposto pelo PNAST, garantindo transparência e planejamento para data centers e grandes cargas.

Figura 3: Fluxo do processo de acesso proposto pelo PNAST.

O decreto também pede a revisão o Módulo 5 – Acesso ao Sistema das Regras de Transmissão, incorporando os elementos do PNAST.

4 OS Impactos das MUDANÇAS REGULATÓRIAS E AS LACUNAS que podem impactar o acesso

Toda nova regulamentação altera a dinâmica do setor e gera discussões com o objetivo de cobrir lacunas que o regulador não necessariamente consegue antecipar no momento da formulação de uma nova regra. Com a introdução das novas regras e as discussões associadas ao PNAST, notam-se situações ainda não contempladas pelo novo regramento que podem afetar grandes consumidores:

Adicionalmente, a ausência de mecanismos integrados de transparência quanto à disponibilidade de margem e à capacidade da rede ao longo do processo decisório tende a ampliar a incerteza para os agentes, sobretudo em um contexto de crescimento acelerado da demanda por grandes cargas.

Considerando os pontos acima elencados, é importante destacar alguns pontos de atenção para os grandes centros de carga:

a) É importante compreender que as grandes cargas precisam manter uma relação de maior proximidade institucional, de modo a fomentar, junto à EPE e ao ONS, o planejamento do seu crescimento de carga, a fim de reduzir lacunas no planejamento da infraestrutura;

b) É importante atentar-se às lacunas entre o planejamento da EPE e do ONS, as quais podem impactar os planos de longo prazo dos grandes consumidores;

c) Os grandes consumidores devem compreender a nova realidade e os desafios financeiros a que estarão sujeitos, uma vez que os aportes de garantias e a participação em leilões aumentam os compromissos financeiros dos projetos, demandando maior planejamento por parte dos interessados.

5 Conclusão

As alterações regulatórias implementadas a partir de 2025, como a RN ANEEL nº 1.122/2025 (com a introdução da GPA e da GPC) e a PNAST (Decreto nº 12.772/2025), representam um avanço relevante para lidar com o crescimento acelerado de grandes cargas no SIN, impulsionado por iniciativas como o REData. Essas medidas contribuem para a organização das filas de acesso, introduzem garantias financeiras com o objetivo de mitigar comportamentos especulativos e promovem mecanismos competitivos para alocação de capacidade, favorecendo o planejamento da transmissão e a segurança sistêmica.

Sob a ótica do acessante, tais mecanismos elevam o nível de comprometimento financeiro e técnico, viabilizando conexões mais eficientes para empreendimentos como data centers, mas também evidenciam a necessidade de maior transparência ao longo do processo.

No entanto, ainda persistem lacunas relevantes, como a ausência de integração mais robusta entre ONS e EPE no planejamento de longo prazo (além do horizonte de 5 anos do PAR/PEL), incertezas quanto à emissão dos pareceres de acesso em suas versões definitivas no âmbito do PNAST, limitações na avaliação de acessos de naturezas distintas em um mesmo ponto de conexão e a divulgação tardia das capacidades remanescentes (apenas 30 dias antes dos certames). A superação desses desafios é essencial para atrair investimentos sustentáveis e posicionar o Brasil como um hub digital, sem comprometer a estabilidade do sistema elétrico.

Em resumo, o novo marco regulatório busca equilibrar o crescimento acelerado da demanda com a viabilidade do sistema, mas ainda requer aprimoramentos contínuos para reduzir incertezas e otimizar a expansão da infraestrutura.

BIBLIOGRAFIA

[1] Congresso Nacional. Medida Provisória nº 1.318. Disponível em: https://www.congressonacional.leg.br/materias/medidas-provisorias/-/mpv/170521

Acesso em: 05 mar. 2026.

[2] Operador Nacional do Sistema Elétrico. PAR/PEL 2025 – Sumário Executivo. Disponível em: https://www.ons.org.br/Paginas/energia-no-futuro/suprimento-eletrico/parpel2025/sumario-executivo/index.aspx#sinteseDoAtendimentoAsAreasGeoeletricas

Acesso em: 05 mar. 2026.

[3] Ministério de Minas e Energia. MME e EPE mapeiam soluções para atender crescente demanda dos data centers no Brasil. Disponível em: https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/noticias/mme-e-epe-mapeiam-solucoes-para-atender-crescente-demanda-dos-data-centers-no-brasil

Acesso em: 01 mar. 2026.

[4] Thunders. Ranking nacional de consumidores livres, especiais e autoprodutores de energia: dados referentes a julho de 2025. Disponível em: https://www2.thunders.com.br/2025/09/08/ranking-nacional-de-consumidores-livres-especiais-e-autoprodutores-de-energia-dados-referente-a-julho-25

Acesso em: 01 mar. 2026.

[5] Operador Nacional do Sistema Elétrico. Grupo de trabalho de Atendimento aos Estados: atendimento elétrico ao Estado de São Paulo. Disponível em: Disponível em: https://sintegre.ons.org.br/sites/8/42/67/paginas/servicos/produtos-pasta.aspx?idCdre=203

Acesso em: 05 mar. 2026.

[6] BRASIL. Presidência da República. Decreto nº 5.597, de 2005. Disponível em: https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2004-2006/2005/decreto/d5597.htm

Acesso em: 05 mar. 2026.

[7] Agência Nacional de Energia Elétrica. Resolução Normativa nº 1.122/2025: aprova a revisão do módulo 5 das regras dos serviços de transmissão de energia elétrica. Disponível em: https://atosoficiais.com.br/aneel/resolucao-normativa-n-1122-2025-aprova-a-revisao-4-do-modulo-5-das-regras-dos-servicos-de-transmissao-de-energia-eletrica-e-a-revisao-2024-5-2025-06-17-versao-consolidada?origin=instituicao

Acesso em: 05 mar. 2026.

[8] BRASIL. Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Consulta Pública. Diário Oficial da União: seção 3, Brasília, DF, nº 191, 2 out. 2024. ISSN 1677-7069. Disponível em: https://antigo.aneel.gov.br/web/guest/consultas-publicas?p_p_id=participacaopublica_WAR_participacaopublicaportlet&p_p_lifecycle=2&p_p_state=normal&p_p_mode=view&p_p_cacheability=cacheLevelPage&p_p_col_id=column-2&p_p_col_pos=1&p_p_col_count=2&_participacaopublica_WAR_participacaopublicaportlet_ideDocumento=53688&_participacaopublicaportlet_tipoFaseReuniao=fase&_participacaopublicaportlet_jspPage=%2Fhtml%2Fpp%2Fvisualizar.jsp
Acesso em: 06 fev. 2026.

[9] BRASIL. Presidência da República. Decreto nº 12.772, de 5 de dezembro de 2025. Institui a Política Nacional de Acesso ao Sistema de Transmissão. Disponível em: https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2023-2026/2025/decreto/D12772.htm
Acesso em: 06 mar. 2026.

[10] Operador Nacional do Sistema Elétrico. Procedimentos de Rede – Módulo 7: Integração de Instalações. Submódulo 7.14 – Emissão de declaração de atendimento aos Procedimentos de Rede para instalações de distribuição, autoprodutor com carga maior que geração, consumidor livre e agente de exportação ou importação de energia. Revisão 2025.12. Disponível em: https://proxyportais.ons.org.br/ons.portalempregado.proxy/garapi/api/processo/retornarpdf?url=/sites/soumaisons/portalgar/ecmpdf/Subm%C3%B3dulo%207.14-PR_2025.12.pdf
Acesso em: 20 mar. 2026.

BIOGRAFIA

Ewerlyn Guelbert nasceu em 1986 em Guarapuava/PR, é engenheira eletricista, graduada em 2014 na Universidade Tecnológica Federal do Paraná, com pós-graduação em Engenharia de Confiabilidade pela mesma instituição e atualmente cursa mestrado em Engenharia Elétrica na Universidade Federal do Paraná. Também possui graduação em Matemática pela Universidade Estadual do Centro-Oeste. Possui 15 anos de experiência no setor elétrico, com atuação no Operador Nacional do Sistema Elétrico em monitoramento, controle e operação do SIN, incluindo gestão de emergências e recomposição. Foi gestora de Centro de Operações Remoto, responsável pelo treinamento da equipe de operadores, elaboração de procedimentos, planejamento e gestão de falhas e atualmente tem se dedicado ao processo regulatório no processo de acesso de novas conexões ao SIN.

Ana Carolina Rennó Guimarães é engenheira eletricista formada pela Universidade Federal de Itajubá, com mestrado em Confiabilidade de Sistemas pela mesma instituição, concluído em 2006. Em 2013 finalizou MBA em Gestão Empresarial pela Fundação Getulio Vargas, e em 2025 concluiu Executive Finance pelo Massachusetts Institute of Technology. Atualmente cursa MBA em Regulação no Instituto Brasileiro de Ensino, Desenvolvimento e Pesquisa. Ingressou na TSE como sócia/diretora em 2020. Anteriormente atuou por 10 anos na com desenvolvimento de negócios, M&A e gestão de portfólio renovável, incluindo mais de 2 GW transacionados e cerca de 6 GW geridos, além de implantação de ativos e linha de transmissão.