Carga SIN73.230 MW 9,63%PLD MédioR$ 90,97/MWh 3,81%PLD SE/COR$ 90,97/MWh 3,80%PLD SulR$ 90,97/MWh 3,81%PLD NER$ 90,97/MWh 3,81%PLD NorteR$ 90,97/MWh 3,80%EAR SIN62,9% 0,16%EAR SE/CO57,3% 0,35%EAR Sul82,6% 0,48%EAR NE72,7% 0,27%EAR Norte77,8% 0,26%ENA SIN158% MLT 0,64%ENA SE/CO115% MLT 4,55%ENA Sul259% MLT 4,44%ENA NE64% MLT 0,00%ENA Norte57% MLT 1,72%Carga SIN73.230 MW 9,63%PLD MédioR$ 90,97/MWh 3,81%PLD SE/COR$ 90,97/MWh 3,80%PLD SulR$ 90,97/MWh 3,81%PLD NER$ 90,97/MWh 3,81%PLD NorteR$ 90,97/MWh 3,80%EAR SIN62,9% 0,16%EAR SE/CO57,3% 0,35%EAR Sul82,6% 0,48%EAR NE72,7% 0,27%EAR Norte77,8% 0,26%ENA SIN158% MLT 0,64%ENA SE/CO115% MLT 4,55%ENA Sul259% MLT 4,44%ENA NE64% MLT 0,00%ENA Norte57% MLT 1,72%
Hidráulica36.518 MW(50%) 12,87%Térmica9.348 MW(13%) 13,32%Eólica13.891 MW(19%) 0,56%Solar11.827 MW(16%) 7,95%Nuclear1.912 MW(3%) 3,92%Hidráulica36.518 MW(50%) 12,87%Térmica9.348 MW(13%) 13,32%Eólica13.891 MW(19%) 0,56%Solar11.827 MW(16%) 7,95%Nuclear1.912 MW(3%) 3,92%Hidráulica36.518 MW(50%) 12,87%Térmica9.348 MW(13%) 13,32%Eólica13.891 MW(19%) 0,56%Solar11.827 MW(16%) 7,95%Nuclear1.912 MW(3%) 3,92%
PETR4R$ 48,92 0,41%PETR3R$ 54,26 0,70%PRIO3R$ 63,91 0,44%RECV3R$ 11,37 2,90%VBBR3R$ 37,70 1,44%UGPA3R$ 38,37 0,42%RAIZ4R$ 0,27 3,57%CSAN3R$ 3,61 6,23%EGIE3R$ 30,46 1,74%CMIG4R$ 11,22 2,09%CPFE3R$ 44,73 3,68%EQTL3R$ 39,48 1,55%ENGI11R$ 51,35 0,89%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 11,53 4,71%ENEV3R$ 26,94 2,67%TAEE11R$ 40,51 1,89%ALUP11R$ 33,40 1,74%LIGT3R$ 3,75 0,00%PETR4R$ 48,92 0,41%PETR3R$ 54,26 0,70%PRIO3R$ 63,91 0,44%RECV3R$ 11,37 2,90%VBBR3R$ 37,70 1,44%UGPA3R$ 38,37 0,42%RAIZ4R$ 0,27 3,57%CSAN3R$ 3,61 6,23%EGIE3R$ 30,46 1,74%CMIG4R$ 11,22 2,09%CPFE3R$ 44,73 3,68%EQTL3R$ 39,48 1,55%ENGI11R$ 51,35 0,89%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 11,53 4,71%ENEV3R$ 26,94 2,67%TAEE11R$ 40,51 1,89%ALUP11R$ 33,40 1,74%LIGT3R$ 3,75 0,00%
BrentUS$ 106,15 1,47%WTIUS$ 101,89 1,84%Gás NaturalUS$ 2,88 1,87%DólarR$ 5,15 0,87%BrentUS$ 106,15 1,47%WTIUS$ 101,89 1,84%Gás NaturalUS$ 2,88 1,87%DólarR$ 5,15 0,87%BrentUS$ 106,15 1,47%WTIUS$ 101,89 1,84%Gás NaturalUS$ 2,88 1,87%DólarR$ 5,15 0,87%
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Copel rebaixa reservatório de Foz do Areia preventivamente para gerenciar cheias

A Copel reduziu em mais de meio metro o nível do reservatório da Usina Hidrelétrica Foz do Areia em 48 horas, em uma estratégia preventiva coordenada com o ONS para criar margem de segurança e absorver chuvas fortes previstas na bacia do Rio Iguaçu, operando em regime de fio d'água desde julho.

14 de setembro de 2026 às 16:24Fonte oficial: CopelRedação Radar Energia

A Copel reduziu o nível do reservatório da Usina Hidrelétrica Governador Bento Munhoz da Rocha Netto (Foz do Areia) em mais de meio metro em 48 horas, em uma estratégia operacional preventiva coordenada com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). O objetivo é criar uma margem de segurança para absorver as chuvas fortes previstas na bacia do Rio Iguaçu, mantendo as comportas abertas e operando em regime de fio d'água desde julho de 2026.

Para atingir o rebaixamento, a Copel liberou cerca de 3.000 m³/s, superando a vazão afluente estimada de 2.750 m³/s. O reservatório de Foz do Areia atingiu aproximadamente 87% de armazenamento em 11 de setembro de 2026. A medida contínua reflete a prioridade da gestão hidráulica integrada para a segurança das comunidades a jusante e da infraestrutura da usina.

A operação preventiva integra o monitoramento contínuo dos reservatórios brasileiros. O ONS projetou, em agosto de 2026, que os subsistemas Norte e Sul encerrariam o mês com mais de 80% de Energia Armazenada. Este cenário reforça a necessidade de gestão proativa para lidar com períodos de chuvas intensas e evitar vertimentos não controlados. A Copel monitora continuamente as condições hidrológicas e mantém comunicação com a Defesa Civil para orientar as comunidades ribeirinhas.

Embora essencial para a segurança, a liberação controlada de grandes volumes de água destaca a tensão inerente à gestão de recursos hídricos em períodos de alta afluência, equilibrando a proteção contra cheias com a manutenção da capacidade de geração.

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