FALTA COM EXCESSO

O sistema elétrico brasileiro atravessa por um momento paradoxal. Temos energia
em excesso e corremos o risco de um racionamento por falta de potência. Isso sem falar
numa confusão generalizada sobre preços no mercado livre e tarifas no mercado cativo
das distribuidoras de eletricidade, motivada por subsídios que hoje já não são
necessários. As fontes renováveis (eólica e solar) já possuem viabilidade econômica para
andar sem as muletas do governo e as políticas públicas não devem ser custeadas pelos
consumidores de energia (via tarifas) e sim, pelo Tesouro Nacional (via impostos dos
contribuintes). A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), guarda-chuva que abriga
todos os subsídios das políticas públicas, vai chegar a R$ 50 bilhões ao final do ano, que
devia ser custeada pelo Tesouro Nacional.
Na matriz elétrica brasileira temos uma potência total instalada de 249 GW,
somatório de todas as fontes (hidro, biomassa, eólica, solar, gás natural, carvão, nuclear),
incluindo os 43 GW da fonte solar na geração distribuída que não é controlada pelo ONS
(Operador Nacional do Sistema Elétrico). Não se deve confundir potência instalada com
energia gerada, porque os rendimentos das máquinas e equipamentos são diferentes: as
grandes hidrelétricas, em média, têm um rendimento de 65% da sua potência instalada;
gás natural (57%), carvão mineral (34%); eólica (35%); solar centralizada (21%), solar
distribuída (16%) e nuclear (33%).
A tese do aquecimento global e das mudanças climáticas têm pressionado os
governos por uma transição energética baseada em fontes eólicas e solar e o governo
brasileiro, para alavancar a maior participação dessas renováveis nas matrizes elétrica e
energética criou várias maneiras de subsidiar suas viabilidades econômicas. Visando não
perder os subsídios com uma possível mudança na legislação, os investidores solares
solicitaram conecção à Rede Básica de transmissão citando que iriam atender demanda
do mercado livre, sabedores que é um ambiente de comercialização por sua conta e
risco. Devido ao baixo crescimento do nosso PIB isso não aconteceu e o mercado livre,
que tem 80% da potência solar instalada para essa finalidade, está retirando mais
consumidores do mercado cativo do que atendendo a novos consumidores.
De uma demanda por energia de 80 GWmed, as fontes eólicas e solar juntas
representam 38% desse total consumido, cerca de 30 GWmed. O restante está sendo
suprido por 36 GWmed das hidrelétricas e 14 GWmed por térmicas. Nosso sistema tem
muita energia sobrando, principalmente a solar, que a partir das 18:00h não gera mais e
a participação das eólicas nesse horário é baixa. Temos muita energia durante o dia,
quando a carga é baixa, e estão sendo feito cortes de geração por falta de demanda ou
por sobrecarga na interligação Nordeste (geração) – Sudeste (mercado). Mas, ao
anoitecer, na hora da ponta do sistema repentinamente falta potência, situação que
passou a ser conhecida como a “curva do pato” (vácuo entre o dorso e o pescoço). Em
2024, essa diferença entre carga global e carga líquida chegou a 18 GW, volume que em
2029 poderá chegar a 37 GW, formando uma “rampa” de difícil escalada porque será

necessário ter máquinas de partida rápida no sistema, características das usinas
hidrelétricas e térmicas.
Estamos no “período seco” (maio a novembro) e normalmente não chove no
Sul/Sudeste, região na qual se encontra 70% do armazenamento nos reservatórios das
hidrelétricas. O ONS está preocupado com a segurança do sistema, com a perda das
condições de confiabilidade em 2026. Acompanha as projeções meteorológicas sobre
qual será o volume de chuvas no período úmido (dezembro a maio), que deve encher os
reservatórios das hidrelétricas, ou se teremos uma seca, como já aconteceu em
2001/2002. O alerta está também com as térmicas conectadas ao SIN (Sistema
Interligado Nacional) pois 5 GW delas estão com contratos vencidos, outras tantas
prestes a se vencer e/ou não foram dimensionadas para atendimento da ponta do
sistema. Diante desse cenário, desde agosto a ANEEL (Agência Nacional de Energia
Elétrica) acionou as bandeiras tarifárias, no nível vermelha 2.
Temos atualmente 28 emergências consideradas críticas no sistema elétrico
brasileiro e se não tivermos no curto prazo um Leilão de Reserva de Capacidade na
Forma de Potência (LRCap), teremos riscos de instabilidade no sistema. Esse leilão estava
previsto para junho de 2025 e a EPE (Empresa de Pesquisa Energética) tinha registrado o
interesse de 327 projetos que totalizavam cerca 74 GW. Entretanto, foi cancelado pelo
MME (Ministério de Minas e Energia) motivado pela judicialização de suas regras, quando
foram questionadas a precificação dos lances e a nova fórmula para cálculo do preço da
energia a ser adquirida na hora da ponta.
A questão energética tem vários ângulos (técnicos, econômicos, sociais, ambientais
e políticos) e não pode ser planejado com a visão em apenas um deles. Na situação em
que estamos, as térmicas é que dão segurança ao sistema e são contratadas de forma
complementar, justamente para cobrir esse momento em que acontece a grande
intermitência na geração das fontes solar e eólica. A pressão dessas renováveis em
participar do LRCap é grande citando o preço baixo e a visão ambiental como
importantes na matriz, mas não possuem os elementos de segurança como a inércia e os
controles robustos de tensão e frequência. O principal erro a ser evitado é incluir nesse
tipo de leilão as fontes intermitentes porque não oferecem a confiabilidade exigida pela
segurança energética. Nesse caso, se contratadas, só iriam agravar a situação.
Todas as fontes podem ter espaço na matriz elétrica brasileira, mas no caso de um
LRCap, que não é um leilão convencional de energia, o foco deve ser a segurança do
sistema que é oferecido pelas hidrelétricas e pelas térmicas. O MME já publicou as
Consultas Públicas nº 194/2025 e 195/2025 sobre LRCap previsto para março de 2026,
em duas etapas, quando só poderão participar hidrelétricas e usinas movidas a gás e
diesel B15. Na primeira etapa serão os projetos hidrelétricos (de preferência com a
ampliação de usinas existentes) com contrato de 10 anos, carvão mineral de usinas já
existentes com contrato de 3 anos e gás natural com contrato de 15 anos. Na segunda
etapa, uma semana após, para as usinas a biodiesel, com contrato de 3 anos e
suprimento imediato.

Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria, Engenharia e Serviços