- Liderança Renovável: A
matriz elétrica brasileira é das mais limpas do mundo, com 55% de
hidrelétricas, 14% eólica e 9% solar em 2024, superando em quatro vezes a média
global.
- Vantagem Comparativa: O
custo de geração renovável no Brasil é um dos mais baixos globalmente devido à
alta produtividade natural, com projetos eólicos chegando a US$ 0,030/kWh.
- Desafios Técnicos e
Financeiros: O rápido aumento da energia solar e eólica, que são intermitentes,
gera excesso de oferta em horários de baixo consumo (desperdício) e exige
investimentos robustos em armazenamento e transmissão.
- Ameaças à Competitividade:
Apesar do baixo custo de geração, os encargos e custos de transmissão
(inadequada) e a necessidade de importar componentes (painéis solares) podem
encarecer o custo final da energia.
- Necessidade de
Investimento: Estudos indicam que serão necessários cerca de US$ 450 bilhões em
investimentos até 2050 para manter o ritmo de renováveis e garantir a
eficiência da rede.
O sucesso contínuo do Brasil
depende de políticas públicas (como as propostas de melhoria na regulação) e de
investimentos em infraestrutura para compatibilizar a oferta de renováveis com
a demanda industrial.
“O Brasil tem a oportunidade de
ser um hub de produtos e serviços de baixo carbono, incluindo data centers,
além da descarbonização da indústria e do transporte”, disse a diretora da PSR,
Angela Gomes, durante o evento Agenda Setorial, realizado na quinta-feira
(20/03), no Rio de Janeiro.
Em um estudo realizado em
parceria com o Conselho Empresarial Brasileiro para o Desenvolvimento
Sustentável, a PSR estimou que, para manter essa vantagem competitiva de uma
matriz 90% renovável até 2050, será necessário acrescentar 345 GW de nova
capacidade, com investimentos adicionais de US$ 450 bilhões.
O impacto dos subsídios e a
sobreoferta de geração renovável
Por outro lado, o impacto dos
subsídios no custo da energia é um ponto de atenção que afeta essa
competitividade, alertou a diretora da PSR. Em 2025, a Conta de Desenvolvimento
Energético chegou a R$ 58 bilhões e os custos do Proinfa e da Conta de Energia
de Reserva chegaram a R$ 70 bilhões, uma alta de 25% em comparação com 2024.
Nos últimos anos, o Brasil passou
por duas “corridas do ouro” para garantir subsídios que foram descontinuados.
Na MMGD, a corrida se deu para solicitar conexão antes de 07/01/23 e evitar o
início da cobrança pelo uso do “fio” das distribuidoras. Na geração
centralizada, ocorreu antes do fim dos descontos de 50% nas tarifas de uso dos
sistemas de distribuição e de transmissão (Tusd/Tust), válidos para projetos
com outorga de acesso até março/2022.
“Isso levou a uma sobreoferta de
projetos de geração centralizada enquanto, ao mesmo tempo, a MMGD era
incentivada e o seu crescimento reduzia ainda mais a demanda [por projetos
centralizados], agravando o problema”, observou o vice-presidente de Regulação
e Relações Institucionais do Grupo Energisa, Fernando Maia.
Com o rápido avanço da geração
renovável nos últimos anos, especialmente da energia solar distribuída, houve
um desequilíbrio entre a oferta e a demanda de energia, principalmente durante
o dia.
“Chegamos a um ponto em que, em
determinados momentos do dia, a carga é tão baixa que não temos mais onde
reduzir a geração. Em países onde a penetração de renováveis é alta, os
operadores instalaram baterias para atuar como carga no horário de vale da
demanda”, disse o diretor de Operações do ONS, Christiano Oliveira.
“Armazenamento é fundamental e precisamos aumentar, não apenas para estabilizar
o preço, mas também a operação”.
Se o operador tivesse controle
sobre a geração distribuída, 46% dos cortes de geração em 2025 poderiam ser
aplicados à GD, disse Oliveira. Atualmente, o ONS corta toda a geração
hidrelétrica possível, com impactos no fator de ajuste da garantia física
(GSF), e em seguida corta a geração eólica e solar.
Maia, da Energisa, reforçou que
atualmente é inviável que as distribuidoras cortem a MMGD, mas que elas já
podem recusar novas solicitações de acesso de minigeração com base em um
parecer do ONS.
A diretora da PSR mencionou a
expectativa de que a autorização de cortes de geração em usinas do Tipo III
contribua para aliviar a operação do sistema, uma discussão que deve ser
continuada a partir dos resultados da consulta pública 45 da Aneel.
Mas o diretor do ONS alertou que
é necessário evitar o agravamento dessa situação. “Quando estamos no buraco, precisamos
parar de cavar o buraco. Não é só uma questão de classificação e alocação dos
custos dos cortes de geração, mas de necessidade de uma entrada coordenada de
nova geração, com sinal de preço adequado. A gente está resolvendo os cortes
relacionados a rede, mas os relacionados à demanda vão continuar”.
Soluções pelo lado da demanda,
com incentivo tarifário para deslocar o consumo para horários com maior oferta
de energia podem não ter o efeito esperado, avaliou o diretor da Energisa, que
mencionou os resultados de um sandbox tarifário conduzido pelo grupo em suas
distribuidoras.
“Infelizmente, não podemos dizer,
baseado nos resultados desse sandbox, que a tarifa branca vai solucionar [esse
problema do descasamento entre demanda e oferta]. O consumidor de baixa tensão
não muda seu hábito de consumo, pelo que pudemos observar”. Ele disse que a
tarifa testada chegava a ser 10 vezes mais cara no horário de ponta e, ainda
assim, os consumidores participantes não alteraram significativamente seu
perfil de consumo.
Maia também mencionou a
necessidade de ampliar a participação de baterias na solução para o problema,
não só com contratação no LRCAP, mas também no nível da distribuição.
O presidente da Associação Brasileira de Consumidores de Energia (Abrace), Paulo Pedrosa, avaliou que grandes consumidores poderiam, com uma remuneração adequada, contribuir com o deslocamento ou redução de consumo. “Se as indústrias pudessem participar do leilão, ao preço que foi negociado, investiriam em soluções de redução e eficiência”, disse.
LRCAP de térmicas contratou a maior parte da demanda por potência
Os leilões de reserva de capacidade
que o governo programou para 2026 também são parte da solução para o
desequilíbrio entre demanda e oferta de energia e a crescente rampa de geração
necessária para atender a demanda no início da noite, quando a solar deixa de
entregar energia ao sistema.
A diretora da PSR avalia que a
maior parte da demanda por energia para cobrir a rampa de carga quando a
geração distribuída deixa de atender o consumo foi contratada no Leilão de
Reserva de Capacidade realizado em 18/03/26 que negociou 19 GW de potência de
térmicas e hidrelétricas. Os contratos custarão R$ 515 bilhões em receitas
fixas para os projetos, válidos por 10 a 15 anos.
Outro leilão aconteceu em 20/03/26,
voltado para térmicas a óleo combustível. “Não vemos ainda uma demanda
remanescente [para o período contratado no leilão] a não ser que tenhamos as
novas cargas e uma eletrificação significativa”, disse Angela, da PSR.
O presidente da Thymos, João
Mello, disse que a consultoria ainda vê 3 GW de demanda remanescente para os
leilões de reserva de capacidade, que poderia ser ainda maior para acomodar a
demanda de novos grandes consumidores. “Víamos inicialmente uma demanda de 23
GW que poderia chegar a 30 GW se entrarem as grandes cargas associadas a data
centers, hidrogênio verde e eletrificação”, disse.
Diante da grande contratação de
térmicas, o LRCAP para baterias cujas regras são aguardadas para abril, pode
ficar esvaziado. As baterias foram mencionadas diversas vezes pelos
especialistas como solução adequada para o descasamento entre oferta e demanda
de energia e ferramenta de operação para o ONS e as distribuidoras. Entretanto,
ainda não está claro se os projetos participantes no leilão poderão prestar
serviços além da disponibilidade de potência.
