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Expansão de fontes intermitentes e subsídios elevam custos e pressionam a conta de luz dos brasileiros

Foram realizados em 18 e 20 de março os LRCap (Leilões de Reserva de Capacidade na forma de Potência) para recontratar parte do parque termelétrico brasileiro, bem como atender a expectativa futura de potência do SIN (Sistema Interligado Nacional), cumprindo-se um objetivo basilar do setor, que é a confiabilidade e a segurança do fornecimento de energia no país. 

O último LRCap foi feito em dezembro de 2021, portanto, o setor se planejou e, por vários anos, discutiu as regras que culminaram com a publicação das portarias 118 e 119, que, por sua vez, nortearam as regras do certame. 

Haja vista o intervalo de quase 5 anos entre os leilões e considerando a evolução do parque gerador brasileiro desde 2009, excessivamente concentrado em fontes intermitentes que não provêm segurança energética, o tamanho do leilão não deveria ser surpresa para ninguém no setor. 

Nossas estimativas publicadas anualmente no relatório Perspectivas para o Setor Energético (Outlook) demonstravam as seguintes premissas para o LRCap26:

  • capacidade instalada de geração – 22-23 GW vs. 22,9 GW contratados;
  • potência ofertada – 19,3 GW vs. 19,5 GW contratados;
  • recontratação de usinas existentes – 12,0 GW vs. 12,7 GW recontratados;
  • novas usinas (expansão Greenfield) – 10,9 GW vs. 11,0 GW contratados;
  • nível de retorno esperado (usinas existentes) – 12%-15% vs. 13%-16% resultante do leilão;
  • nível de retorno esperado (novas usinas) – 15%-20% vs. 18%-23% resultante do leilão. 

Quando comparamos nossas expectativas com as premissas oficiais do MME (Ministério de Minas e Energia) por intermédio da publicação pela EPE (Empresa de Pesquisa Energética) no Plano Decenal de Energia, também não consideramos surpreendentes os resultados do leilão.

A EPE, desde o PDE 2026 (data base 2016), menciona que existem mais de 13 GW de usinas termelétricas no SIN com contratos vencendo de 31 de dezembro de 2023 a 31 de dezembro de 2034, detalhando-se capacidade, localização (em qual submercado está localizada), qual a razão de sua contratação original e qual o volume de contratos vincendos no período em análise. 

Portanto, se os leilões recontrataram 12,7 GW de usinas existentes –o que corresponde a 55% do leilão– para o período de 2026 e 2031, isso não deveria ser visto como surpresa por nenhum agente do setor. Pois todas essas usinas foram e são fundamentais para preservar a confiabilidade e a segurança do abastecimento elétrico no país nos últimos 25 anos. 

Exemplo claro foi o mês de setembro de 2021 no ano de pior hidrologia da série histórica desde 1930, em que a totalidade do parque térmico (22 GW) foi despachada, alcançando-se 30% da carga média de energia, quando o normal seria de 8% a 12% para que se evitasse uma situação de colapso no abastecimento de energia do país. 

Ao todo, 100 usinas foram leiloadas, das quais 40 foram recontratadas, respondendo por 55% da capacidade total leiloada, e 60 novas usinas divididas em 22 grupos econômicos distintos. 

Cumpre-se destacar que antes do leilão, um conjunto de 5 grupos econômicos –Eneva, Petrobras, Âmbar Energia, GNA e Karpowership– respondiam por 91,6% do parque nacional termelétrico a gás natural. Logo, se o leilão teve mais de 55% de sua capacidade oriunda de recontratação de usinas existentes e de ampliação de usinas hidrelétricas existentes, como falar em “falta de competição” e “poucos grupos participantes” se o principal foco foi recontratar usinas que já existem? 

Outra preocupação foi em relação ao aumento significativo nos preços-teto do leilão próximo da data dos certames. Por mais que a magnitude do aumento tenha de fato chamado a atenção, qualquer agente envolvido com negociações de equipamento (kit de geração, turbina, trafo etc.) não viu com nenhuma surpresa o aumento, pois simplesmente refletiu o aumento no custo dos equipamentos principais de construir plantas novas por causa da corrida global pela segurança energética e os efeitos inflacionários energéticos da Indústria 4.0. 

Equipamentos que respondem por até 80% do investimento de uma usina nova passaram no intervalo de menos de 1 ano de US$ 90-100mn por turbina –por exemplo– para US$ 220-250mn, um aumento de até 2,5 vezes de forma equânime para os maiores fornecedores de equipamento globais. 

Ou seja, o aumento no preço-teto não causou um aumento exponencial no retorno dos participantes do leilão, só marcou ao mercado o custo de investir nessas plantas, um impacto sentido globalmente. Não refletir esse aumento significaria um leilão vazio, com consequências trágicas para a segurança energética do Brasil. 

Finalmente, a falácia de atribuir às termelétricas ou às hidrelétricas com reservatório que participaram do leilão o papel de vilões do aumento nas tarifas de energia. Se olharmos o aumento das tarifas médias de energia das residências de 2013 até 2025, segundo dados da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), as tarifas aumentaram 1,5 vezes a inflação medida pelo IPCA nesse período. 

Analisando os principais componentes, geração de energia (incluindo perdas) e distribuição de energia aumentaram acima da inflação de 0,2% a 1,7% a.a., enquanto transmissão de energia e encargos setoriais aumentaram 14,0-14,1% a.a. acima da inflação no mesmo período. 

Por que a transmissão de energia subiu tanto? Porque se você concentra a expansão da geração de energia em fontes intermitentes com baixo fator de geração (25% a 40% em média) em detrimento de fontes com maior fator de geração, você sempre terá que aumentar a capacidade de transmissão de forma desproporcional para poder escoar essas fontes, mesmo que a geração ocorra em poucas horas do dia. 

Em outras palavras, se um sistema passa a crescer com fator médio de geração de 33% (eólicas + solares) sem o complemento de fontes despacháveis, o sistema terá que investir em 3 vezes mais capacidade de transmissão (1/33%) para atender a mesma demanda de energia, e mesmo assim não terá sol de noite para abastecer a demanda. 

No caso dos encargos setoriais que foram historicamente concentrados na rubrica CDE e que atingiram mais de R$ 50 bilhões em 2025, os subsídios dados a fontes renováveis intermitentes e geração distribuída foram disparados os que mais cresceram no período de análise, o que foi chamado de espiral da morte para o consumidor de energia convencional, que concentrou o pagamento desses subsídios na sua conta de luz. 

Basta olhar o crescimento dessa conta desde 2013 –o início da Micro e Minigeração Distribuída (MMGD) pós-regulamentação começou em 2012– para ficar nítido quem são os verdadeiros vilões por trás do aumento das tarifas do consumidor brasileiro. 

Enquanto o mundo inteiro disputa contratos para garantir a segurança energética em seu país, alguns agentes no Brasil querem, de forma irresponsável, contribuir para a falta de segurança energética do nosso. Sem segurança energética não há crescimento econômico e tampouco segurança alimentar. Sem ambas não há bem-estar social. E com isso não se brinca em qualquer lugar do mundo. 

Publicado originalmente pelo Poder360.