Por Letícia Fucuchima
SÃO PAULO (Reuters) - A piora das condições de geração de energia elétrica no Brasil durante o período seco, com previsão de chuvas bem abaixo da média até o fim do ano, reacendeu o debate sobre os riscos que o sistema elétrico nacional pode enfrentar com a descontratação de cerca de 10 gigawatts (GW) de termelétricas até 2027, em um possível cenário mais adverso de afluências para hidrelétricas.
Entre os geradores termelétricos, a visão é de que a confiabilidade do suprimento de energia aos consumidores está em risco com várias usinas que dão estabilidade ao sistema saindo de operação, sendo hibernadas pelos custos mais altos comparados à nova oferta, especialmente de energia renovável.
Já o operador elétrico ONS e especialistas minimizam a situação e não veem um cenário alarmante, lembrando que novos empreendimentos com esse mesmo objetivo de dar estabilidade podem entrar no sistema, caso seja confirmado um leilão previsto para este ano, de projetos que iniciarão atividade em 2027. Neste cenário, consumidores ainda seriam beneficiados, já que a conta termelétrica é mais cara para o sistema.
A capacidade termelétrica contratada no Brasil deve encolher de 26,7 GW neste ano para 20,4 GW em 2028, segundo levantamento da Associação Brasileira de Geradoras Termelétricas (Abraget). A redução considera o vencimento de 10,2 GW, principalmente de usinas contratadas no racionamento de 2001, compensado em parte por novos projetos entrando em operação, como GNA II e Azulão.
Dentre os 10 GW com contratos expirando, estão grandes usinas de empresas como Petrobras (BVMF:PETR4) e Âmbar, do grupo J&F. Todas são movidas a combustíveis fósseis: são 5,7 GW a gás natural, 2,29 GW a óleo combustível, 1,45 GW a carvão, e 0,74 GW a diesel.
Para a Abraget, esse vácuo de termelétricas precisa ser recontratado, especialmente diante da maior demanda por fontes despacháveis para garantir uma operação estável do sistema em momentos de variabilidade da geração das renováveis eólica e solar.
"Nós estamos muito preocupados. Podemos estar às portas de um período mais seco, vamos precisar das térmicas, e não temos... Com confiabilidade não dá pra brincar, sem confiabilidade energética você pode ter um racionamento no país, e sem confiabilidade elétrica, blecaute", afirmou o presidente da entidade, Xisto Vieira.
Embora os reservatórios de hidrelétricas do país estejam hoje em níveis confortáveis, as projeções do ONS apontam chuvas em 50% da média histórica até o fim do ano. Isso, combinado a uma previsão de consumo de energia mais alto devido a um inverno mais quente que o normal, fez com que a agência reguladora Aneel acionasse a bandeira tarifária amarela para julho -- a primeira vez que isso acontece desde abril de 2022.
Diante desse cenário, o ONS alterou alguns pontos da operação do sistema elétrico, preservando reservatórios da Bacia do Paraná mas usando estoques de Furnas e do Bacia do Parnaíba, e também acionando mais termelétricas -- possibilidade que já se desenhava desde fevereiro, como mostrou reportagem da Reuters.
As termelétricas têm sido despachadas principalmente para o atendimento "da ponta", isto é, horários de demanda máxima de energia. Mas caso a situação hidrológica piore, a expectativa é de acionamento por períodos mais prolongados, explica Celso Dall'Orto, head em Planejamento e Inteligência de Mercado da consultoria PSR.
O especialista não enxerga, nesse momento, um problema estrutural do sistema brasileiro em atender a carga, mesmo com a descontratação de termelétricas. Citando estudos do ONS e EPE, ele lembra que essa necessidade de maior potência já foi mapeada e aparece somente em 2027, justamente quando devem entrar em operação novas usinas a serem contratadas em leilão neste ano.
"Se a gente vê algum risco maior para os próximos anos, vai depender muito da evolução das fontes renováveis, principalmente solar e eólica, que estão num ritmo de crescimento muito elevado, como também da evolução das chuvas", disse Dall'Orto, observando que cada cenário, do otimista ao mais alarmista, depende do tamanho do risco embutido nas premissas de chuvas, carga e geração eólica e solar.
Já o ONS afirmou à Reuters que está acompanhando de perto os cronogramas de final de contrato das usinas termelétricas e que isso está contemplado em sua programação de operação.
"Isso consta nos estudos recentes, como no Plano da Operação Energética 2023/2027 (PEN 2023), em que os critérios de suprimento de energia e potência estimados já consideram a redução de oferta termoelétrica em função do fim dos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR) e da perda de subsídios do Programa Prioritário de Termelétricas (PPT)", disse o órgão, em nota.
O operador também pontuou que a crescente inserção de renováveis na matriz torna mais complexa a gestão entre oferta e demanda de energia, mas ressaltou que o sistema brasileiro tem uma elevada capacidade instalada de geração e está preparado para atender à demanda de carga da sociedade.
"O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) está atento à demanda de carga da sociedade e à geração de energia em cada subsistema para garantir que todas as necessidades sejam supridas e todos os consumidores recebam a energia que demandaram".
LEILÃO DE CAPACIDADE
O Ministério de Minas e Energia tem na agenda um leilão para contratar reserva de capacidade para o setor elétrico a partir de 2027, mas as regras ainda não foram definidas, o que torna pouco provável que o certame seja realizado dentro do cronograma original, em agosto.
O governo ainda precisa decidir se habilitará na disputa apenas termelétricas e hidrelétricas, como proposto inicialmente, ou se também permitirá baterias e sistemas de armazenamento.
O tamanho da demanda para o leilão de capacidade não é uma informação que o governo divulga previamente ao leilão, mas as projeções de mercado variam entre 8 GW e 16 GW, considerando diferentes níveis de risco enxergados para o sistema.
DESCONTRATAÇÃO REDUZ TARIFAS
O fim dos contratos das termelétricas do PPT com as distribuidoras de energia já tem levado a reduções nas tarifas de energia de consumidores do mercado cativos.
As descontratações da Termopernambuco e da Termoceará, por exemplo, já apareceram nas reduções tarifárias aprovadas pela Aneel neste ano para consumidoras das distribuidoras Celpe (BVMF:CEPE5) (PE) e Enel (BIT:ENEI) Ceará.
De acordo com levantamento da TR Soluções, as tarifas da Light (BVMF:LIGT3) devem ser pressionadas para baixo em 2025 com o fim do contrato da Norte Fluminense, térmica que representa 21% de seu portfólio de contratos de compra de energia.
Outra grande térmica, a Termoaçu tem seu contrato expirando em agosto de 2028, devendo trazer alívios às tarifas da distribuidora baiana Coelba (BVMF:CEEB3) e da potiguar Cosern (BVMF:CSRN3), apontou a TR.
(Por Letícia Fucuchima)