O planejamento energético do Brasil aponta descompasso entre contratação de potência e custos, levantando dúvidas sobre a eficiência econômica do último leilão de reserva para o sistema elétrico.
O planejamento da expansão de energia no Brasil ganhou novos contornos com a publicação do PDE 2036, documento elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). O estudo analisa os rumos do Sistema Interligado Nacional (SIN) e gera debates sobre os custos da segurança hídrica e elétrica.
Embora as contratações do leilão LRCAP 2026 busquem reduzir a falta de potência, analistas questionam se os gastos são proporcionais aos benefícios obtidos. A contratação massiva de termelétricas fósseis pressiona os custos operacionais do setor elétrico a longo prazo.
A discussão central gira em torno do equilíbrio entre mitigar riscos operacionais e repassar tarifas elevadas aos consumidores. O novo ciclo de planejamento indica que ter mais capacidade instalada não garante, isoladamente, modicidade tarifária ou proteção contra disparadas de preços.
Riscos econômicos e disparidade nos indicadores
As projeções do PDE 2036 indicam que, mesmo após os volumes expressivos leiloados, o indicador de Custo Marginal de Operação (CMO) ultrapassa limites toleráveis a partir de 2029. Isso demonstra a permanência do risco financeiro para a operação do sistema.
Entre 2030 e 2036, projeta-se um aumento do despacho térmico em meses críticos como novembro. No mesmo intervalo, a representatividade das usinas hidrelétricas na matriz cai de 41% para 30%, enquanto as térmicas se mantêm em cerca de 10%.
Uma análise técnica afirmou:
A questão relevante não é o custo de proporcionar segurança adicional, mas se o custo incremental da solução contratada é proporcional à redução efetiva do risco.
Divergências entre planejamentos e custos contratuais
Existe um descompasso claro entre o PDE 2035 e as contratações efetivas do LRCAP 2026. O certame viabilizou mais de 19 GW em contratos, sendo a imensa maioria em usinas movidas a combustíveis fósseis, superando amplamente as estimativas anteriores.
Além do volume contratado, os valores fixos e variáveis surpreendem o mercado. Enquanto a receita fixa anual supera as estimativas de referência da EPE, os Custos Variáveis Unitários (CVU) de várias usinas vencedoras superam a marca de R$ 1.400 por megawatt-hora.
Segundo avaliações do especialista Erik Eduardo Rego, professor da USP e ex-diretor da EPE, ele afirmou:
É fundamental investigar se a remuneração contratual das usinas contratadas não se tornou excessiva diante do retorno real oferecido ao sistema elétrico.
A busca por alternativas e flexibilidade operacional
O avanço de fontes renováveis não controláveis exige soluções modernas de flexibilidade operatória. Recursos como baterias, hidrelétricas reversíveis e resposta da demanda surgem como alternativas complementares no cenário de transição energética.
Entretanto, a baixa competitividade desses recursos no leilão passado levanta questionamentos regulatórios. Avaliar por que novas tecnologias não competiram em igualdade de condições torna-se prioridade para os próximos ciclos de planejamento da oferta de eletricidade.
A avaliação contínua do PDE 2036 mostra que atingir a confiabilidade operacional exige mais do que contratar megawatts de alto custo. A comprovação da eficiência econômica demanda estudos comparativos rigorosos para os próximos leilões do setor.
Garantir um suprimento seguro e sustentável no SIN dependerá de leilões mais competitivos e diversificados. O desafio dos próximos anos será promover a segurança energética assegurando equilíbrio financeiro para os consumidores brasileiros.
