Português 
Inglês 
Acordo sobre térmicas da Eneva pode flexibilizar 1,2 GW de potência e reduzir custos do consumidor em até R$ 3,2 bilhões até 2030.
Segundo a Reuters, em reportagem publicada nesta segunda-feira, 21 de setembro de 2026, uma negociação conduzida no Tribunal de Contas da União pode mudar a forma como termelétricas da Eneva que somam cerca de 1,2 GW operam no sistema elétrico brasileiro.
Em vez de manter parte da geração funcionando de forma obrigatória mesmo quando há sobra de eletricidade, a proposta permitiria que as usinas fossem acionadas conforme a necessidade do sistema. Estudos apresentados no processo calculam uma economia de R$ 1,7 bilhão a R$ 3,2 bilhões para os consumidores do mercado regulado entre 2026 e 2030.
O acordo tenta desligar térmicas quando o sistema não precisa delas
Hoje, os contratos discutidos possuem regras de inflexibilidade. Em termos simples, isso significa que determinada parcela da energia precisa ser produzida continuamente, mesmo em momentos nos quais o sistema já dispõe de bastante eletricidade.
-
Brasil passa 51 dias de 2026 cortando mais de 60% do potencial de energia solar e eólica, e restrições somam 22,47 milhões de MWh enquanto rede tenta absorver expansão renovável
-
Após desligar usina nuclear, Alemanha prepara bateria de 1.000 MWh no mesmo terreno: Vattenfall aprova projeto de 254 MW que poderá armazenar energia por quase 4 horas e operar em 2028
-
Engenheiros concluem em 10,3 meses a terceira de 6 turbinas de São Simão dentro de modernização de R$ 1,2 bilhão que atende 6 milhões de casas
-
Quem vive e trabalha em Caucaia acompanha a autorização de uma termelétrica a gás de R$ 5,85 bilhões e 1.199 MW, com 5 unidades previstas para 2031
A proposta leva essa lógica para outra direção. As térmicas passariam a ser acionadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico, o ONS, quando houvesse necessidade de geração ou quando economicamente fizesse sentido colocá-las em operação.
São contratos assinados em momentos diferentes, quando a composição da matriz elétrica brasileira também era outra. Desde então, a quantidade de usinas solares e eólicas cresceu e tornou mais frequentes os períodos em que existe muita geração renovável disponível ao mesmo tempo.
Quatro usinas estão dentro de três contratos em discussão
O processo envolve a UTE Maranhão III, conhecida como Parnaíba II, a UTE MC2 Nova Venécia 2, ligada ao complexo de Parnaíba, e as UTEs Azulão II e Azulão IV, tratadas conjuntamente em um dos projetos.
As unidades ficam no Maranhão e no Amazonas e utilizam gás natural. Juntas, representam mais de 1,2 GW de capacidade que pode ter suas regras de operação modificadas.
A UTE Maranhão III tem aproximadamente 519 MW de capacidade instalada. Já o conjunto Azulão II e IV soma 590 MW, enquanto a estrutura da MC2 Nova Venécia 2 também participa do acordo por meio dos contratos analisados.
Uma conta aponta R$ 1,7 bilhão e outra chega a R$ 3,2 bilhões
A cifra mais alta da negociação não nasceu de uma estimativa única.
De acordo com documentos citados pela Reuters, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, a CCEE, calculou economia de aproximadamente R$ 1,7 bilhão. Uma análise da consultoria PSR chegou a R$ 3,2 bilhões no período considerado.
Os cálculos foram apresentados em uma proposta da Eneva ao governo federal e aparecem em documentação encaminhada pelo Ministério de Minas e Energia à Agência Nacional de Energia Elétrica.
Ainda se trata de uma projeção. O consumidor não recebeu esse dinheiro e não existe uma redução de R$ 3,2 bilhões já garantida na conta de luz.
O problema aparece quando sobra energia no sistema
A lógica parece estranha à primeira vista. Se o Brasil tem muita eletricidade disponível, por que desligar justamente usinas solares ou eólicas capazes de produzir sem queimar gás natural?
Parte da resposta está nos contratos.
Usinas termelétricas classificadas como inflexíveis precisam manter determinada produção. Quando essa energia coincide com períodos de forte geração solar ou eólica, o sistema pode ficar com mais eletricidade disponível do que consegue consumir ou transportar naquele momento.
É então que o ONS precisa reduzir a geração de outras usinas.
O setor chama esse corte de curtailment. Em português simples, significa mandar uma usina diminuir ou interromper parte da produção porque o sistema não consegue aproveitar toda aquela eletricidade naquele instante.
Vento e sol podem ser desperdiçados enquanto a térmica continua ligada
O fenômeno tornou-se mais relevante com o crescimento rápido das fontes renováveis.
Uma turbina eólica pode estar girando e um parque solar pode ter condições para produzir, mas a eletricidade não necessariamente chega ao consumidor se já houver geração suficiente ou limitações na rede.
No caso analisado pelo TCU, a inflexibilidade contratual das térmicas entra justamente nessa equação. Como essas unidades possuem obrigações mínimas de geração, parte da energia renovável pode acabar sendo cortada para acomodá-las no Sistema Interligado Nacional.
A proposta tenta abrir espaço para fazer o contrário quando as condições permitirem: reduzir a produção térmica e aproveitar mais eletricidade disponível de outras fontes.
O ONS calcula redução potencial de 215 MW médios em cortes
Há uma medida concreta do efeito operacional que está sendo discutido.
Segundo a proposta divulgada pela Reuters, análise do ONS indicou que a flexibilização poderia reduzir em até 215 megawatts médios os cortes de geração de energia.
Megawatt médio é uma forma de representar a quantidade média de energia gerada durante determinado período. Não significa simplesmente que 215 MW de novas usinas surgiriam no país.
Na prática, o número mostra quanto da energia que hoje pode ser limitada pelo sistema teria potencial para continuar sendo produzida caso a operação das térmicas se tornasse mais flexível.
O custo variável das usinas ficaria em R$ 760 por MWh
O acordo não prevê simplesmente desligar as termelétricas.
A ideia é mudar quando elas entram em operação. O ONS poderia despachá-las por necessidade de segurança ou por mérito econômico, usando um custo variável unitário operacional de R$ 760 por megawatt-hora previsto na proposta.
Isso permitiria guardar a capacidade térmica para momentos em que ela fosse realmente necessária.
Quando o vento diminuísse, a geração solar caísse ou a demanda aumentasse rapidamente, por exemplo, essas máquinas poderiam voltar a produzir conforme a determinação do operador.
É justamente essa capacidade de responder às mudanças do sistema que tornou a flexibilidade uma peça cada vez mais valiosa na matriz elétrica.
Térmicas continuam importantes quando sol e vento recuam
O debate não coloca energia renovável e termelétrica como tecnologias que simplesmente substituem uma à outra.
Solar e eólica dependem das condições naturais. Uma nuvem pode reduzir rapidamente a produção fotovoltaica de uma região, enquanto mudanças no regime dos ventos alteram o desempenho de parques eólicos.
A térmica pode entrar quando essa produção cai ou quando o consumo sobe.
A própria Eneva registrou 2.230 GWh de geração termelétrica no segundo trimestre de 2026, alta de 46% na comparação anual. Segundo a companhia, o aumento ocorreu em um período no qual o sistema precisou de mais geração desse tipo para complementar outras fontes.
O que está em discussão no TCU é quanto dessa produção precisa permanecer obrigatória durante todo o tempo.
Eneva assumiria parte do risco da mudança
Existe um ponto delicado na negociação: alterar contratos antigos pode criar novos custos.
A proposta trabalha com uma condição chamada neutralidade tarifária. A intenção é evitar que as distribuidoras acabem pagando mais pela mudança das regras.
Caso apareçam custos adicionais no mercado de energia de curto prazo, a proposta prevê que eles sejam assumidos pela própria Eneva, segundo os documentos citados pela Reuters.
Ao mesmo tempo, informações obtidas pela Agência iNFRA indicam que uma das alternativas em discussão preserva receitas estabelecidas nos contratos e permite maior flexibilidade na energia entregue. Parte dela poderia inclusive vir de fontes renováveis próprias ou adquiridas de terceiros.
Esse desenho ainda precisa atravessar a etapa regulatória.
Aneel aparece como peça decisiva antes do acordo final
Na manhã desta segunda-feira, a Agência iNFRA informou que Ministério de Minas e Energia e Eneva já haviam avançado sobre os termos de uma das propostas, enquanto o aval da Aneel seguia necessário para fechar a negociação.
O processo é conduzido dentro da SecexConsenso, estrutura do TCU usada para buscar soluções negociadas em controvérsias que envolvem administração pública, regulação e empresas.
A comissão nasceu a partir de um pedido do Ministério de Minas e Energia. O TCU formalizou o grupo em maio de 2026 para tratar justamente das controvérsias nos contratos dessas usinas.
Não é uma mudança automática. O desenho precisa respeitar contratos existentes, regras regulatórias e a segurança da operação elétrica.
Mudança pode começar em julho de 2027
Se o acordo for aprovado nos termos apresentados, a nova forma de operação começaria em julho de 2027.
A escolha do período não é casual. Segundo o documento citado pela Reuters, julho coincide com maior volume de inflexibilidade das térmicas envolvidas e com a chamada safra dos ventos, época em que a produção eólica costuma ganhar força em áreas importantes para o sistema brasileiro.
É justamente quando o risco de haver geração concorrendo pelo mesmo espaço da rede pode crescer.
Com as térmicas flexíveis, o operador teria mais liberdade para decidir qual fonte usar em cada momento.
Um contrato antigo agora enfrenta uma matriz elétrica diferente
A UTE Maranhão III está ligada a um contrato originado no Leilão A-3 de 2011. Outros projetos discutidos foram contratados em certames posteriores, incluindo a expansão da MC2 Nova Venécia 2 e as térmicas Azulão II e IV.
Entre esses leilões e 2026, a matriz brasileira mudou.
Somente até agosto deste ano, a Aneel registrou 4.852,78 MW de nova capacidade instalada entrando em operação no país. Desse total, 3.520,93 MW vieram de usinas solares fotovoltaicas.
A quantidade de energia produzida em determinados horários cresceu mais rápido que a capacidade de aproveitá-la integralmente.
Contratos desenhados para outro cenário passaram então a conviver com uma rede na qual flexibilidade vale tanto quanto capacidade instalada.
A decisão pode virar referência para outras termelétricas
O alcance do processo pode ultrapassar as unidades da Eneva.
Em julho, o secretário de Energia Elétrica do Ministério de Minas e Energia, João Daniel Cascalho, disse durante evento do TCU que o governo enxergava a negociação como possível referência para outros contratos com elevada inflexibilidade.
Isso coloca um peso maior sobre a decisão atual.
Se o modelo funcionar juridicamente e produzir os ganhos operacionais esperados, contratos semelhantes podem acabar voltando à mesa no futuro.
Por enquanto, os números permanecem como estimativas: R$ 1,7 bilhão na conta da CCEE e R$ 3,2 bilhões na análise da PSR.
A próxima etapa é regulatória. Se houver acordo, a mudança começa a sair do papel em julho de 2027, quando 1,2 GW de capacidade térmica poderão deixar de produzir por obrigação contínua e passar a esperar o momento em que o sistema realmente precise deles.
