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Modelo de exportação antecipada de energia ganha força no Brasil ao transformar excedentes hídricos em receita, reduzir desperdícios operacionais e aliviar sobreoferta no sistema elétrico nacional, com impacto direto sobre hidrelétricas e integração com países vizinhos.
O governo federal colocou em consulta pública uma proposta para criar uma nova modalidade de exportação de energia elétrica para Argentina e Uruguai, baseada na venda antecipada de excedentes hidrelétricos que ainda serão efetivamente gerados.
Nesse contexto, a iniciativa conduzida pelo Ministério de Minas e Energia introduz o chamado vertimento turbinável antecipado, mecanismo que permite negociar previamente energia associada à água excedente dos reservatórios antes mesmo da sua conversão em eletricidade.
Ao transformar uma sobra potencial em ativo comercial, a medida tenta dar destino econômico a uma geração que, em diferentes momentos do sistema, acaba não sendo utilizada por limitações operacionais ou por falta de demanda interna imediata.
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Como funcionaria a exportação antecipada de energia elétrica
Para que a operação ocorra, será necessário que o Operador Nacional do Sistema Elétrico identifique a possibilidade de vertimento turbinável futuro nas hidrelétricas participantes, com base em projeções hidrológicas e condições operacionais do sistema.
Nessas situações, existe previsão de volume de água suficiente para geração de energia, mas sem garantia de aproveitamento no mercado brasileiro no momento mais adequado, o que abre espaço para planejamento antecipado de exportações.
Diferentemente do modelo atual, a nova proposta permite organizar previamente a venda desse excedente, substituindo a lógica reativa que dependia da iminência do vertimento para viabilizar negociações com países vizinhos.
Criada em 2022, a regra vigente autorizou exportações com base em vertimentos iminentes, ou seja, sobras de água previstas para curto prazo, sem horizonte de planejamento mais amplo para comercialização.
Mesmo com uso limitado, essa modalidade já resultou em R$ 788,2 milhões em benefício financeiro, valor associado à comercialização de energia que, em outras circunstâncias, poderia não ter sido aproveitada.
Por que o Brasil quer antecipar a venda de energia
A proposta surge em meio a um cenário de maior complexidade na operação do sistema elétrico brasileiro, impulsionado pela expansão das fontes renováveis e por episódios recorrentes de excesso de oferta em determinados períodos do ano.
Quando a geração supera a capacidade de absorção do sistema, torna-se necessário reduzir a produção de algumas usinas, o que afeta diretamente empreendimentos solares, eólicos e hidrelétricos em diferentes regiões do país.
No caso específico das hidrelétricas, o desperdício ocorre quando a água precisa ser descartada sem passar pelas turbinas, eliminando a possibilidade de geração de energia e, consequentemente, de receita para os agentes envolvidos.
Segundo Marisete Dadald Pereira, presidente da Abrage, o avanço das renováveis traz um novo desafio ao setor, que não se limita à geração limpa, mas exige soluções para evitar perdas energéticas dentro do próprio sistema.
Ainda de acordo com a executiva, a fonte hidrelétrica costuma ser a primeira a sofrer cortes na produção, já que permite ajustes mais rápidos e flexíveis em comparação com outras formas de geração disponíveis.
Papel das regiões Sul e Norte na estratégia energética
Dentro da proposta, a exportação antecipada deverá considerar principalmente usinas localizadas nos subsistemas Sul e Norte, enquanto Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste permanecem preservados por sua relevância para a segurança energética nacional.
Essa lógica operacional acompanha o ciclo hidrológico do Norte, região estratégica por concentrar grandes hidrelétricas e exercer influência direta sobre a disponibilidade de energia ao longo do ano.
Durante o período entre junho e novembro, quando o Norte enfrenta uma fase mais seca, a exportação antecipada poderá ocorrer com base nos níveis de armazenamento dos reservatórios do Sul.
Já no intervalo entre dezembro e maio, marcado por chuvas mais intensas no Norte, a estratégia prevê recompor os reservatórios do Sul, ampliando a geração na região Norte e reduzindo a necessidade de produção no Sul.
Com isso, busca-se equilibrar o uso dos recursos hídricos entre diferentes regiões, mantendo níveis considerados seguros para o abastecimento interno e evitando pressões adicionais sobre o sistema.
Quem pode participar da exportação de energia
A adesão ao novo modelo será voluntária e dependerá do interesse dos geradores hidrelétricos, que poderão optar por participar da comercialização antecipada conforme suas estratégias operacionais e comerciais.
Ficam de fora da proposta as usinas que operam sob regime de cotas, cuja energia é destinada ao mercado regulado, além da Itaipu Binacional, que não será incluída nessa modalidade de exportação.
No desenho institucional, caberá à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica conduzir os procedimentos comerciais, enquanto o ONS seguirá responsável pela avaliação das condições técnicas e energéticas do sistema.
Nos últimos anos, grandes geradores já vinham defendendo a criação desse mecanismo, argumentando que o Brasil poderia ter aproveitado melhor seus excedentes hidrelétricos em negociações internacionais.
Enquanto a consulta pública segue aberta para contribuições, o governo avalia ajustes antes de uma decisão final sobre a implementação da medida no marco regulatório do setor elétrico.
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