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Quatro contratos de reserva de capacidade passaram a valer em 1º de setembro e colocaram 1.712,3 MW à disposição do sistema elétrico em termelétricas do Rio de Janeiro, Ceará, Paraná e Mato Grosso do Sul.
O grupo inclui Termomacaé, Termoceará, Três Lagoas e Araucária. Somadas à Manaus I, tratada separadamente por ter operação parcial antecipada, as cinco usinas alcançam 1.827,1 MW.
A antecipação foi recomendada pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico para reforçar o atendimento em 2026 e no início de 2027.
A decisão respondeu a dois riscos combinados: a possibilidade de El Niño reduzir a disponibilidade de geração no Norte e a incerteza geopolítica afetar os preços de combustíveis.
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Os contratos vieram de leilões de reserva realizados em 2022 e 2026. Com a antecipação, suas cláusulas passaram a produzir efeito desde o novo início de suprimento.
Contratos de reserva de capacidade cobrem parte da lacuna de potência
Conforme o Ministério de Minas e Energia, o leilão de 2026 apontou necessidade de 4,2 GW para atendimento da ponta.
O certame contratou 2,2 GW, deixando uma diferença em relação ao montante identificado no planejamento.
A antecipação recompõe parte dessa lacuna com usinas que já haviam vencido processos anteriores e demonstraram interesse em começar o suprimento antes.
Em abril, o MME consultou empreendimentos que somavam aproximadamente 3.482 MW de capacidade instalada.
Desse conjunto, cerca de 2.377 MW manifestaram interesse. O ONS avaliou quanto seria necessário e quais usinas atendiam aos requisitos operacionais.
A seleção final considerou compatibilidade com os estudos de planejamento e menor impacto tarifário.
Manaus I teve duas turbinas liberadas para operação comercial, com 114,8 MW. Retirando essa parcela do total de 1.827,1 MW, as outras quatro térmicas somam 1.712,3 MW.
O cálculo evita contar a mesma usina em duas matérias como se fossem capacidades adicionais independentes.
Olhando assim, o lote de quatro contratos representa a maior parte da potência antecipada. Manaus I acrescenta a fração restante já autorizada.
Reserva de capacidade não significa que todas as máquinas gerarão no máximo durante todo o dia. O sistema contrata disponibilidade para acionar potência quando precisar.
Custos de usinas sem contrato eram pelo menos 25% maiores
O CMSE também considerou o preço de despacho. Segundo o MME, os custos declarados por empresas sem contrato eram no mínimo 25% superiores aos das usinas contratadas.
Esse diferencial pesou diante da possibilidade de aumento internacional dos combustíveis. Uma térmica sem contrato pode se tornar opção mais cara quando o sistema precisa de geração adicional.
Antecipar contratos conhecidos dá previsibilidade ao custo e à disponibilidade, embora a operação real ainda dependa da necessidade definida pelo ONS.
O El Niño entra na conta porque pode reduzir a energia produzida no Norte e elevar temperaturas. O calor, por sua vez, tende a aumentar a carga com refrigeração.
Termelétricas oferecem geração controlável e podem responder quando a produção hidrelétrica ou renovável variável não acompanha a demanda.
Em contrapartida, dependem de combustível e geram custos operacionais e emissões. A decisão do sistema compara segurança, disponibilidade e preço.
As cláusulas originais dos contratos, inclusive penalidades por atraso no início da operação, passaram a valer desde 1º de setembro.
Isso transforma a antecipação em obrigação efetiva. A usina não recebe apenas a possibilidade de começar antes; ela assume o compromisso dentro do novo calendário.
A gente percebe que a reserva funciona como seguro de potência. O custo existe mesmo antes de uma situação crítica, porque o valor está na máquina disponível quando for chamada.
Termomacaé, Termoceará, Três Lagoas e Araucária distribuem o reforço por quatro estados e diferentes pontos da rede.
Essa localização ajuda o operador a considerar restrições regionais e fluxos de transmissão, em vez de tratar os 1.712,3 MW como um bloco concentrado em um único lugar.
O efeito do reforço aparecerá no despacho ao longo dos próximos meses. Se hidrologia e carga forem favoráveis, parte da capacidade poderá ser menos acionada.
Se o El Niño pressionar geração e consumo, os contratos estarão disponíveis dentro das condições definidas. Esse é o propósito central da antecipação.
O sistema entra em setembro com uma margem térmica maior, mas não elimina a necessidade de monitorar água, combustível, transmissão e custos.
Termomacaé e Termoceará ficam próximas de polos de consumo e infraestrutura de gás. Três Lagoas e Araucária acrescentam disponibilidade em outras áreas do sistema interligado.
A potência contratada pode atender a ponta mesmo quando as usinas não funcionaram nas horas anteriores. Essa flexibilidade diferencia capacidade de uma energia entregue continuamente.
Para permanecer disponível, cada empreendimento precisa manter equipes, manutenção, conexão e combustível dentro das condições contratuais.
As penalidades por atraso pressionam o cumprimento da nova data. Se uma máquina não estiver apta quando exigida, o contrato prevê consequências que passaram a valer com a antecipação.
O custo tarifário não depende apenas do valor do contrato. Também varia com o número de horas despachadas e o combustível consumido ao longo do período.
A diferença mínima de 25% diante das ofertas sem contrato favoreceu a seleção antecipada. Ela não significa que térmicas sejam sempre a fonte mais barata do sistema.
Em horas de sol e vento abundantes, outras fontes podem atender a carga com menor custo variável. A reserva ganha valor quando essas condições não coincidem com a demanda.
Os 1.712,3 MW precisam ser somados aos demais recursos disponíveis, não comparados isoladamente com toda a necessidade de 4,2 GW do leilão.
A decisão antecipa ativos já contratados, mas não substitui expansão futura. O sistema continuará precisando de planejamento para os anos seguintes.
Setembro será o primeiro teste desse novo arranjo.
A segurança de 1.712,3 MW térmicos compensa o custo de manter essas usinas disponíveis?
