POR QUE O BRASIL PAGA POR TÉRMICAS CARAS ENQUANTO JOGA FORA ENERGIA LIMPA E ARMAZENÁVEL

Assinar contratos longos e caros exatamente no topo do ciclo econômico, quando o custo de capital está elevado, a taxa de juros exige retornos mais altos e várias tecnologias que poderiam cumprir a mesma função tendem a ficar significativamente mais baratas poucos anos à frente. Em vez de desenhar um caminho de transição baseado em flexibilidade, armazenamento e uso inteligente dos ativos já instalados, o país tem sinalizado preferência por ampliar leilões de capacidade para termelétricas fósseis de longo prazo justamente quando o mundo acelera investimentos em baterias, digitalização da rede e integração eficiente das renováveis.

A escalada dos preços‑teto nos leilões de capacidade

O exemplo mais recente dessa distorção está nos Leilões de Reserva de Capacidade (LRCAP). Em 2021, o governo realizou um leilão que contratou 4.632 MW de termelétricas a gás, óleo e biomassa, com preço médio de cerca de R$ 824,5 mil por MW‑ano e contratos de 15 anos. Em valores acumulados, isso representa em torno de R$ 12,4 milhões por MW de potência térmica ao longo de toda a vigência contratual, sem considerar combustível, custos variáveis e encargos adicionais associados ao despacho dessas usinas.

Em 2026, a situação se agravou. A ANEEL aprovou, em reunião pública extraordinária, aumentos significativos nos preços‑teto dos novos leilões de capacidade poucos dias antes dos certames, após forte pressão de agentes interessados. No LRCAP voltado a térmicas a gás e carvão, por exemplo, os tetos saltaram de uma faixa entre aproximadamente R$ 1,12 milhão e R$ 1,6 milhão por MW‑ano para valores entre R$ 2,25 milhões e R$ 2,9 milhões por MW‑ano. Em outro leilão, voltado a térmicas a óleo e biodiesel, os tetos que variavam entre R$ 920 mil e R$ 990 mil por MW‑ano passaram para cerca de R$ 1,6 milhão a R$ 1,75 milhão por MW‑ano.

Pareceres técnicos em processos de controle externo já apontaram que reajustes de teto decididos em cima da hora, sem motivação econômica consistente, atendem mais a pleitos setoriais do que ao interesse público, citando inclusive casos em que o teto foi reajustado para patamares próximos de R$ 2,9 milhões por MW‑ano após questionamentos de geradores. Em outras palavras, o consumidor está sendo chamado a pagar mais caro por uma mesma função de capacidade, em contratos longos, justamente quando o custo do dinheiro é mais alto e existem alternativas tecnológicas com curva de custo descendente.

Tecnologias em queda de custo: a lição de solar, eólica e baterias

A experiência recente do setor elétrico é clara: novas tecnologias tendem a ficar radicalmente mais baratas à medida que escalam. A energia solar fotovoltaica talvez seja o caso mais conhecido. Entre 2010 e 2025, o custo dos módulos solares caiu globalmente entre 80% e 90%, dependendo da tecnologia e do mercado. O que era visto como “luxo” no início da década passada tornou‑se uma das fontes mais baratas de geração elétrica do mundo, graças ao aumento de escala industrial, ao avanço da eficiência dos módulos, à competição entre fabricantes e ao amadurecimento logístico.

A energia eólica seguiu trajetória semelhante. A adoção de turbinas de maior porte, o alongamento das pás, o ganho em fator de capacidade e a industrialização de componentes reduziram substancialmente o custo por megawatt instalado em diversas regiões, a ponto de a eólica onshore competir hoje sem subsídios em muitos mercados.

Agora, o mesmo fenômeno se inicia com sistemas de armazenamento em baterias, os BESS (Battery Energy Storage Systems). Estudo da Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia (ABSAE), em parceria com a Newcharge, indica que os custos de sistemas de baterias no Brasil têm tendência de queda adicional de cerca de 28% na próxima década, impulsionados sobretudo pela expansão global da produção para veículos elétricos e grandes projetos de armazenamento de rede. A EPE, em suas referências de investimento, trabalha com valores na ordem de R$ 6 mil a R$ 7 mil por kW de potência para sistemas BESS de grande porte, o que equivale a cerca de R$ 6 milhões a R$ 7 milhões por MW instalado.

Esses números significam que, já hoje, o CAPEX de um MW de BESS se aproxima e em diversos cenários pode ser inferior ao valor total que o sistema aceita pagar em 15 anos por um MW de térmica em leilões de capacidade, especialmente depois da elevação dos tetos. E, diferentemente da usina térmica, a bateria não depende de combustível fóssil, não está exposta à volatilidade geopolítica do gás natural e praticamente não apresenta custo variável para despachar a energia armazenada.

A contradição: pagamos por térmicas enquanto jogamos fora energia limpa

Ao mesmo tempo em que o país se dispõe a pagar caro por capacidade térmica, desperdiçamos uma fração crescente da geração renovável disponível. Em 2025, estimativas de consultorias especializadas e associações indicam que algo entre 20% e 21% da energia potencial de usinas solares e eólicas foi efetivamente cortada do sistema, em função de limitações operacionais, sobreoferta em certos horários e restrições de rede. Só entre janeiro e agosto, os cortes de geração, o chamado curtailment, geraram prejuízos estimados em R$ 3,2 bilhões, e as perdas acumuladas no ano ultrapassaram R$ 6 bilhões.

Esse problema não se restringe a eólicas e solares. Dados apresentados por representantes da Abrage indicam que, entre 2022 e 2024, as hidrelétricas responderam por aproximadamente 86% do total de curtailment, em um volume de 98 TWh cortados, o que intensifica o risco hidrológico (GSF) e gera custos adicionais repassados aos consumidores. Ao mesmo tempo, o setor de geração hidrelétrica vem defendendo o uso de soluções de armazenamento hidrelétrico e usinas reversíveis, capazes de bombear água em horários de sobra de energia para turbinar essa energia em horários de maior demanda, como forma de reduzir os cortes e otimizar a operação dos reservatórios.

Em termos econômicos, o quadro é claro: o Brasil já paga pela energia limpa que está sendo cortada, seja via amortização de CAPEX e OPEX das usinas contratadas, seja por meio de encargos relacionados a riscos hidrológicos e sobras estruturais, mas não consegue aproveitar integralmente essa produção por falta de flexibilidade, transmissão e armazenamento.

Hidrelétricas com grandes reservatórios: um “banco de energia” mal utilizado

Um dos maiores trunfos estruturais do Brasil é sua base de hidrelétricas com grandes reservatórios, que funcionam como um enorme “banco de energia” renovável. Em 2009, a capacidade máxima de acumulação de energia desses reservatórios alcançava 202 TWh, o que correspondia a cerca de 45% de toda a energia consumida no país naquele ano, mostrando como o armazenamento hídrico sempre foi fundamental para equilibrar oferta e demanda.

Nos últimos anos, porém, a combinação entre crescimento acelerado das renováveis intermitentes, expansão da geração distribuída solar e sinais de preço pouco alinhados com a realidade operacional tem levado a usos subótimos dos reservatórios. Em diversos momentos, o dispatch privilegiou cortes de geração hidrelétrica em vez de reduzir produção intermitente, elevando o GSF e afetando o regime de rios, ao mesmo tempo em que permanecem inexploradas opções mais modernas, como a hibridização entre hidrelétricas, BESS e reforços localizados de transmissão.

O resultado é a pior combinação possível: reservatórios subutilizados, renováveis cortadas e térmicas caras contratadas para funcionar como “seguro” de um sistema que desperdiça energia limpa.

BESS: estocar o que já foi pago, com a conexão que já existe

Nesse cenário, os sistemas de armazenamento em baterias deixam de ser uma curiosidade tecnológica para se tornarem uma ferramenta concreta de racionalidade econômica. Há pelo menos três características dos BESS que são centrais para o debate brasileiro:

Eles armazenam energia que hoje é desperdiçada

Quando instalados de forma hibridizada com usinas solares, eólicas ou mesmo hidrelétricas, os BESS podem carregar essencialmente com a energia que seria curta. O investimento na usina principal já foi feito, a conexão à rede já existe e uma parte significativa do CAPEX está sendo remunerada; o que falta é uma “caixa” para guardar a energia nos momentos de sobra e deslocá‑la para os horários de maior demanda ou maior valor econômico.

Não demandam, em muitos casos, novos custos de conexão

Baterias instaladas em associação a usinas existentes ou em subestações estratégicas podem aproveitar exatamente o mesmo ponto de conexão à rede, evitando a necessidade de novas estruturas de acesso, reforços extensos ou gasodutos dedicados, algo frequentemente indispensável em projetos de térmicas greenfield. Essa possibilidade de “encaixar” o BESS em infraestrutura já conectada torna o investimento mais rápido, modular e eficiente do ponto de vista de CAPEX sistêmico.

Prazo de implantação muito menor que o de térmicas

Estudos de empreendimentos termelétricos indicam que o ciclo completo de uma usina a gás, licenciamento, obras civis, montagem eletromecânica, dutos ou infraestrutura de combustível e comissionamento pode levar de 2 a 4 anos, ou mais em casos complexos. Já projetos de BESS em escala de rede vêm sendo implantados, em diversos mercados, em prazos de meses a cerca de 1–2 anos, o que ajuda a explicar por que a capacidade global de armazenamento em baterias cresceu 38% até outubro de 2025, segundo levantamentos de mercado. Na prática, é plenamente plausível instalar um BESS em menos da metade do tempo necessário para colocar uma térmica equivalente em operação, especialmente quando se trata de hibridização com usinas já existentes.

Essas três características levam a uma conclusão importante: o BESS concentra sua remuneração quase exclusivamente no que falta ao sistema, o CAPEX e o O&M do próprio armazenamento usando como insumo um MWh que hoje é simplesmente jogado fora. Já a térmica precisa amortizar CAPEX da usina inteira, OPEX fixo e variável, além de combustível, sempre que for despachada.

Gas natural: um combustível caro, fóssil e arriscado

Mesmo entre defensores das termelétricas, há consenso de que o gás natural é um combustível exposto a riscos significativos de preço e abastecimento. A crise europeia após a invasão da Ucrânia mostrou como choques geopolíticos podem encarecer ou restringir o acesso ao gás, levando o Parlamento Europeu a aprovar resoluções que falam em escassez de gás até pelo menos o fim de 2027 e necessidade de reduzir a dependência das importações russas e de outras regiões instáveis.

No Brasil, o ONS já manifestou preocupação com a necessidade de acionar térmicas e garantir sua “prontidão total” em cenários de risco de déficit, o que inclui, na prática, a disponibilidade de combustível em condições competitivas de preço. Contratos de importação de gás, infraestrutura de GNL, dutos e variações cambiais passam a fazer parte do risco do sistema sempre que se aposta em um parque térmico volumoso como pilar da segurança.

Quando se coloca isso ao lado de soluções que armazenam energia renovável doméstica, solar, eólica, hídrica sem necessidade de combustível adicional, a insistência em ampliar a contratação de térmicas fósseis de longo prazo se torna ainda mais difícil de justificar sob a ótica do consumidor.

BESS, transmissão e reservatórios: um desenho consorciado

Nada disso significa que as termelétricas deixarão de existir ou que a expansão da transmissão é dispensável. Pelo contrário: há consenso de que o Brasil precisa de um pacote consorciado de soluções. Entre essas soluções, destacam‑se:

Reforços de transmissão, para escoar energia de regiões exportadoras e reduzir congestões que hoje agravam o curtailment.

Uso inteligente dos grandes reservatórios hidrelétricos e desenvolvimento de hidrelétricas reversíveis, capazes de armazenar energia em horizontes de dias e semanas, complementando tanto as renováveis intermitentes quanto o BESS de curta duração.

Implantação acelerada de BESS, com mecanismos regulatórios que viabilizem sua agregação a usinas existentes e sua utilização como recurso de flexibilidade, reduzindo curtailment, prestando serviços ancilares e diminuindo a necessidade de despacho térmico em picos de curta duração.

A diferença está no como e quando contratar cada tecnologia. No caso do armazenamento, a própria agenda regulatória brasileira já discute leilões específicos de capacidade de armazenamento, com contratos na ordem de 10 anos, potência mínima por projeto e duração diária limitada em horas, o que permite calibrar a contratação ao longo do tempo e capturar a queda de CAPEX prevista para a próxima década.

Ao serem leiloados ano a ano, com contratos mais curtos e objetivos claros (redução de curtailment, suporte à ponta, serviços ancilares), os BESS podem funcionar como um “recurso de transição”, permitindo que o sistema ganhe flexibilidade enquanto a tecnologia barateia, em vez de travar o consumidor em contratos de 15 anos de térmicas cujo custo total é muito mais sensível ao juro e ao preço do combustível.

Honrar o consumidor, não o pico do ciclo

O mundo caminha para sistemas elétricos mais flexíveis, digitalizados e apoiados em armazenamento, combinando baterias, reservatórios, resposta da demanda e redes inteligentes. O Brasil, com uma das matrizes mais renováveis do planeta, tem uma oportunidade rara: usar a próxima década para construir um arranjo que honre de forma equilibrada tanto o setor elétrico quanto o consumidor final, em vez de cristalizar, em contratos longos e caros, tecnologias intensivas em combustível fóssil cujo papel tende a se reduzir ao longo do tempo.

Continuar elevando preços‑teto para leilões de capacidade térmica, às vésperas dos certames, num contexto de curtailment bilionário de energia limpa e queda acelerada nos custos de armazenamento, é mais do que uma contradição técnica: é uma escolha política que prioriza o passado sobre o futuro. O caminho racional não é abandonar térmicas de uma vez, mas colocá‑las no lugar certo como reserva para eventos extremos e de longa duração e, ao mesmo tempo, permitir que transmissão, reservatórios e BESS componham um sistema que use a energia que já temos, em vez de continuar pagando caro por uma energia fóssil que nem sempre estará disponível quando mais precisarmos dela.