Nordeste perde 142 usinas solares e setor discute redesenho do mercado de energia

Em meio ao abandono de pelo menos 142 projetos de usinas solares no Nordeste nos últimos dois anos, segundo dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) levantados pela Coluna do Estadão e divulgados nesta segunda-feira (21), o setor elétrico acumula propostas para redesenhar os instrumentos de contratação e sinalização de preços do sistema. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) publicou na sexta-feira (18) uma nota técnica com recomendações para ampliar a resposta da demanda no país, e a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) defende tarifas com diferenciação horária para a geração distribuída.

O Nordeste acumulou 84% dos cortes de geração determinados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) no último trimestre, de acordo com o Estadão. Como o operador não controla diretamente os painéis em telhados, os cortes recaem sobre usinas de maior porte conectadas ao sistema centralizado, que são obrigadas a reduzir a venda de energia a distribuidoras e indústrias. No ano passado, o país deixou de utilizar 20% de toda a energia solar e eólica disponível.

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O ONS classificou os cortes como “realidade estrutural” de países com alta participação de renováveis, em nota enviada à Coluna do Estadão, e listou sistemas de armazenamento, reforço da transmissão e incorporação de cargas eletrointensivas, como data centers, entre as soluções em desenvolvimento. A Aneel não respondeu aos questionamentos do jornal de São Paulo.

Solatio, Atiaia, Rio Energy e Rio Alto desistem de projetos no Nordeste

A espanhola Solatio pediu em janeiro a revogação de dez usinas do complexo Pedra do Reino, em São José do Belmonte (PE), e indicou à Aneel como primeira razão o “curtailment significativo na região, com impactos diretos na previsibilidade e estabilidade da geração”, segundo a Coluna do Estadão. No mesmo mês, a Atiaia solicitou o cancelamento de oito usinas do complexo Nova Sergipe, em Canindé de São Francisco (SE), e citou o “aumento expressivo” dos cortes de geração.

Em junho, a Rio Energy desistiu de projetos em Bom Jesus da Lapa (BA) e atribuiu a decisão ao “quadro de curtailment sistêmico” que comprometeu a viabilidade econômica dos empreendimentos. Em julho, a Rio Alto comunicou à Aneel a “inviabilidade de prosseguir com os estudos e com o projeto” em Santa Luzia (PB) e destacou a “aplicação recorrente de restrições à geração de energia elétrica”, de acordo com a reportagem.

Os quatro casos envolvem Pernambuco, Sergipe, Bahia e Paraíba. Do total de 142 projetos abandonados, a Aneel cancelou 127 a pedido das empresas e revogou 15 por paralisação nas obras. A responsabilidade pelo patrimônio abandonado é das companhias, segundo o Estadão.

EPE estima 8,8 GW de resposta da demanda e propõe novo desenho de mercado

A nota técnica da EPE estima em 8,8 GW o potencial de resposta da demanda no Brasil, dentro de uma faixa de 5,9 GW a 13,1 GW entre os cenários conservador e otimista. O mecanismo consiste na redução ou no deslocamento voluntário do consumo de energia por parte de grandes consumidores, em resposta a sinais econômicos ou a solicitações do operador. O país contrata hoje 344 MW nessa modalidade, 0,3% do recorde de demanda instantânea do SIN, de 106.532 MW, registrado em fevereiro de 2025, uma participação de 20 a 33 vezes inferior à de mercados que já consolidaram o recurso.

Nos Estados Unidos, a resposta da demanda totalizou 33.272 MW em 2024 e respondeu por 6,5% do pico nas RTOs e ISOs, chegando a 10,6% no MISO. A França dispõe de cerca de 3,7 GW mobilizáveis e tem meta de 6,5 GW até 2030. O Reino Unido trabalha com 10 a 12 GW de flexibilidade no mesmo horizonte. A nota técnica da EPE atribui a distância brasileira ao desenho dos instrumentos de contratação, não à falta de potencial.

Do potencial estimado, 4,13 GW estão na indústria, com os maiores volumes em aço (1.205 MW), cimento (752 MW), papel (721 MW) e alumínio primário (650 MW), e 4,66 GW na cogeração, com destaque para a biomassa de cana (2,41 GW). A capacidade contratada nos mecanismos competitivos mais que triplicou em dois anos, de 93 MW em 2024 para 344 MW em julho de 2026, mas segue distante da escala do potencial.

Nota técnica propõe nova linha base, remuneração variável e contratos longos

A EPE propõe substituir a metodologia atual de cálculo da linha base, ancorada no último mês completo e com defasagens de até três meses, pela “Maior 5 de 10”, que utiliza a média dos cinco dias de maior consumo entre os dez últimos dias elegíveis. A recomendação inclui ajuste intradiário aditivo e simétrico, limitado a 20% da linha base, com intervalo de duas horas entre a janela de ajuste e o início do despacho. Para agregadores de carga, o cálculo deve ser individual, local a local. Para cogeradores, a nota propõe medidores independentes na conexão com a rede e na geração própria, pelo método MGO (Metering Generator Output).

Na remuneração, a nota técnica propõe duas parcelas: fixa, pela disponibilidade, definida pelo lance do leilão, e variável, valorada pelo custo variável unitário (CVU) declarado pelo próprio agente. O CVU declarado ordena o despacho dos recursos contratados pelo menor custo, nos mesmos moldes do despacho termelétrico. A EPE também recomenda duas filas de contratação: curta, de cerca de três meses, para segmentos sazonais como a cogeração de biomassa de cana, e longa, de cinco anos ou mais, para viabilizar investimentos em flexibilidade industrial, como substituição de fornos e instalação de sistemas de estocagem intermediária.

A nota recomenda ainda incluir a resposta da demanda no cálculo do requisito de potência dos Leilões de Reserva de Capacidade (LRCAPs) e na formação do Custo Marginal de Operação (CMO). O recurso concorre com as demais tecnologias nos Planos Decenais de Expansão de Energia (PDE), mas está ausente da contratação de capacidade e da formação do preço de curto prazo, segundo a EPE. As alterações podem ser implementadas por meio das Regras de Comercialização da CCEE, sem necessidade de mudar o regulamento da Aneel. O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) deliberou em 2 de setembro, na 323ª reunião, pela continuidade e pelo aprimoramento dos mecanismos, com mudanças previstas para 2027.

Abradee defende tarifa horária e projeta R$ 260 bilhões em rede até 2030

A Abradee defende a criação de tarifas com sinais horários para a energia injetada e consumida pela geração distribuída. “O consumidor injeta e puxa energia na hora que é mais conveniente para ele, não necessariamente no momento que aquilo é mais importante para o sistema”, afirmou Ricardo Brandão, diretor de Regulação da entidade, em workshop da Coalizão do Setor Elétrico Brasileiro (CEBDS/PSR), em 18 de setembro, no Rio de Janeiro, de acordo com o portal Megawhat. A proposta diferencia o custo da energia de acordo com o horário, como forma de otimizar a infraestrutura existente.

As distribuidoras planejam investir R$ 260 bilhões entre 2026 e 2030 em aperfeiçoamento da rede para acomodar novas tecnologias, fontes de geração e cargas, incluindo veículos elétricos na baixa tensão, segundo Brandão. O volume pressiona a tarifa. O diretor da Abradee afirmou que já há sinais de esgotamento da capacidade de pagamento do consumidor e que o custo da energia afeta a competitividade industrial do país.

Guilherme Zanetti, diretor de Planejamento e Outorgas de Transmissão e Distribuição do Ministério de Minas e Energia (MME), defendeu na mesma ocasião sinais de preço “sem distorção de subsídio” e “sem distorção de incentivo forçado de qualquer natureza”, de acordo com o Megawhat. Paula Valenzuela, diretora técnica da PSR, afirmou que o primeiro passo é otimizar a infraestrutura existente com tecnologias já disponíveis, antes de ampliar investimentos que se transferem à tarifa.

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