Carlos Schoeps

A inserção acelerada de usinas renováveis intermitentes, sobretudo eólicas e solares, combinada com a contratação de usinas de reserva amplia a diversificação da matriz, mas também pressiona o custo da energia para o consumidor por razões estruturais do funcionamento do sistema elétrico. Do ponto de vista técnico e econômico, o ponto central é que a confiabilidade do atendimento exige que o sistema disponha de capacidade firme de backup para suprir a carga nos momentos em que as fontes intermitentes não geram. Essas usinas de backup permanecem grande parte do tempo subutilizadas, porém precisam ser remuneradas por estarem disponíveis, o que adiciona custos fixos ao setor e, em última instância, à tarifa.

Eólicas e solares operam com fatores de capacidade tipicamente entre 20% e 50% e têm disponibilidade condicionada ao regime de ventos e à irradiância, sem controle pleno do operador. Para manter a segurança do suprimento, é necessário manter térmicas, hidrelétricas com reservatório, sistemas de armazenamento (BESS) e, em alguns casos, outros recursos despacháveis prontos para responder rapidamente quando a geração renovável cai. Como essas usinas passam a operar menos horas ao longo do ano, mas continuam arcando com custos fixos relevantes de capital, operação e manutenção, o custo médio por MWh tende a aumentar. Para preservar a viabilidade econômico-financeira desses ativos essenciais à confiabilidade, o modelo passa a exigir preços mais altos de energia ou pagamentos por capacidade/disponibilidade, que acabam repercutindo nos custos do consumidor.

Um segundo componente importante é a infraestrutura de transmissão subutilizada. Para escoar grandes parques eólicos e solares, frequentemente instalados longe dos centros de carga, onde há melhor recurso primário, é necessário construir linhas de transmissão e subestações dimensionadas para o pico de geração. Entretanto, por serem intermitentes, essas usinas raramente operam de forma sustentada na potência máxima, o que faz com que a rede associada apresente baixos níveis médios de carregamento. Na prática, o investimento em transmissão passa a ser remunerado por tarifas de uso (TUST/TUSD) sobre um volume menor de energia efetivamente transportada, elevando o custo unitário e socializando esse ônus para o conjunto dos consumidores.

Além disso, a própria lógica das usinas de reserva cria ativos de geração e de conexão que ficam à disposição do sistema apenas em frações do tempo. Usinas térmicas ou hidrelétricas de reserva, contratadas em leilões de potência ou como lastro de segurança, são projetadas para atender picos de demanda, contingências e períodos de baixa geração renovável. Isso implica manter capacidade instalada, conexão elétrica e, quando aplicável, infraestrutura associada (gasodutos, linhas de transmissão e transformadores) pronta para operar poucas horas ou poucos dias por ano. Como são ativos de alto custo fixo e baixo fator de utilização, a remuneração via encargos de capacidade, contratos de disponibilidade ou instrumentos equivalentes se torna necessária, aparecendo na fatura do consumidor mesmo quando essa energia não é percebida diretamente no consumo cotidiano.

Outro efeito relevante é o deslocamento da geração de usinas existentes, especialmente hidrelétricas e térmicas que passam a operar menos em horários de grande produção eólica/solar. Quando as renováveis aumentam a oferta em determinados períodos, outras usinas são “empurradas para fora” da ordem de mérito, reduzindo sua geração efetiva e comprometendo sua captura de receita pela venda de MWh. Para cumprir compromissos de comercialização, essas usinas podem precisar recorrer ao mercado de curto prazo para

recompor sua posição, elevando exposição e custos. No Brasil, o deslocamento hidráulico já é tratado como encargo, suportado pelos consumidores, apesar de estes não serem a causa direta do fenômeno. Esse tipo de compensação se torna necessário para evitar o desinvestimento em ativos que permanecem relevantes para a segurança do suprimento, o que, na prática, significa que o sistema paga tanto pela energia intermitente quanto pela disponibilidade das usinas deslocadas.

Em síntese, a combinação de backup caro, transmissão subutilizada, ativos de reserva com baixa utilização e mecanismos de compensação por deslocamento exige uma arquitetura regulatória baseada em encargos, produtos de capacidade, instrumentos de confiabilidade e remuneração por disponibilidade. Esses custos se transformam em tarifas e preços de energia mesmo quando o custo variável das renováveis é baixo, porque a conta do consumidor reflete todo o ecossistema necessário para garantir que o sistema opere com qualidade e segurança em todas as horas. Por isso, o desafio regulatório e de planejamento é minimizar os custos sistêmicos com desenho de leilões, contratos e tarifas que otimizem o uso da infraestrutura, valorizem flexibilidade e distribuam riscos de forma eficiente.

Nesse contexto, já avançam discussões no setor sobre a necessidade de aperfeiçoar o modelo para incorporar, de forma mais explícita, a contratação de geração firme e despachável, com destaque para projetos a gás natural e, em alguns debates, a energia nuclear, como âncoras de confiabilidade para atender os horários críticos e reduzir a volatilidade operacional. A questão não é substituir as renováveis, mas ajustar o portfólio de geração e os mecanismos de contratação para que o consumidor não arque com um “custo oculto” crescente de redundância e infraestrutura ociosa. Esse tema exige modelagens integradas de risco de atendimento, custo sistêmico, expansão de rede e desenho regulatório, de modo a apoiar decisões que preservem a confiabilidade do SIN com o menor impacto possível na conta de luz.