Comissão aprova contratação de 7,4 GW em novas usinas
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A Comissão de Serviços de Infraestrutura do Senado aprovou, em votação extrapauta, o Projeto de Lei nº 5.017/2019, que passou a incluir a contratação de 7,4 GW em novas usinas para reforçar a segurança de suprimento do sistema elétrico brasileiro. A proposta segue agora para análise do Plenário do Senado.
O texto aprovado amplia significativamente o escopo original do projeto, que tratava de descontos especiais nas tarifas de energia elétrica utilizadas em atividades de irrigação, aquicultura e exploração de poços semiartesianos destinados à dessedentação humana. Com o substitutivo, a proposta passou a incorporar temas estruturais da política energética, incluindo contratação de novas termelétricas a gás natural e centrais hidrelétricas de até 50 MW.
O volume total previsto combina 2.500 MW de novas termelétricas a gás natural e 4.900 MW de centrais hidrelétricas de até 50 MW, em um desenho que busca ampliar a disponibilidade de potência e energia associada no Sistema Interligado Nacional. A medida se conecta ao debate sobre confiabilidade do sistema, crescimento da demanda, expansão de renováveis variáveis e necessidade de recursos capazes de apoiar a operação em momentos críticos.
A aprovação em extrapauta também chama atenção pelo impacto potencial da proposta. Ao inserir a contratação de novos ativos de geração em um projeto originalmente voltado a benefícios tarifários específicos, o Senado coloca em discussão uma mudança relevante na composição futura da oferta elétrica, com reflexos sobre custos, planejamento, rede, contratação de capacidade e alocação de encargos entre consumidores.
Contratação amplia debate sobre segurança de suprimento
A contratação de 7,4 GW em novas usinas reforça a centralidade da segurança de suprimento na agenda energética brasileira. O sistema elétrico passa por uma transformação estrutural, com crescimento acelerado de fontes renováveis variáveis, avanço da geração distribuída, aumento de grandes cargas digitais e maior complexidade na operação diária.
Nesse ambiente, a expansão da oferta não pode ser analisada apenas pelo volume anual de energia gerada. O sistema precisa de recursos disponíveis nos momentos de maior necessidade, capazes de atender picos de carga, compensar variações hidrológicas, responder à intermitência de fontes eólicas e solares e sustentar a confiabilidade do atendimento.
As termelétricas a gás natural entram nesse debate como recursos despacháveis, capazes de operar de forma complementar à geração renovável e hidrelétrica. Já as centrais hidrelétricas de menor porte podem contribuir com energia renovável e capacidade associada, dependendo de sua localização, regime hidrológico e perfil de operação.
A proposta, porém, também reacende discussões sobre custo, eficiência e aderência ao planejamento setorial. Contratações mandatórias por lei podem acelerar a entrada de novos ativos, mas precisam ser avaliadas em relação ao Plano Decenal de Expansão de Energia, às necessidades reais do sistema, ao custo para consumidores e à disponibilidade de infraestrutura de conexão.
Termelétricas a gás natural ganham novo espaço no texto
O substitutivo aprovado prevê a contratação de novas termelétricas a gás natural, incluindo empreendimentos associados ao gás de origem amazônica. A proposta busca justificar a escolha pela região Norte a partir de dificuldades históricas relacionadas à segurança energética, aos custos de geração e à sazonalidade das bacias hidrográficas.
O texto também prevê que a contratação corresponda à diferença entre potência instalada e garantia física de hidrelétricas contratadas por meio de leilão de projetos estruturantes, conforme estudos elaborados pela EPE. Essa lógica busca associar a contratação térmica à necessidade de complementaridade de potência em um sistema que depende de recursos hidráulicos e renováveis variáveis.
Além disso, o substitutivo estabelece que a inflexibilidade das termelétricas seja apurada em base anual e definida de forma inversamente proporcional ao fator de capacidade de hidrelétricas estruturantes. A modulação temporal da geração ficaria a cargo do ONS, de forma complementar à geração hidrelétrica e conforme regulamentação.
Esse desenho reforça uma discussão cada vez mais importante: o valor da flexibilidade. Em um sistema com maior participação de renováveis, não basta contratar energia; é necessário contratar capacidade de resposta. A questão central será garantir que essa resposta venha ao menor custo possível e com efetiva contribuição para a operação.
Novas térmicas teriam distribuição regional definida
Além das usinas vinculadas ao gás de origem amazônica, o texto aprovado prevê a contratação de 2.500 MW de novas centrais termelétricas a gás natural, com inflexibilidade mínima de 70%. A contratação deverá ocorrer até o primeiro trimestre de 2027, com entrega prevista até 1º de julho de 2032.
A distribuição regional proposta reserva 500 MW para Goiás, 500 MW para o Distrito Federal e entorno, 500 MW para Rondônia, 500 MW para o Triângulo Mineiro e 500 MW para a região metropolitana de São Luís, no Maranhão. Esse recorte territorial indica uma tentativa de direcionar capacidade firme para áreas específicas, algumas delas com desafios de atendimento, crescimento de carga ou localização estratégica.
A regionalização, no entanto, exige análise cuidadosa. A localização de uma usina termelétrica influencia seu valor sistêmico, sua conexão, seu acesso a combustível, sua operação e seu impacto tarifário. Uma térmica mal localizada pode ter menor contribuição para aliviar gargalos ou exigir investimentos adicionais em rede e infraestrutura de gás.
A Avaliação de Subestações e Infraestrutura Elétrica da ePowerBay pode apoiar esse tipo de leitura ao reunir informações sobre subestações da rede básica e da rede de distribuição, linhas de transmissão, capacidades disponíveis, expansões e dados operacionais. Para avaliar novas usinas, a análise da infraestrutura elétrica do entorno é tão importante quanto a potência instalada prevista.
Hidrelétricas de até 50 MW entram como reserva de capacidade
O texto aprovado também prevê a contratação de 4.900 MW de centrais hidrelétricas de até 50 MW, com energia associada. A contratação deverá ocorrer até o terceiro trimestre de 2026, por chamada pública, para empreendimentos que possuam licença ambiental prévia válida e Despacho de Registro da Adequabilidade do Sumário Executivo emitido pela Aneel.
Os projetos seriam listados em ordem decrescente de potência instalada, priorizando aqueles de maior capacidade até o limite contratado. A contratação foi dividida em etapas: 2.000 MW com início de suprimento a partir do segundo semestre de 2032, 1.000 MW a partir do segundo semestre de 2033, 1.000 MW a partir do segundo semestre de 2034 e 900 MW a partir do segundo semestre de 2035.
A distribuição regional prevista estabelece 3.000 MW para empreendimentos no Centro-Oeste, 1.500 MW para projetos nas regiões Sul e Sudeste e 400 MW para as regiões Norte e Nordeste. Essa divisão mostra uma tentativa de direcionar a expansão para regiões com potencial de projetos menores e com possibilidade de contribuição ao sistema em etapas ao longo da próxima década.
A contratação dessas hidrelétricas como reserva de capacidade, com energia associada, pode ampliar a diversidade da oferta. No entanto, também exigirá atenção a licenciamento, impacto ambiental, conexão, disponibilidade hídrica, viabilidade econômica e real contribuição de potência em períodos críticos.
Conexão assegurada exige planejamento de rede
Um dos pontos relevantes do texto é a previsão de que as centrais hidrelétricas contratadas tenham conexão assegurada aos sistemas de transmissão e distribuição. Esse dispositivo pode reduzir incertezas para os empreendedores, mas também cria desafios para o planejamento da rede.
Garantir conexão não significa apenas permitir o acesso formal ao sistema. É necessário avaliar capacidade disponível, reforços necessários, custos, prazos, impactos sobre outros agentes e compatibilidade com a expansão planejada. Em regiões com múltiplos projetos, a conexão pode se tornar um dos principais gargalos para transformar contratação em operação real.
A Fila de Acesso à Rede do ONS disponível na ePowerBay pode apoiar essa análise ao permitir acompanhar pedidos de conexão, concentração de projetos e regiões com maior pressão sobre a infraestrutura elétrica. Em um cenário de contratação adicional de 7,4 GW, entender a disputa por acesso à rede será fundamental para avaliar riscos de implantação e eventuais necessidades de reforço.
A proposta também prevê que algumas termelétricas possam compartilhar acesso e montantes de uso dos sistemas de transmissão contratados por empreendimentos estruturantes, vedada a dupla cobrança pelo mesmo montante de uso. Esse ponto exigirá regulamentação cuidadosa para evitar conflitos, sobreposição de custos e ineficiências tarifárias.
Custo será ponto central da discussão no Plenário
A contratação de novas usinas por meio de lei tende a gerar debate sobre custo para os consumidores. O texto aprovado prevê que a energia produzida pelas termelétricas seja alocada entre os usuários finais do Sistema Interligado Nacional, com exceção dos consumidores da subclasse residencial baixa renda. Os custos e a geração seriam rateados proporcionalmente ao consumo individual, conforme mecanismo tarifário específico a ser regulamentado pela Aneel.
Esse desenho amplia o debate sobre quem paga pela segurança de suprimento. A contratação de capacidade pode ser necessária para garantir confiabilidade, mas seus custos precisam ser transparentes, eficientes e compatíveis com a necessidade real do sistema. Caso contrário, há risco de aumento tarifário sem benefício proporcional.
O tema se conecta à discussão mais ampla sobre encargos setoriais. O setor elétrico brasileiro já possui uma estrutura tarifária complexa, com diferentes políticas públicas financiadas pela conta de luz. A inclusão de novas contratações obrigatórias pode ampliar esse peso, especialmente se os projetos forem contratados fora de processos competitivos plenamente alinhados ao planejamento setorial.
Nesse contexto, a qualidade da análise técnica será decisiva. A expansão precisa considerar custo sistêmico, localização, flexibilidade, impacto ambiental, conexão, segurança energética e alternativas disponíveis, como armazenamento, resposta da demanda, reforços de transmissão e contratação de capacidade por leilões específicos.
Contratação por lei pode tensionar planejamento setorial
A aprovação do substitutivo reforça uma tensão recorrente no setor elétrico: a relação entre planejamento técnico e decisões legislativas de contratação. O planejamento energético brasileiro é estruturado a partir de estudos da EPE, operação do ONS, regulação da Aneel e diretrizes do MME. Quando o Congresso determina contratações específicas, cria-se uma camada adicional de decisão que pode complementar ou tensionar esse processo.
Contratações legais podem acelerar projetos considerados estratégicos, mas também podem reduzir a neutralidade tecnológica e limitar a competição entre soluções. Em vez de o sistema contratar o recurso mais eficiente para determinada necessidade, passa a contratar tecnologias, regiões ou volumes previamente definidos por lei.
Esse ponto será central na análise do Plenário. A pergunta não é apenas se o sistema precisa de mais capacidade, mas se os 7,4 GW propostos representam a melhor forma de atender essa necessidade. A resposta depende de estudos de demanda, custo, operação, transmissão, emissões, disponibilidade hídrica e maturidade dos projetos.
O Mapa Interativo do Setor Elétrico da ePowerBay pode contribuir para esse debate ao permitir visualizar ativos de geração, linhas de transmissão, subestações e polos de consumo. A análise territorial ajuda a compreender se os projetos propostos estão localizados em regiões de valor sistêmico ou se podem ampliar pressões sobre a rede.
Complementaridade entre fontes será cada vez mais importante
A proposta combina termelétricas a gás natural e hidrelétricas de menor porte, duas fontes com papéis distintos na matriz. As térmicas podem oferecer capacidade despachável e maior previsibilidade de acionamento. As hidrelétricas de até 50 MW podem contribuir com geração renovável e, dependendo do projeto, capacidade associada ao sistema.
Essa combinação reflete a busca por complementaridade. A matriz elétrica brasileira caminha para maior participação de fontes renováveis variáveis, especialmente solar e eólica. Para manter segurança, será necessário combinar geração limpa, recursos flexíveis, armazenamento, transmissão robusta, resposta da demanda e gestão operativa mais sofisticada.
A Análise de Curtailment da ePowerBay pode apoiar essa discussão ao permitir acompanhar eventos de restrição de geração renovável e avaliar como gargalos de rede afetam o aproveitamento da energia disponível. Em um sistema com mais renováveis, contratar nova capacidade sem resolver restrições de transmissão pode reduzir a eficiência da expansão.
A complementaridade precisa ser analisada não apenas entre tecnologias, mas também entre localização, horário de geração, sazonalidade e capacidade de resposta. O valor de uma usina depende de quando e onde ela consegue entregar energia e potência ao sistema.
Grandes cargas reforçam pressão por capacidade
A discussão sobre contratação de novas usinas ocorre em um momento de crescimento das chamadas grandes cargas. Data centers, eletromobilidade, hidrogênio verde, mineração, indústria eletrointensiva e novos polos industriais podem alterar a trajetória da demanda elétrica brasileira nos próximos anos.
Esse movimento aumenta a importância da expansão de capacidade, mas também torna o planejamento mais incerto. Algumas grandes cargas podem se materializar rapidamente; outras podem permanecer como projetos potenciais por anos. A contratação de oferta precisa acompanhar essa evolução com cuidado, evitando tanto déficit de capacidade quanto sobrecontratação.
A expansão da oferta precisa dialogar com a nova geografia do consumo. A carga não cresce de forma uniforme; ela se concentra em polos industriais, digitais, urbanos e logísticos. Por isso, localização e conexão são fatores decisivos para avaliar o valor dos novos empreendimentos.
Licenciamento e maturidade dos projetos serão determinantes
A contratação das hidrelétricas de até 50 MW exigirá empreendimentos com licença ambiental prévia válida e DRS emitido pela Aneel. Essa exigência busca selecionar projetos com maior grau de maturidade, reduzindo risco de atrasos e aumentando a probabilidade de entrega nos prazos definidos.
Ainda assim, a implantação de usinas hidrelétricas, mesmo de menor porte, pode enfrentar desafios ambientais, fundiários, hidrológicos e sociais. Projetos em regiões sensíveis, com múltiplos usos da água ou impacto sobre comunidades locais, exigem atenção técnica e regulatória.
As termelétricas também possuem desafios próprios. Além da conexão elétrica, precisam garantir suprimento de gás, infraestrutura logística, licenciamento ambiental, sistemas de operação e condições contratuais compatíveis com a inflexibilidade prevista.
A Análise Territorial e Restrições da ePowerBay pode contribuir para esse tipo de avaliação ao permitir visualizar camadas fundiárias, restrições territoriais, unidades de conservação, mineração, imóveis rurais georreferenciados e outros elementos relevantes.
Para empreendimentos com cronogramas definidos por lei, antecipar restrições territoriais é essencial para reduzir risco de atraso.
Impactos para investidores e agentes do setor
A eventual aprovação final da proposta poderá abrir uma nova frente de oportunidades para empreendedores de geração, fornecedores, financiadores, comercializadores, empresas de engenharia e fabricantes de equipamentos. A contratação de 7,4 GW representa um volume expressivo de projetos e pode movimentar diferentes cadeias industriais.
Para investidores, o principal atrativo está na previsibilidade contratual, especialmente quando a contratação ocorre por períodos longos, como os 30 anos previstos para as termelétricas. Contratos de longo prazo reduzem risco de receita e podem facilitar financiamento, desde que os custos, obrigações e riscos regulatórios estejam bem definidos.
Para consumidores, o ponto de atenção será o impacto tarifário. A contratação de capacidade pode melhorar a segurança do sistema, mas também pode ampliar encargos. O equilíbrio entre confiabilidade e modicidade tarifária será um dos principais temas da tramitação.
Para agentes do mercado livre, a medida também pode ter efeitos indiretos. Novas contratações reguladas podem alterar a percepção de oferta futura, influenciar preços, impactar encargos e modificar a competitividade relativa de diferentes fontes.
Perspectivas para o setor elétrico
A aprovação em extrapauta do PL nº 5.017/2019 pela Comissão de Serviços de Infraestrutura do Senado coloca em discussão uma contratação relevante de 7,4 GW em novas usinas, sendo 2.500 MW de termelétricas a gás natural e 4.900 MW de centrais hidrelétricas de até 50 MW. O texto segue agora para o Plenário, onde deverá enfrentar debate mais amplo sobre custo, planejamento, segurança energética e impacto tarifário.
A proposta reforça a preocupação com confiabilidade do sistema em uma matriz cada vez mais renovável, variável e pressionada por novas cargas. Ao mesmo tempo, reacende a discussão sobre a melhor forma de contratar capacidade: por diretrizes legais específicas ou por mecanismos competitivos guiados pelo planejamento técnico.
Nos próximos passos, será essencial avaliar a aderência dos volumes propostos ao PDE 2035, a maturidade dos projetos, a disponibilidade de conexão, o suprimento de gás, os custos para consumidores e a real contribuição das usinas para a segurança do SIN. A contratação de capacidade precisa entregar valor sistêmico, e não apenas ampliar a potência instalada nominal.
Nesse ambiente, ferramentas como Mapa Interativo do Setor Elétrico, Fila de Acesso à Rede do ONS, Avaliação de Subestações e Infraestrutura Elétrica, Análise de Curtailment, Mapeamento de Consumidores e Mercado Potencial e Análise Territorial e Restrições, disponíveis na ePowerBay, ajudam agentes do setor a analisar propostas de expansão com mais profundidade e transformar dados técnicos, territoriais e comerciais em decisões estratégicas.
A discussão sobre os 7,4 GW mostra que o setor elétrico brasileiro entrou em uma fase na qual segurança de suprimento, transição energética, custo e planejamento precisarão ser tratados de forma integrada. A decisão final sobre a proposta poderá influenciar não apenas a expansão da geração, mas também a forma como o país equilibra confiabilidade e modicidade tarifária na próxima década.
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