Contratar termelétrica no pior ciclo global: estamos comprando o produto certo?

O Brasil corre o risco de reforçar a segurança do sistema elétrico pagando mais do que o necessário — não por falta de alternativas, mas por uma escolha de desenho de produto.

O imbróglio da elevação do preço-teto das termelétricas no Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) pré-carnaval colocou o foco no problema errado. O debate tem girado em torno de “quanto pagar”.

A questão mais relevante, porém, é outra: qual é o produto crítico que o sistema precisa e qual tecnologia o entrega ao menor custo sistêmico e com menor risco de execução?

O novo preço-teto para novas termelétricas chega a R$ 2,9 bilhões por GW/ano. Sem entrar na tecnicalidade da metodologia utilizada para o cálculo, esse valor reflete um ciclo global claramente adverso para novas térmicas a gás.

Entre 2022 e 2023, projetos de ciclo aberto nos Estados Unidos e na Europa frequentemente orbitavam a faixa de US$ 700 a US$ 1.100 por kW de Capex, dependendo da classe da turbina e do escopo EPC.

Nos projetos anunciados ou contratados entre 2024 e 2026, essa faixa passou a se situar com frequência entre US$ 1.200 e US$ 1.900 por kW, refletindo pressão sobre turbinas, componentes críticos e contratos EPC.

A elevação observada é da ordem de 30% a 70%, dependendo do mercado e do grau de integração contratual.

Esse aumento não é explicado apenas por inflação geral. A expansão acelerada de data centers e inteligência artificial elevou a demanda por turbinas industriais e aeroderivadas, pressionou fabricantes globais e alongou carteiras de encomenda.

Em diversos mercados, o prazo de entrega de equipamentos passou a se aproximar de quatro anos.

Países europeus que discutem novos leilões de capacidade enfrentam dificuldade de estruturar projetos a gás sem subsídios adicionais, justamente porque plantas pouco despachadas — como as de ciclo aberto — não se viabilizam facilmente com Capex mais elevado e maior incerteza industrial.

Nos Estados Unidos, desenvolvedores relatam aumento relevante no custo de novas plantas desde 2023 e maior disputa por slots de fabricação.

Estamos contratando novas térmicas no ponto mais caro do ciclo global.

Ao mesmo tempo, o diagnóstico do sistema elétrico brasileiro é cada vez mais claro. O problema não é falta de energia anual. O desafio está concentrado na ponta. O planejamento já projeta necessidade adicional de potência a partir de 2027, com crescimento ao longo do horizonte.

A operação convive com excesso estrutural em determinados períodos do dia e cortes de geração renovável, enquanto a restrição aparece concentrada no fim da tarde e início da noite.

O produto crítico, portanto, não é geração térmica contínua. É potência firme por aproximadamente quatro horas.

Se o problema é potência por quatro horas, a comparação tecnológica precisa ser feita para esse produto específico.

Para sistemas de armazenamento em baterias (BESS) de 4 horas, as estimativas da Absae indicam faixa de R$ 1,2 a R$ 1,7 bilhão por GW/ano, valor entre 41% e 59% menor do que o teto térmico de R$ 2,9 bilhões por GW/ano.

Considere um exercício ilustrativo com contratação de 15 GW de potência. Se todo o volume fosse contratado como térmica nova no teto de R$ 2,9 bilhões por GW/ano, o custo anual de capacidade seria de aproximadamente R$ 43,5 bilhões por ano.

Agora considere uma alternativa mais aderente ao produto crítico: 10 GW térmicos e 5 GW de baterias.

Nesse cenário, os 10 GW térmicos custariam cerca de R$ 29,0 bilhões por ano. Os 5 GW de BESS adicionariam entre R$ 6,0 bilhões e R$ 8,5 bilhões por ano. O custo total ficaria entre R$ 35,0 bilhões e R$ 37,5 bilhões anuais.

A diferença direta, apenas no componente fixo de capacidade, seria da ordem de R$ 6,0 bilhões a R$ 8,5 bilhões por ano.

Essa estimativa, contudo, é conservadora por dois motivos importantes. Primeiro, ela não considera o impacto competitivo de reduzir o volume térmico: ao diminuir a demanda por térmicas dentro do leilão, tende-se a pressionar o deságio e, portanto, reduzir ainda mais o custo médio observado — e isso não está precificado no exercício.

Segundo, ela não incorpora o custo variável de combustível quando as térmicas forem despachadas na ponta, nem o risco de cronograma e sobrecusto de Capex em um ciclo global adverso.

Em um cenário conservador com CVU de R$ 400/MWh e despacho de 10% do tempo (876 horas por ano), os 5 GW térmicos substituídos representariam aproximadamente:

876.000 MWh por GW × R$ 400/MWh = R$ 350 milhões por GW/ano
Para 5 GW → R$ 1,75 bilhão por ano

Nesse caso, a economia total anual passaria para algo entre R$ 7,75 bilhões e R$ 10,25 bilhões por ano — podendo se aproximar de R$ 10 bilhões anuais em um cenário conservador. Essa economia é 21% da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) de 2025!

E isso ainda sem considerar eventual elevação adicional do deságio térmico decorrente da menor demanda contratada.

O ponto central, portanto, não é qual o valor correto do teto para leilão de termelétricas a gás natural. Térmicas a gás natural e outros recursos despacháveis continuam tendo papel relevante como backstop em eventos prolongados.

A questão é eficiência econômica e aderência ao problema. Se o gargalo está concentrado em quatro horas de ponta, a tecnologia mais adequada e mais econômica para esse recorte deve ser priorizada.

Segurança energética não se constrói apenas contratando mais megawatts. Constrói-se contratando o megawatt certo, para a hora certa, ao menor custo possível para o consumidor — especialmente quando o mundo inteiro disputa os mesmos equipamentos e pressiona os mesmos insumos.

O debate sobre o preço-teto é legítimo, mas não pode servir de distração. Se o sistema precisa de potência por quatro horas, insistir majoritariamente em térmicas novas no momento mais caro do ciclo global significa, na prática, impor um custo desnecessário ao consumidor.

Não é uma discussão ideológica — é uma questão de eficiência econômica. Estamos falando de algo próximo a R$ 10 bilhões por ano. A escolha feita agora definirá a conta que a sociedade pagará por décadas.

A pergunta, portanto, não é retórica: estamos dispostos a pagar mais caro por uma solução menos aderente ao problema?

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Bernardo Bezerra é diretor de Regulação e Inovação da Serena.