Antecipação de termelétricas movidas a gás e diesel acrescentará R$ 4,75 bilhões à conta de luz e elevará as emissões do setor elétrico brasileiro.
O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) aprovou a antecipação de termelétricas que, juntas, poderão gerar 1,8 gigawatt (GW). A medida envolve cinco empreendimentos, começa a valer em 1º de setembro e deverá acrescentar R$ 4,75 bilhões aos custos pagos pelos consumidores de energia elétrica. As usinas utilizam combustíveis fósseis: quatro funcionam com gás e uma com óleo diesel. Além do impacto tarifário, o acionamento aumentará as emissões de gases de efeito estufa do setor elétrico brasileiro.
O governo afirma que a antecipação de termelétricas busca reforçar a segurança do abastecimento diante dos possíveis efeitos do El Niño e das instabilidades geopolíticas que pressionam os preços internacionais do petróleo e do gás. De acordo com o Ministério de Minas e Energia (MME), foram priorizados os empreendimentos que atendiam às exigências operacionais do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e apresentavam os menores custos para os consumidores.
Inicialmente, o MME consultou 13 projetos sobre a possibilidade de antecipar a geração. Seis demonstraram interesse e cinco foram selecionados. Quatro pertencem ao Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência de 2026 e começariam a fornecer energia entre dezembro de 2026 e janeiro de 2028. A mudança também provocará a extensão dos contratos.
Três unidades são controladas pela Petrobras: Termomacaé, no Rio de Janeiro; Termoceará Diesel, no Ceará; e Três Lagoas, em Mato Grosso do Sul. As demais pertencem à Âmbar Energia, dos empresários Joesley Batista e Wesley Batista: Araucária, no Paraná, e Manaus I, no Amazonas. Esta última foi contratada em um leilão realizado em 2022. A antecipação de termelétricas ocorre enquanto o MME tenta solucionar os prejuízos enfrentados pelas fontes renováveis. A pasta publicou uma portaria para viabilizar o ressarcimento de geradores solares e eólicos afetados por cortes obrigatórios de produção.
A compensação contempla interrupções relacionadas à indisponibilidade externa e à confiabilidade elétrica ocorridas entre setembro de 2023 e novembro de 2025. A norma, porém, não incluiu os cortes provocados pela oferta de energia acima da capacidade de absorção do sistema, uma das principais reivindicações das associações de fontes renováveis.
