O paradoxo energético brasileiro em 2026: mais renováveis, mais térmicas e a conta que vem aí

O número que surpreende e a decisão que gera perplexidade

O Brasil chegou a 2026 com 88,2% de sua eletricidade gerada por fontes renováveis, uma das matrizes mais limpas do planeta. A energia solar cresceu 39,6% em um único ano, atingindo 70,7 TWh, com capacidade instalada de 48.468 MW. A energia eólica alcançou 107,7 TWh, crescimento de 12,4%, com 29.550 MW de potência instalada. Juntas, solar e eólica representam 23,7% de toda a geração elétrica do país. Esses números são reais e representam avanços significativos na descarbonização da matriz energética brasileira.

O que causa perplexidade, porém, é que Paradoxalmente, o governo acabou de realizar o maior leilão de usinas termelétricas da história do país. O Leilão de Reserva de Capacidade, realizado em março de 2026 pela ANEEL, Ministério de Minas e Energia e CCEE, contratou 18,97 GW de potência, com investimentos de R$ 64,5 bilhões e uma receita fixa anual garantida de R$ 38,9 bilhões paga aos empreendedores pela disponibilidade do sistema. A aparente contradição entre o discurso de transição energética e a contração massiva de térmicas exige explicação cuidadosa.

Como a intermitência das renováveis mudou o problema do setor elétrico

Para compreender o que está acontecendo, é necessário abandonar a narrativa linear de que mais renovável significa menos fóssil. A realidade operacional de uma matriz com altíssima participação solar e eólica é consideravelmente mais complexa do que essa equivalência sugere. O problema central não é mais gerar energia limpa. O problema é operar um sistema elétrico que gera energia limpa de forma intermitente, ou seja, dependendo de condições climáticas que não são controláveis.

Quando o sol não aparece ou o vento não sopra, a geração solar e eólica cai rapidamente, e o sistema precisa de usinas que possam aumentar sua geração com rapidez para evitar apagões. Historicamente, as hidrelétricas cumpriram esse papel de reguladores, mas o cenário hidrológico dos últimos anos, com períodos de seca mais frequentes e intensos, reduziu a capacidade das usinas hídricas de atuarem como backup confiável. Essa mudança estrutural é o que está por trás da necessidade de contratar potência firme que não depende de chuva ou sol.

O que mudou com a nova participação das renováveis na matriz

A participação crescente de solar e eólica na matriz criou um fenômeno operacional chamado curtailment, que é quando a geração renovável precisa ser reduzida porque o sistema não consegue absorver toda a energia produzida, especialmente em períodos de baixa demanda. Isso representa desperdício de capacidade instalada e perda de receita para empreendedores. Dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico indicam que episódios de curtailment têm se tornado mais frequentes à medida que a participação solar e eólica aumenta.

Além disso, a queda abrupta da geração solar no fim da tarde, o chamado efeito duck curve, cria um pico de demanda que coincide com o fim da geração fotovoltaica, exigindo que outras fontes liguem rapidamente para suprir o vazio. Esse comportamento diário é cada vez mais previsível, mas exige flexibilidade operativa que as renováveis por si só não oferecem.

O leasing de capacidade e a segurança que tem custo

O Leilão de Reserva de Capacidade de 2026 não foi uma decisão improvisada. É o resultado de um diagnóstico técnico aprofundado feito pela Empresa de Pesquisa Energética e pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico sobre as necessidades do Sistema Interligado Nacional até 2035. O certame foi estruturado em sete rodadas sequenciais, com produtos de entrega de potência entre 2026 e 2031. Dos 19 GW contratados, aproximadamente 16,7 GW vieram de termelétricas a gás natural e a carvão mineral, e 2,3 GW de ampliações de hidrelétricas.

A nova lógica contratual é igualmente relevante: pela primeira vez, o Brasil contratou potência com requisitos de flexibilidade, substituindo modelos anteriores estruturados apenas em energia. Isso significa que as usinas contratadas não serão pagas apenas por gerar eletricidade, mas por estarem disponíveis e aptas a despachar rapidamente quando o sistema precisar. Essa transformação conceitual no modelo de contratação reflete a nova realidade operacional de uma matriz com alta participação de renováveis intermitentes.

O debate sobre o custo e quem paga a conta

A contratação de R$ 64,5 bilhões em investimentos com receita fixa anual garantida de R$ 38,9 bilhões representa um encargo permanente sobre o sistema elétrico brasileiro. O modelo introduzido pelo leasing de capacidade garante pagamento fixo mensal aos vencedores pela disponibilidade de potência, independentemente de quanto eles efetivamente gerem. Esse modelo, chamado de mercado de capacidade, é comum em países com matrizes maduras, como Estados Unidos e Reino Unido.

A Frente Nacional de Consumidores de Energia e a Abrace, associação que representa grandes consumidores industriais, alertaram que o volume contratado foi excessivo e pode elevar a conta de luz em até 10%. A área técnica do Tribunal de Contas da União havia identificado fragilidades no desenho do leasing antes de sua realização, mas recomendou que o certame não fosse adiado. O governo contra-argumenta que o custo da segurança energética planejada é sempre inferior ao custo do acionamento emergencial de usinas, que historicamente se mostrou muito mais caro para o consumidor.

O ex-diretor da ANEEL e da ANA, Jerson Kelman, afirmou publicamente que a contratação de térmicas a carvão no leasing equivale a um subsídio disfarçado de política energética, chamando atenção para o fato de que essas usinas não possuem flexibilidade operativa e lideram emitem de gases de efeito estufa. Esse tipo de crítica é relevante e indica que a decisão envolve trade-offs reais entre objetivos concorrentes.

Os números do setor em 2025: geração e transmissão

Dados oficiais do Ministério de Minas e Energia e da ANEEL mostram que, somente em 2025, 137 usinas passaram a operar total ou parcialmente em 17 estados brasileiros, adicionando 7.467 megawatts à geração centralizada do país. Desse total, 76% teve origem em fontes renováveis. A fonte solar liderou o crescimento, com 2.816 MW, seguida pelas termelétricas, com 2.506 MW, e pelos parques eólicos, com 1.889 MW. No Nordeste, as gerações solar e eólica responderam, juntas, por 42,9% de toda a expansão nacional, consolidando a região como protagonista da transição energética brasileira.

Entre os empreendimentos em destaque estão a Usina Hidrelétrica Juruena, com 50 MW de potência instalada no âmbito do Novo PAC, a Usina Termelétrica GNA II, maior usina a gás natural do país com 1.673 MW de capacidade, o Complexo Fotovoltaico Luiz Carlos, com 15 usinas solares e 661 MW, e o Conjunto Eólico Serra do Assuruá, maior complexo eólica do Novo PAC, com 188 aerogeradores e 846 MW de potência total.

A integração nacional: o linhão que mudou o mapa

Além da expansão da geração, 2025 foi marcado por um avanço simbólico: a energização do Linhão Manaus-Boa Vista, que integrou Roraima ao Sistema Interligado Nacional e concluiu a interligação elétrica de todos os estados brasileiros. A obra deve gerar economia superior a R$ 500 milhões por ano na Conta de Consumo de Combustíveis. Com a integração de Roraima, o Brasil passa a ter todo o seu território continental conectado a um único sistema elétrico, permitindo que energia barata do Sul e Sudeste seja enviada para o Norte, eliminando a necessidade de térmicas emergenciais locais.

A expansão da infraestrutura de transmissão também incluiu mais de 5 mil quilômetros de novas linhas de transmissão e mais de 11 mil Mega Volt-Amperes em capacidade de transformação, fortalecendo o escoamento da energia renovável e a segurança do suprimento em momentos de alta demanda.

O armazenamento de energia como horizonte de futuro

Se o leasing de termelétricas representou uma solução de curto e médio prazo para o problema da intermitência renovável, o horizonte de longo prazo aponta para uma tecnologia diferente: as baterias de armazenamento em escala de rede, conhecidas pela sigla BESS, de Battery Energy Storage Systems. O governo federal confirmou que o edital do primeiro leasing brasileiro de armazenamento deve ser publicado em abril de 2026, com realização do certame ainda no mesmo ano.

A proposta inclui a possibilidade de exigir percentuais mínimos de armazenamento entre 10% e 30% da capacidade associada às novas usinas que se conectarem ao Sistema Interligado Nacional, como forma de reduzir episódios de curtailment e garantir estabilidade operacional. O interesse do setor privado já é expressivo: mais de 126 GW de projetos de armazenamento foram cadastrados aguardando condições de conexão e regulação favoráveis.

Os prazos e a distância até a escala prática

Embora o interesse seja grande, há obstáculos regulatórios, técnicos e econômicos que se interpõem entre o cadastramento de projetos e a operação comercial de baterias em escala. O custo das baterias de íon-lítio caiu drasticamente na última década, mas ainda é significativo para armazenamento em escala de rede. Além disso, a vida útil das baterias, sua capacidade de ciclos de carga e descarga, e os padrões de segurança para instalações de grande porte são questões que continuam sendo pesquisadas e que afetam a viabilidade econômica dos projetos.

Também é importante notar que o Brasil está atrasado em relação a outros mercados na implantação de BESS em escala. A Califórnia, o Texas, a Austrália e alguns países europeus já têm projetos operacionais significativos, acumulando experiência regulatória e operacional que o Brasil ainda vai desenvolver. Esse atraso não é irreversível, mas significa que a curva de aprendizado brasileiro vai consumir tempo e recursos.

Contrapontos, críticas e limites da análise

A decisão de contratar um volume massivo de termelétricas levanta questões legítimas que merecem ser exploradas com rigor. A primeira é se a contratação foi proporcional ao problema real ou se houve superdimensionamento motivada por pressão política de determinados grupos. A Abrace estima um impacto tarifário de 10%, o que não é um percentual trivial para consumidores industriais e residenciais. O TCU identificou fragilidades no desenho do leasing, o que sugere que a área técnica reconheceu alguma procedência nas críticas.

A segunda questão é se a aposta em térmicas a carvão mineral é compatível com os compromissos climáticos do Brasil no âmbito do Acordo de Paris. O carvão é a fonte de geração elétrica mais poluente emitem de gases de efeito estufa, e contratar novos projetos de carvão significa criar ativos com vida útil de décadas que serão operados independentemente dos compromissos de descarbonização. Se o país quiser cumprir metas de redução de emissões, terá que lidar com esse ativos de alguma forma no futuro, seja por rescisão contratual, seja por imposição regulatória, o que gera incerteza jurídica.

Por fim, é preciso reconhecer que a análise aqui apresentada depende de projeções e diagnósticos feitos por órgãos técnicos, mas esses órgãos não são neutros. A EPE e o ONS operam dentro de um sistema que inclui interesses de empreendedores, consumidores e governos, e seus diagnósticos são construídos dentro desse contexto. A qualidade técnica das análises não garantiza que não haja viés em favor de determinadas soluções, especialmente quando há pressão política e econômica intensa para expandir a geração.

Cenários e síntese

O cenário mais provável para o setor elétrico brasileiro em 2026 e nos anos seguintes é de continuidade na expansão das renováveis, impulsionada pela competitividade crescente do solar e da eólica, combinada com a manutenção de um parque térmico significativo para garantir segurança do sistema. Essa combinação é menos limpa do que seria possível com mais armazenamento, mas reflete as limitações tecnológicas e econômicas atuais.

O primeiro leasing de armazenamento, se realizado nas condições esperadas, pode marcar uma virada na lógica do sistema a partir do final da década. Mas a escala necessária para que as baterias tenham impacto relevante na reliability do sistema é consideravelmente maior do que os projetos atualmente cadastrados. A distância entre cadastramento e operação comercial tende a ser longa, e o sucesso vai depender de regulação adequada, financiamento disponível e queda contínua de custos.

O Brasil está construyendo um sistema elétrico mais complexo, mais caro e, em certa medida, mais resiliente do que o que tinha quando era predominantemente hidrelétrico. Esse sistema oferece vantagens em termos de diversificação de fontes e redução de dependência de chuva, mas também impõe custos que serão distribuídos entre consumidores, empreendedores e contribuintes. O desafio regulatório central dos próximos anos é garantir que essa transição seja feita de forma transparente, com alocação de custos justa e sem criação de ativos órfãos que se tornem pesos para o sistema quando não forem mais necessários.