O que realmente acontece com as termelétricas no Brasil
A energia termelétrica no Brasil não funciona como muita gente imagina. A maioria pensa que é uma fonte de base, tipo usinas a carvão ou gás rodando 24 horas por dia. Na prática, a maior parte delas opera como complemento, ligando e desligando conforme a necessidade do sistema. Isso tem implicações operacionais sérias que ninguém explica direito. O Brasil tem cerca de 16 GW de capacidade termelétrica instalada, representando aproximadamente 25% da matriz elétrica. Mas a potência instalada não é a mesma coisa que geração efetiva. A maior parte dessas usinas fica no Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, e quase todas usam gás natural, biomassa ou óleo diesel como combustível.
Como funciona o despacho de usinas termelétricas no Brasil
O operador nacional do sistema elétrico, o ONS, faz o despacho econômico todas as noites. Ele decide, com base na água dos reservatórios, na demanda prevista e nos contratos, quais usinas vão rodar e em quanto. As termelétricas com contrato de venda de energia (CDE) têm prioridade de despacho. As que estão no mercado livre podem ser chamadas ou não, dependendo do preço. O problema é que o custo marginal de operação varia muito entre um gerador a gás natural e um a biomassa. Gás natural tem custo variável alto, mas eficiência também alta. Biomassa, especialmente bagaço de cana, tem custo de combustível quase zero quando a usina pertence ao setor sucroalcooleiro, então roda sempre que possível. Óleo diesel é usado basicamente na Amazônia e em emergências, custando cerca de R$ 300 a R$ 450 por MWh gerado, contra R$ 80 a R$ 150 do gás natural.
A gente que trabalha com isso viu, por exemplo, uma usina a gás no Rio Grande do Norte parar de funcionar direito em 2022 porque o compressor de ar da turbina estava sujo de areia. O fabricante recomendava limpeza a cada 2.000 horas, mas a usina estava rodando com manutenção a cada 4.500 horas pra economizar. O resultado foi queda de 12% na eficiência e aumento de 8°C na temperatura de escape. A solução foi uma lavagem química in situ, sem desmontar o compressor, que recuperou 90% da performance original. Custou cerca de R$ 47 mil. Trocar o compressor inteiro sairia por R$ 680 mil.
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As três categorias que todo mundo confunde
Quando você olha os dados oficiais, as termelétricas brasileiras se dividem em três grupos principais. O primeiro é o gás natural, com cerca de 9 GW instalados. A maioria usa ciclos combinados, que chegam a 58% de eficiência térmica. Essas usinas ficam concentradas no Nordeste e Sudeste, ligadas aos gasodutos da Bolívia e do Pré-Sal. O segundo grupo é biomassa, principalmente bagaço de cana e biogás, com uns 4 GW. O diferencial aqui é que o custo do combustível já está embutido na operação do engenho. O bagaço é resíduo que seria queimado de qualquer forma. O problema é que a safra de cana é sazonal, então essas usinas param quatro meses por ano no Centro-Sul. Algumas estão migrando para biogás de etanol, que permite operação contínua, mas o investimento inicial é alto.
O terceiro grupo é o mais polêmico: óleo diesel e derivado. Representa menos de 1 GW, mas é criticado porque encarece a conta de luz. A ANEEL permite que parte do custo do óleo diesel seja repassada aos consumidores via Bandeira Vermelha. Em 2023, o combustível fóssil responsavel por cerca de 15% de toda a geração termelétrica, mas por quase 40% do custo variável do sistema.
Um erro comum na hora de avaliar projetos
Pessoas de fora do setor costumam olhar o capacity factor das termelétricas brasileiras e concluir que são ineficientes. Um gerador a gás com fator de capacidade de 35% parece ruim comparado a uma hidrelétrica com 60%. Mas isso é analisar fora de contexto. A termelétrica no Brasil não foi construída pra gerar energia barata. Foi construída pra garantir que o sistema não colapse quando a seca aperta. O valor dela não está no MWh gerado, está na garantia de potência disponível nos momentos de crise. Outro ponto que passa despercebido: a questão do gás natural como commodity. O Brasil depende fortemente do gasoduto Bolivia-Brasil (BOLBOR) e, mais recentemente, do gás do Pré-Sal. Quando houve a crise da Bolívia em 2011, várias termelétricas tiveram que rodar com óleo diesel de emergência, mesmo sendo projetadas para gás. Desde então, o governo incentivou a adaptação bicombustível, mas nem todas as usinas se modernizaram. Hoje, cerca de 60% da capacidade a gás já é bicombustível, mas ainda há gargalos logísticos.
Se você está estudando o setor ou avaliando investir, o que importa não é a potência instalada, mas o custo nivelado de energia (LCOE) ajustado ao risco de combustível. Uma usina a gás no Nordeste tem LCOE de R$ 180/MWh em contratos de longo prazo, mas se o gás natural subir 30% no mercado spot, esse número sobe pra R$ 235/MWh. Já uma usina a biomassa mantém custo estável, mas só gera na safra. Uma última observação prática: a regulamentação brasileira exige que novas termelétricas tenham pelo menos 90% de disponibilidade garantida em testes de aceitação. Na prática, vi diversas usinas entregues com 82% de disponibilidade nos primeiros 18 meses, porque os fabricantes subestimaram o tempo de manutenção corretiva. A solução mais eficiente que encontrei foi incluir cláusulas contratuais com penalidades progressivas por disponibilidade abaixo de 85%, o que forçou os EPCs a melhorarem a qualidade das peças e do suporte técnico pós-entrega.
