O ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) estima custos de R$ 573,48 milhões em 2027 com duas modalidades de ESS (Encargos de Serviços do Sistema) associadas à segurança elétrica. Desse total, R$ 313,12 milhões correspondem ao acionamento de termelétricas para atender a restrições da rede no subsistema Norte. Outros R$ 260,36 milhões estão previstos para serviços de compensação síncrona prestados por hidrelétricas.
Os valores constam de nota técnica encaminhada à Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica). O estudo utiliza as informações do PMO (Programa Mensal de Operação) de outubro de 2026 e cobre o período de janeiro a dezembro de 2027.
A projeção de encargos por restrições de operação está concentrada nos sistemas de Manaus e Roraima. O ONS identifica 14 termelétricas com expectativa de gerar esses custos no próximo ano, entre elas Aparecida, Manaus I, Mauá 3 e Jaguatirica II. A necessidade de manter geração local decorre dos critérios de segurança para enfrentar a perda de linhas de transmissão ou de transformadores.
Esses encargos remuneram a geração térmica adicional exigida por limitações elétricas que não são contempladas na formação do preço de curto prazo. Nessas situações, o operador precisa acionar usinas além do que seria indicado pelo despacho econômico, a chamada ordem de mérito. Para estimar a despesa, o estudo considera a diferença entre o custo variável da usina e o custo marginal de operação, respeitados os limites do preço de curto prazo.
Em Manaus, um dos principais condicionantes é a necessidade de suportar a perda simultânea de duas linhas de 500 quilovolts da interligação Tucuruí–Macapá–Manaus. Segundo o ONS, esse critério exige geração térmica superior à necessária para enfrentar a perda de um transformador na subestação Manaus.
A solução estrutural indicada inclui novos circuitos de transmissão no eixo Xingu–Jurupari–Oriximiná–Silves, conexões entre Silves, Puraquequara e Lechuga e a nova subestação Puraquequara. A nota registra, porém, que são “obras que ainda não foram outorgadas”.
Outro conjunto de reforços envolve a subestação Tarumã e suas conexões com Lechuga. Os testes de energização dos empreendimentos da Rede Básica foram concluídos no início de outubro de 2026, e os equipamentos estão disponíveis para operação. As obras de distribuição associadas têm entrada prevista para outubro de 2027. Esse conjunto é apontado como solução para a restrição ligada à perda de um transformador em Manaus.
Em Roraima, o estudo também aponta a necessidade de geração local para enfrentar a perda simultânea de duas linhas no eixo Lechuga–Equador–Boa Vista e a perda de um transformador na subestação Boa Vista. Para resolver esta última restrição, estão previstos dois transformadores de 150 megavolt-ampères, um adicional e outro em substituição a um equipamento de 100 megavolt-ampères. A entrada em operação está prevista para maio de 2028.
As estimativas de encargos térmicos foram construídas com 2 mil cenários sintéticos de afluências, que representam diferentes condições de chegada de água às hidrelétricas. O valor de R$ 313,12 milhões adotado pelo ONS corresponde a um patamar não ultrapassado em 70% dos cenários simulados.
O operador ressalva que a projeção não considera situações de rede incompleta, tratadas na programação diária e na operação em tempo real. Essa limitação pode contribuir para diferenças entre os encargos estimados e os efetivamente registrados.
A segunda parcela da projeção, de R$ 260,36 milhões, refere-se à operação de unidades de hidrelétricas como compensadores síncronos, um serviço de apoio à operação elétrica. A relação de usinas com contratos para prestar esse serviço inclui Tucuruí, Belo Monte, Furnas e Sobradinho.
O cálculo dessa parcela utiliza a média anual do serviço prestado entre outubro de 2021 e setembro de 2026 e a tarifa vigente de serviços ancilares. A estimativa equivale a uma despesa média mensal de R$ 21,70 milhões em 2027.
Conteúdo reproduzido originalmente em: CNN Brasil por robsonrodrigues.