As cotas de energia de Itaipu destinadas às distribuidoras brasileiras podem cair até 32,3% em 2027, segundo cálculos feitos pela Abradee (Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica). A entidade alerta que a ampliação da contratação da Ande, estatal responsável pela gestão de energia naquele país, pode exigir compras adicionais pelas concessionárias e pede uma definição antes do leilão de 13 de novembro para evitar que elas iniciem o próximo ano com contratos insuficientes.

As cotas de Itaipu são as parcelas do fornecimento da usina que as distribuidoras das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste são obrigadas a contratar. Essa energia compõe o conjunto de contratos das concessionárias para atender seus consumidores. Se o volume recebido diminuir, elas podem precisar comprar energia de outras fontes para cobrir a diferença.

Em carta, a Abradee pede que a agência defina, em conjunto com o MME (Ministério de Minas e Energia), o montante da Ande (Administración Nacional de Electricidad) a ser abatido das cotas de 2027 antes do leilão de energia existente marcado para 13 de novembro.

O problema está no calendário. As distribuidoras têm até amanhã, 30 de outubro, para ratificar ou retificar suas declarações de necessidade de compra para os leilões A-1, A-2 e A-3. A cota de Itaipu, porém, costuma ser definida perto do fim do ano, depois da contratação nos certames. O fornecimento dos contratos do A-1 começa em 1º de janeiro de 2027.

No cálculo da associação, a energia destinada às distribuidoras considera a garantia física total de Itaipu descontada da carga informada pela Ande. Quanto maior o volume reservado à estatal paraguaia, menor a parcela disponível para as concessionárias brasileiras.

A Abradee calcula que, se o abatimento passar a refletir o consumo efetivo da Ande, a cota das distribuidoras poderá diminuir 24,4%, ou 1.317,2 megawatts médios (MW médios). No cenário em que a parcela destinada às concessionárias fique limitada à metade brasileira da garantia física da usina, a redução chegaria a 32,3%, ou 1.745,2 MW médios.

A preocupação está ligada ao entendimento firmado pelos governos brasileiro e paraguaio em abril de 2024. O documento manteve até 2026 os termos do acordo operativo de 2007 e estabeleceu que o Paraguai aumentaria sua contratação de potência em pelo menos 10% ao ano nesse período. A partir de janeiro de 2027, o país se comprometeu a contratar toda a sua necessidade.

Segundo a Abradee, esse compromisso ainda não foi traduzido em ato normativo ou orientação que dê respaldo às distribuidoras para recompor seus contratos. A associação afirma que as empresas não estão incorporando os efeitos do entendimento às declarações de compra dos leilões de 2026.

Para 2026, a associação estima consumo de 3.421,7 MW médios, caso se mantenha o desempenho observado até setembro. O volume supera em 68,9% os 2.025,5 MW médios abatidos das cotas neste ano. Mantida a tendência, o consumo da Ande em 2027 se aproximaria da metade da garantia física de Itaipu, equivalente a 3.875,4 MW médios, segundo a entidade.

A principal preocupação da Abradee é ter previsibilidade sobre o volume de energia de Itaipu com que as distribuidoras poderão contar em 2027. A redução das cotas pode, inclusive, abrir espaço para contratações mais baratas no mercado brasileiro, diante da sobreoferta de energia e do custo de Itaipu, considerado elevado pelo setor.

Grandes consumidores

A carta cita o avanço de grandes consumidores de eletricidade no Paraguai, como mineração de criptoativos e data centers. Com base em comunicado da Ande, informa que a demanda total do sistema paraguaio cresceu 17,9% entre janeiro e agosto de 2026.

Vale lembrar que o departamento de Estado dos Estados Unidos anunciou recentemente um acordo para que a energia elétrica da usina de Itaipu seja utilizada em um projeto de infraestrutura para inteligência artificial.

Para evitar um déficit de contratação, a Abradee pede que, após a definição da cota, as distribuidoras possam revisar suas declarações de compra para o A-1 antes do leilão de novembro, caso a mudança em relação a 2026 seja relevante.

Se não houver tempo, a alternativa proposta é realizar um leilão A-0 ou de ajuste em janeiro de 2027, depois da definição das cotas. A entidade afirma que a Aneel já reconhece como exposição involuntária a variação da cota de 2027 em relação à de 2026.

Além das medidas de contratação, a Abradee propõe que a estimativa da carga da Ande tenha como referência mínima o consumo realizado nos últimos 12 meses. Pede ainda articulação com o MME e o Ministério das Relações Exteriores para incluir, nos termos de 2027 e na revisão do Anexo C do Tratado de Itaipu, a informação prévia da necessidade paraguaia e o tratamento das diferenças entre o volume informado e o efetivamente consumido.

Procurada, a Itaipu disse em nota que por se tratar de uma manifestação da Abradee à Aneel, referente a questões regulatórias do setor elétrico brasileiro, não cabe à Itaipu se posicionar a respeito.

A Echoenergia estima recuperar cerca de R$ 300 milhões em receitas com o mecanismo de compensação por cortes de geração de energia, conhecido pelo jargão “cuirtailment”. A expectativa foi apresentada pelo CEO da companhia, Liu Aquino, em entrevista ao Alta Voltagem, da CNN, mas depende da revisão dos valores e da adesão definitiva da empresa ao acordo.

Segundo o executivo, os cortes superam atualmente 20%, em média, nas usinas da companhia. As restrições alteraram as projeções de receita e caixa dos empreendimentos e acrescentaram um risco que, na avaliação dele, tinha dimensão muito menor quando os investimentos foram planejados.

“Quando você desenvolve um parque eólico, um parque solar, a previsão que você tem é que a sua incerteza está relacionada ao recurso, não tanto à expectativa de limite de geração”, afirmou.

Aquino disse que as consequências vão além da energia que deixa de ser produzida. A redução das receitas afeta a percepção dos credores sobre a capacidade financeira da companhia e exige negociações sobre os riscos do negócio.

A intensificação das restrições ocorreram a partir de agosto de 2023, após o apagão ocorrido naquele ano. O ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) adotou novos limites operacionais para preservar a segurança do sistema.

“Temos uma perspectiva hoje de cerca de uns 300 milhões de receita ou de recuperação de receita em função desse processo”, afirmou.

A perspectiva de recuperação de receitas está associada à Portaria Normativa nº 140, publicada em julho. Aquino afirmou que a adesão da Echoenergia é provável, mas que a decisão final deve ocorrer no início de 2027, após o avanço da revisão das informações utilizadas nos cálculos.

A portaria regulamenta a compensação por cortes ocorridos entre 1º de setembro de 2023 e 25 de novembro de 2025, classificados como decorrentes de confiabilidade elétrica ou indisponibilidade externa. O mecanismo tem alcance delimitado e exige a assinatura de um termo de compromisso, com renúncia a disputas sobre compensações por restrições ocorridas até a data estabelecida.

Pelas regras, o ONS apura e classifica os cortes, enquanto a CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) calcula e operacionaliza as compensações por meio da recontabilização financeira de eventos passados.

O impacto sobre o caixa varia conforme os contratos. Nos empreendimentos com contratação regulada, o executivo explicou que bandas de geração mínima e máxima e mecanismos de apuração anual e quadrienal amortecem e postergam parte dos efeitos financeiros. Nas usinas vinculadas ao mercado livre, segundo ele, o impacto aparece já no mês seguinte.

Consumidor deve pagar a conta dos cortes?

Questionado sobre a possibilidade de o ressarcimento às geradoras pesar na conta de luz, Aquino defendeu que seus efeitos sejam mitigados por mudanças em outras regras do setor. “Nosso entendimento é que ele não necessita causar impacto tarifário”, afirmou.

Como exemplo, o executivo propôs aplicar uma sinalização de preços por horário à compensação da energia produzida pela geração distribuída, formada principalmente por sistemas solares instalados em telhados e pequenos empreendimentos.

Na lógica apresentada por ele, a energia injetada na rede em momentos de excedente deveria gerar menos créditos do que aquela entregue quando o sistema mais precisa. Esses créditos são utilizados pelos consumidores participantes para compensar o consumo de eletricidade.

A tarifa branca já existe para consumidores de baixa tensão e diferencia os valores cobrados conforme o horário. A proposta do executivo é usar essa sinalização para modificar a valorização da energia entregue pela geração distribuída.

A revisão dos créditos da geração distribuída sugerida pelo CEO seria uma medida adicional. Se adotada nos termos apresentados, poderia reduzir o abatimento obtido pelos consumidores que injetam energia nos horários de excedente, alterando o retorno financeiro desses sistemas.

Gargalos na infraestrutura elétrica, principalmente na transmissão, levaram a CPFL Energia a negar pedidos de conexão de data centers que somam cerca de 8 gigawatts (GW), afirmou o CEO da companhia, Gustavo Estrella, durante a 17ª edição do Brazil Windpower, em São Paulo. Segundo o executivo, o volume equivale a oito vezes a demanda dos centros de dados atualmente em operação no Brasil.

Estrella reconheceu, porém, que uma parte das solicitações tem caráter especulativo, mas ajuda a dimensionar a procura por conexão à rede e a preocupação do setor diante da perda de oportunidades.

“Eu neguei cerca de 8 GW de capacidade de conexão de data centers por dificuldade de conexão”, afirmou o executivo.

Segundo Estrella, o Brasil levou aproximadamente 16 anos para desenvolver uma demanda de cerca de 1 GW nesse mercado. A escala dos novos pedidos pressiona uma infraestrutura cuja expansão exige prazos superiores aos que os investidores em centros de dados estão dispostos a esperar.

Ele apontou dois obstáculos ao desenvolvimento dessa indústria: a carga tributária e a conexão ao sistema elétrico. Embora existam limitações nas redes de distribuição, afirmou que o principal gargalo está na transmissão, responsável por transportar grandes blocos de energia até os centros de consumo.

A localização dos empreendimentos acrescenta uma dificuldade. Segundo ele, os data centers precisam estar onde sua instalação faça sentido econômico, o que exige compatibilizar a disponibilidade da rede com as necessidades dos projetos. A existência de oferta de energia no país, assim, precisa ser acompanhada de capacidade para entregá-la nos locais escolhidos pelos investidores.

De acordo com Estrella, as áreas de concessão da CPFL concentram cerca de 70% do consumo de eletricidade dos data centers brasileiros.

Para ilustrar a dimensão das novas cargas, o executivo citou uma demanda de aproximadamente 350 megawatts (MW) para Campinas. Dois empreendimentos de 200 MW cada — porte que, segundo ele, já não é raro nesse mercado — somariam 400 MW, superando a referência apresentada para a cidade.

O problema também envolve o calendário das obras. Estrella citou um prazo médio de sete anos para desenvolver a infraestrutura necessária e avaliou que a indústria de data centers não esperará todo esse tempo para colocar seus projetos em operação.

A perspectiva é que a demanda aumente ainda mais. Segundo Estrella, o consumo de data centers será de 40% em 2026. Para 2027 será de 100%, mas em uma velocidade menor do que poderia acontecer.

Além de cobrar maior velocidade, o executivo defendeu que os interessados em instalar os centros de dados participem do financiamento da infraestrutura construída para atendê-los. Na avaliação dele, essa demanda precisa assumir parte do esforço financeiro para viabilizar sua conexão.

A presença de solicitações especulativas, reconhecida pelo próprio executivo, torna relevante distinguir intenções de investimento de projetos com perspectiva concreta de implantação antes de dimensionar as obras. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) ressalta que a concretização dos empreendimentos depende de fatores como infraestrutura elétrica e de telecomunicações, viabilidade econômica e atendimento às exigências de garantias para conexão.

O planejamento do acesso à transmissão passa por mudanças. As chamadas Temporadas de Acesso defionidas no Pnast ((Política Nacional de Acesso ao Sistema de Transmissão)  organizam a apresentação e a análise dos pedidos à Rede Básica, com processos competitivos quando há disputa pela capacidade disponível.