Aumento no consumo de Itaipu pelo Paraguai pode encarecer energia no Brasil
O encarecimento da eletricidade no Brasil está no horizonte devido à expansão do consumo paraguaio da energia gerada na usina binacional de Itaipu. O principal fator para essa pressão sobre as tarifas é a redução na disponibilidade de oferta para o sistema elétrico nacional durante o período vespertino, conforme apontado por um estudo do Itaú BBA.
Impacto nas termelétricas e grandes geradoras
Com menos energia hidrelétrica nos horários de maior exigência, o cenário propicia a expansão da geração termelétrica ao longo do pico vespertino, beneficiando corporações como a Eneva. Além disso, o contexto favorece companhias hidrelétricas que decidem manter energia sem contratos fixos em suas carteiras para capitalizar em momentos de tarifas elevadas, a exemplo de Axia, Copel, Auren e Engie, pontuou a instituição financeira.
A dinâmica do Tratado de Itaipu e a mudança na demanda
Conforme estabelece o Tratado de Itaipu, o Brasil e o Paraguai possuem direito a metade da capacidade gerada pela estrutura de 14 gigawatts (GW), permitindo que qualquer um dos lados adquira a fração não utilizada pelo vizinho. Historicamente, o território brasileiro consumia toda a sua parte e ainda absorvia o excedente paraguaio. No entanto, essa dinâmica se transformou recentemente com a aceleração da carga no país vizinho, impulsionada por setores como a mineração de criptomoedas e centros de dados.
O apetite energético paraguaio cresceu entre 12% e 18% ao ano no período de 2023 a 2025, alcançando uma média de 3,3 GW em 2025. Praticamente toda essa necessidade é suprida por Itaipu, embora tal fatia varie conforme a estratégia comercial e operacional da Ande, a estatal de energia do Paraguai.
O desafio dos horários de pico
O grande entrave reside no fato de que o pico de consumo no país vizinho ocorre às 18h, exatamente no mesmo horário registrado no Brasil, destacou o banco.
“Entre abril e setembro, o pico de carga do Paraguai ocorre às 18h, coincidindo com o pico de carga líquida do SIN (sistema brasileiro). A demanda da Ande nesse horário deverá crescer de 4,0 GW em 2026 para 4,7 GW em 2029, reduzindo a energia de Itaipu disponível para o Brasil justamente no momento em que o sistema mais necessita dela”, escrevem Fillipe Andrade, Lucas Guimarães e Lorena Fernandez.
Em decorrência dessa retração na oferta hidrelétrica, as projeções do BBA indicam que a produção termelétrica crescerá cerca de 11% anualmente entre 2027 e 2029, enquanto o valor médio marginal poderá avançar de R$ 40 a R$ 59 por megawatt-hora (MWh).
Novas regras operacionais e riscos para distribuidoras
O reflexo dessa tendência no mercado brasileiro deve se tornar mais visível a partir de 2027, momento em que a programação mensal do ONS passará a adotar uma nova metodologia para estimar a carga exigida pela Ande. O modelo atual falhou em acompanhar o ritmo acelerado de alta na demanda paraguaia.
Paralelamente à alta tarifária, o fenômeno ameaça a carteira contratual das distribuidoras do Brasil que atuam como cotistas de Itaipu. Caso a Ande utilize mais eletricidade da usina do que o montante descontado das cotas nacionais, as empresas brasileiras correm o risco de ficarem subcontratadas em 2027, precisando recorrer ao mercado de curto prazo.
O alerta foi formalizado pela Abradee em ofício enviado à Aneel. A associação exigiu que a agência reguladora e o governo estabeleçam de maneira “tempestiva” o volume da usina atribuído à Ande para 2027, pleiteando também a possibilidade de retificação dos volumes antes do leilão marcado para 13 de novembro.
Fonte: Folha - Mercado
