03/11/2026
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) estima em aproximadamente R$ 573,5 milhões os gastos com Encargos de Serviços do Sistema (ESS) em 2027, considerando as despesas previstas com geração termelétrica por restrições de segurança elétrica e a prestação de serviço ancilar de compensação síncrona. Do total, R$ 313,12 milhões correspondem ao despacho de usinas termelétricas fora da ordem de mérito no subsistema Norte, enquanto outros R$ 260,36 milhões estão associados à operação de unidades geradoras como compensadores síncronos.
As estimativas constam em nota técnica do ONS encaminhada à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em 30 de outubro. O documento considera o período de janeiro a dezembro de 2027 e utiliza como referência os cenários de planejamento eletroenergético do Sistema Interligado Nacional (SIN) apresentados no Programa Mensal de Operação (PMO) de outubro de 2026.
A maior parcela dos encargos relacionados às restrições elétricas está concentrada no subsistema Norte. Segundo o ONS, 14 termelétricas têm previsão de gerar ESS em 2027 em razão da necessidade de despacho mínimo obrigatório para atendimento aos critérios de segurança elétrica estabelecidos nos Procedimentos de Rede.
A relação inclui as usinas Aparecida, BBF Baliza, Bonfim, Canta, Jaguatirica II, Jaraqui, Manaus I, Mauá 3, Pau Rainha, Pirarucu, Poraque, Santa Luz, Tambaqui e Tucunaré. As termelétricas Monte Cristo Sucuba e Palmaplan 2 também aparecem na nota técnica por terem gerado encargos na revisão anterior, mas não apresentam expectativa de ESS nesta atualização.
Restrições elétricas no Norte
A necessidade de geração termelétrica está relacionada a limitações da infraestrutura de transmissão nos sistemas de Manaus e Roraima. No sistema Manaus, o ONS identifica restrições associadas à perda simples (N-1) na transformação de fronteira da subestação Manaus 230/69 kV e à perda dupla (N-2) em linhas de transmissão de 500 kV da interligação Tucuruí–Macapá–Manaus.
Uma das soluções previstas para o atendimento aos critérios de segurança é a entrada em operação da subestação Tarumã 230/138 kV e das linhas de transmissão Tarumã–Lechuga, cujos testes de energização foram concluídos no início de outubro de 2026. Entretanto, as obras da rede de distribuição associadas têm previsão de conclusão apenas para outubro de 2027.
Para resolver estruturalmente as restrições relacionadas à perda dupla nas linhas de 500 kV, o planejamento contempla novos circuitos entre Xingu, Jurupari, Oriximiná, Silves e Lechuga, além da nova subestação Puraquequara 500/230 kV. Segundo o ONS, essas obras ainda não foram outorgadas.
Em Roraima, a necessidade de geração térmica está relacionada à perda dupla nas linhas de 500 kV Lechuga–Equador–Boa Vista e à perda simples nos transformadores da subestação Boa Vista 230/69 kV. A solução estrutural prevê a implantação de dois novos transformadores de 230/69 kV, de 150 MVA cada. A previsão atual para a entrada em operação dessas instalações é maio de 2028.
Serviço ancilar de compensação síncrona
A segunda parcela dos encargos corresponde à prestação do serviço ancilar de compensação síncrona, estimada em R$ 260,36 milhões para 2027. O valor representa uma média mensal de R$ 21,69 milhões.
Nesse caso, a estimativa considera o histórico de operação das unidades geradoras como compensadores síncronos entre outubro de 2021 e setembro de 2026. A partir desse levantamento, o ONS calculou a média anual de geração de potência reativa e aplicou a Tarifa de Serviços Ancilares (TSA) vigente, de R$ 10,41 por Mvar-h, com vigência desde 1º de janeiro de 2026.
O serviço é prestado por unidades geradoras de usinas hidrelétricas que operam como compensadores síncronos, contribuindo para o atendimento aos critérios de desempenho do sistema elétrico estabelecidos nos Procedimentos de Rede.
Entre as hidrelétricas com contratos para prestação do serviço estão Itá, Tucuruí, Ilha Solteira, Belo Monte, Furnas, Itumbiara, Sobradinho, Xingó e Henry Borden, além de outras usinas distribuídas pelo país.
Metodologia de cálculo
Para estimar os encargos por restrição de operação, o ONS utilizou o PMO de outubro de 2026. Foram simuladas 2 mil séries sintéticas de energias naturais afluentes para identificar situações em que a geração termelétrica necessária ao atendimento das restrições elétricas supera aquela definida pelo despacho por ordem de mérito.
Os custos adicionais são calculados com base na diferença entre o Custo Variável Unitário (CVU) das termelétricas e o Custo Marginal de Operação (CMO), observados os limites mínimo e máximo do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD).
A estimativa de R$ 313,12 milhões corresponde à permanência de 30% da distribuição dos valores de ESS obtidos nas simulações. O ONS ressalta que os resultados podem apresentar diferenças em relação aos encargos efetivamente verificados durante a operação, uma vez que situações de rede incompleta não foram consideradas nos estudos.
As projeções integram o processo anual de estimativa dos Encargos de Serviços do Sistema para subsidiar a regulação tarifária. Conforme as regras dos Procedimentos de Regulação Tarifária (Proret), o ONS deve encaminhar à Aneel, até 31 de outubro de cada ano, a estimativa dos custos de ESS para o ano seguinte.
Fonte: MegaWhat
