Os custos com geração térmica alcançaram R$ 1,3 bilhão em julho de 2025, alta de 77% em relação ao mês de junho. Segundo o boletim do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) divulgado nesta sexta-feira, 22 de agosto, a elevação é resultado principalmente do despacho por inflexibilidade na termelétrica GNA II (1,67 GW), que gerou sua capacidade nominal durante todo o período, sendo responsável por R$ 711 milhões do custo total de inflexibilidade.
A UTE entrou em operação comercial em 31 de maio. A planta opera com tecnologia de ciclo combinado, com três turbinas a gás e uma a vapor, e já está preparada para operar com até 50% de hidrogênio em substituição ao gás natural. Conforme dados do site da GNA, a usina GNA II tem um consumo diário de 6,5 milhões de m³ de gás.
O ativo possui a obrigação regulatória de atendimento aos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR), com prazo de vigência de 25 anos.
No início deste mês, a usina recebeu autorização da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para importar até 3,9 milhões de m³ de gás natural liquefeito por ano, para atender sua termelétrica a gás natural. O combustível tem origem no Texas, nos Estados Unidos, mas a empresa também poderá receber de outros países.
Leia também:
>> GNA anuncia R$ 20 bilhões em novos projetos de energia e gás no Porto do Açu
>> ONS aponta despacho termelétrico ‘mais intenso’ nos próximos meses
Térmicas do PCS
As termelétricas do 1º Procedimento Competitivo Simplificado (PCS), conhecido como leilão emergencial de outubro de 2021, tiveram um Custo Variável Unitário (CVU) médio de R$ 1.295,81/MWh, geraram 14.645 MWh de energia e tiveram um custo de R$ 18,9 milhões.
Outros dados do ONS
O constrained-off foi de R$ 8,6 milhões na etapa, representando um aumento de 63% em relação ao mês de junho de 2025. No constrained-off, a usina indicada a gerar por ordem de mérito tem a geração restringida na fase de programação diária (pós-Dessem) ou em tempo real para atender a critérios operacionais.
Segundo o ONS, um dos principais motivos para o constrained-off no mês foi o Custo marginal da operação (CMO) da barra das usinas, que ficou superior ao CVU em parte do dia, indicando um despacho por ordem de mérito.
“Entretanto, dado que não era vantajoso em termos de custos global, considerando a necessidade de atendimento aos requisitos de unit commitment, destacadamente o tempo mínimo com a usina ligada, não houve despacho dessas usinas pelo Dessem. Nessa situação, o custo de oportunidade percebido pelo gerador deve ser ressarcido, caracterizando o cenário como constrained-off“, diz o ONS.
O unit commitment somou R$ 17,7 milhões, elevação de 72%. Devido às características técnicas das térmicas, podem ser necessários despachos adicionais aos períodos identificados como necessários para o sistema – em que as usinas são despachadas por ordem de mérito ou por razão elétrica – de forma que a planta possa atender ao despacho principal de forma adequada.
Os despachos realizados para atender a estas características são chamados de unit commitment e atendem parâmetros como tempo mínimo de acionamento após a partida, de permanência desligada antes de um novo acionamento, rampa de elevação e de redução/desligamento.
A compensação síncrona ficou em R$ 31 milhões, alta de 2,3%.
O ONS informou que não houve importação de energia na modalidade comercial no período. A exportação de geração térmica para a Argentina e Uruguai gerou uma receita estimada para os agentes termelétricos de R$ 748 milhões.
A exportação de geração hidráulica proveniente de redução de Exportação de Vertimento Turbinável (EVT) para Argentina e Uruguai, contou com uma receita estimada de R$ 24,6 milhões para os participantes do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE).
