José Augusto Fontoura Costa

Em abril último, a consultoria Wood Mackenzie publicou seu relatório sobre o mercado norte-americano de turbinas a gás. Os números dispensam dramatização. As encomendas globais somavam 110 gigawatts ao fim de 2025, diante da capacidade fabril mundial de 60 a 70 gigawatts. O preço do quilowatt instalado deve alcançar US$ 600/kW ao final de 2027 – alta acumulada de 195% sobre o patamar de 2019.
Os prazos de entrega de turbinas podem chegar a seis anos. As carteiras dos fabricantes estão integralmente vendidas até 2027. Aurora Tenorio, analista de cadeias de suprimento da consultoria, é explícita: a restrição moveu o eixo da decisão de investimento, antes pautada por economia de combustível, hoje por compras estratégicas alinhadas à demanda de médio e longo prazos.
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Há uma nota do estudo que importa para o debate brasileiro. Segundo a Wood Mackenzie, 2026 será o ano em que os pedidos atingirão o pico. Desenvolvedores correm para reservar equipamentos capazes de instalar globalmente uma potência de 63 GW de novas térmicas, no quinquênio que se inicia. Esse é o momento que o Brasil escolheu para realizar seu próprio leilão de compra de energia.
Note-se uma distinção que tem ficado de fora do debate brasileiro. As métricas da Wood Mackenzie referem-se ao CAPEX – o investimento inicial para construir a usina, expresso em dólares por quilowatt de capacidade instalada. O Leilão de Reserva de Capacidade (LRCap), realizado pela Aneel no início deste ano e atualmente em fase de homologação, opera com outra lógica: remunera disponibilidade, em reais por megawatt-ano, ao longo da vigência do contrato. Uma métrica mede o investimento; a outra, o serviço a ser prestado.
São coisas distintas, mas não desconectadas. O empreendedor que entra num leilão de potência faz uma conta de trás para frente: o valor anual que vai receber tem de cobrir o investimento na planta, o financiamento, a operação ao longo do ciclo, e ainda devolver alguma remuneração ao capital. Essa é a conta que fundamenta o cálculo dos lances que serão ofertados no leilão.
Ora, só as turbinas podem responder por até 30% do custo total de uma usina de ciclo combinado (aquela que gera energia tanto a partir do gás quanto a partir do vapor) e por parcela ainda maior nos projetos de ciclo aberto – item isolado mais oneroso do que qualquer outro. Quando o custo desse componente sobe 195%, a planta inteira encarece muito mais do que os demais insumos, que seguem a inflação ordinária. É isso que contextualiza a aritmética industrial global que se materializou no preço-teto e nos lances apresentados no leilão.
O debate público brasileiro tem orbitado quase exclusivamente sobre o preço-teto do LRCap, em geral comparando-o a contratos firmados em leilões pretéritos ou a custos hipotéticos de armazenamento por baterias. Ambas as comparações são, sob o ângulo do comércio internacional de bens de capital, problemáticas.
Convém registrar que a contratação remunerada de capacidade firme não é peculiaridade tropical. A Alemanha, sob a coalizão de Olaf Scholz, Robert Habeck e Christian Lindner, anunciou em fevereiro de 2024 a Kraftwerksstrategie — programa de até 10 GW de novas térmicas a gás hidrogen-ready, concebidas como reserva contra os chamados Dunkelflaute, períodos prolongados de pouca insolação e ventos fracos.
O Texas, símbolo do liberalismo energético americano, criou no mesmo ano o Texas Energy Fund, por meio da Senate Bill 2627 e da Proposition 7, esta última aprovada por referendo constitucional em novembro de 2023. O fundo pode alcançar  US$ 10 bilhões, dos quais US$ 7,2 bilhões são direcionados à nova geração despachável, em resposta direta ao apagão de fevereiro de 2021[3].
Pode-se discutir o desenho de cada um desses arranjos, mas tratar o caso brasileiro como uma anomalia global, inventada por captura regulatória, é o que não cabe neste debate.
O caso britânico merece menção à parte, porque tem sido invocado de modo enganoso. O leilão T-4 da Capacity Market britânica, realizado em março, contratou 23,5 GW de gás a £27,10 por quilowatt-ano, por um período mínimo de cinco anos[4]. Tomado o clearing price isoladamente, o pregão sugere que mercados maduros entregam capacidade firme barata. Considerados os dados desagregados publicados pelo operador, NESO, contudo, verifica-se outra coisa: 88% da capacidade contratada veio de ativos existentes e 11%, de unidades em reforma. Não há qualquer previsão de construção de usinas, o que barateia substancialmente os custos – situação diametralmente oposta à do Brasil, que precisa urgentemente de novas termoelétricas.
Dito isso, cabe analisar o vetor que reorganiza a precificação mundial das turbinas e está ausente da maior parte do debate brasileiro: a explosão de demanda dos data centers de inteligência artificial. A Wood Mackenzie projeta crescimento de 96% no consumo de eletricidade por data centers norte-americanos entre 2026 e 2031. O Portsmouth Powered Land Project, anunciado em fevereiro pela SB Energy, prevê US$ 33 bilhões em investimento para 9,2 GW de geração a gás dedicada a um único empreendimento, ao exigir de 24 a 30 turbinas pesadas em sua fase inicial – fração relevante da demanda anual mundial.
Os fabricantes respondem com o que podem. A GE Vernova anunciou investimento de US$ 160 milhões para elevar sua produção anual de turbinas de grande porte de aproximadamente 50 para 70 a 80 unidades até o fim de 2026. A Siemens Energy migrou plantas-chave para regime de 24 horas e anunciou pacote de US$ 1 bilhão para investimentos nos Estados Unidos. A Mitsubishi Heavy Industries pretende dobrar sua capacidade até 2028. São esforços expressivos que atenuam, mas não eliminam, o desequilíbrio.
O gargalo, registre-se, não está na soldagem das carcaças. Está no que o relatório chama de hot-section – particularmente as pás de cristal único, peça metalúrgica de altíssima precisão, fabricada em escala industrial por meia dúzia de fornecedores globais. A liga depende de elementos de terras raras submetidos a controles de exportação chineses ampliados desde 2023 e atualizados em sucessivas etapas até 2025.
A receita da turbina tem um ingrediente que vem de cozinha estrangeira sob racionamento, e o cozinheiro americano não tem como substituí-lo por outro qualquer sem comprometer o prato. Essa é a fricção que organiza, hoje, o mercado global de bens de capital para geração elétrica – assunto que mereceria, em outras circunstâncias, um aprofundamento específico.
Daí a fragilidade metodológica das comparações que têm dominado a discussão brasileira. Não se pode comparar o preço de potência contratada em um leilão de 2021 com o preço contratado em 2026. A oferta de equipamentos e as condições da cadeia mudaram muito no período – e a aritmética do empreendedor mudou junto.
Da mesma forma, não é razoável discutir o preço do aço plano laminado hoje em comparação com a cotação de 2019 sem considerar os choques que reorganizaram a siderurgia global nesse ínterim. A comparação intertemporal sem ajuste pela inflação setorial específica é mais do que imprecisa – qualquer arbitragem internacional sobre revisão contratual em condições de market disruption exigiria exatamente o tipo de ajuste que o debate brasileiro corrente omite.
A comparação com baterias tem fragilidade análoga. Armazenamento eletroquímico fornece horas de potência. Capacidade firme fornece disponibilidade contínua, inclusive em janelas prolongadas de baixa irradiação ou de estiagem de ventos cuja duração ultrapassa, ordinariamente, o ciclo útil de descarga dos sistemas hoje comercialmente disponíveis. Pode-se preferir uma à outra; o que não se pode é comparar custos como se entregassem o mesmo serviço sistêmico.
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O leilão de reserva de capacidade gerou muito debate, mas convém termos cuidado nas afirmações e nas interpretações do contexto em que vivemos aqui e no mundo. A análise comparada exige termos comparáveis. O Brasil chega ao seu leilão num momento global especialmente desfavorável para o comprador, com encomendas batendo no teto fabril, prazos longos, preços em escalada e cadeias críticas sob controle geopolítico crescente. Outros países com matrizes semelhantes têm enfrentado dilema análogo, ao contratar a preços historicamente elevados – não por captura, mas pela aritmética bruta da escassez.
A solução do problema doméstico não vem de importar diagnóstico. A matriz brasileira tem traços próprios – peso hidrelétrico elevado, geração distribuída em expansão acelerada, particularidades regulatórias – que demandam tratamento sob medida. Mas o ponto de partida há de ser o reconhecimento factual de que se está diante de mercado global em estresse agudo, e não de operação isolada de regulador brasileiro impertinente à boa técnica internacional.
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[1] Wood Mackenzie, Gas turbine prices soar 195% as market faces supply-demand crisis, press release de 1º de abril de 2026, <a href="https://www.woodmac.com/press-releases/gas-turbine-prices-soar-195-as-market-faces-supply-demand-crisis/">https://www.woodmac.com/press-releases/gas-turbine-prices-soar-195-as-market-faces-supply-demand-crisis/</a>. O relatório referido intitula-se The U.S. gas turbine market: navigating manufacturing scarcity and demand growth. Síntese jornalística em CIAMPOLI, Paul, Gas Turbine Market will See Prices Surge Through 2027: Report, American Public Power Association, 1º de abril de 2026, <a href="https://www.publicpower.org/periodical/article/gas-turbine-market-will-see-prices-surge-through-2027-report">https://www.publicpower.org/periodical/article/gas-turbine-market-will-see-prices-surge-through-2027-report</a>.
[2] BMWK (Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz), Einigung zur Kraftwerksstrategie, comunicado de 5 de fevereiro de 2024, <a href="https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2024/02/20240205-einigung-zur-kraftwerksstrategie.html">https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2024/02/20240205-einigung-zur-kraftwerksstrategie.html</a>. Análise contextual em Bruegel, Four questions for Germany's big hydrogen power plan, <a href="https://www.bruegel.org/analysis/four-questions-germanys-big-hydrogen-power-plan">https://www.bruegel.org/analysis/four-questions-germanys-big-hydrogen-power-plan</a>.
[3] Texas Senate Bill 2627 (88ª Legislatura, sessão regular de 2023) e Texas Constitutional Amendment Proposition 7, aprovada em referendo de 7 de novembro de 2023. Síntese institucional em Texas Comptroller of Public Accounts, <a href="https://comptroller.texas.gov/economy/economic-data/energy/2023/ercot.php">https://comptroller.texas.gov/economy/economic-data/energy/2023/ercot.php</a>; análise jurídica em Vinson &amp; Elkins LLP, The Texas Energy Fund Becomes Law. Now What?, <a href="https://www.velaw.com/insights/the-texas-energy-fund-becomes-law-now-what/">https://www.velaw.com/insights/the-texas-energy-fund-becomes-law-now-what/</a>.
[4] National Energy System Operator (NESO), resultados provisórios do leilão T-4 da Capacity Market britânica para o ciclo 2029/2030, março de 2026. Síntese editorial em Energy UK, Capacity Market Auction Results, 16 de março de 2026, <a href="https://www.energy-uk.org.uk/publications/energy-uk-explains-capacity-market-auction-results/">https://www.energy-uk.org.uk/publications/energy-uk-explains-capacity-market-auction-results/</a>. Detalhamento técnico em Modo Energy, <a href="https://modoenergy.com/research/en/gb-capacity-market-t4-2029-30-battery-energy-storage-march-2026">https://modoenergy.com/research/en/gb-capacity-market-t4-2029-30-battery-energy-storage-march-2026</a>

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Temas globais ignorados pelo debate doméstico sobre energia termoelétrica

Mercado global de turbinas a gás e leilões de reserva de capacidade

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