Do contrato à energização: por que a rede chega depois do data center

Um grande consumidor que assine hoje o contrato de uso de uma obra nova de transmissão terá a rede pronta, no melhor cenário, no início de 2031. No pior cenário previsto em edital, em meados de 2032. Entre uma data e outra há a diferença entre um projeto viável e um projeto que precisa ser repensado.

Essa conta decorre de duas regras recentes. A primeira é a Portaria Normativa MME nº 145/2026, que exige que consumidores livres assinem o Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (CUST) com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) antes que uma obra condicionada à sua carga seja incluída em um leilão. A segunda são os prazos de construção que a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) vem fixando nos editais, de 42 a 60 meses no leilão de 30 de outubro de 2026. Somadas, elas criam um descompasso entre o tempo da rede e o tempo das grandes cargas que mais pressionam a rede hoje, os data centers. Como essa exigência funciona, quem precisa assinar o contrato e o que a ANEEL e o ONS vão verificar está detalhado em CUST antes do leilão: a regra que coloca o consumidor livre na fila da transmissão.

A conta do calendário

Considere um consumidor livre cuja conexão depende de uma obra da Rede Básica condicionada à confirmação de carga, e que consiga assinar o CUST até 16 de novembro de 2026, prazo para que a obra entre no primeiro leilão de 2027.

O leilão ocorre em abril de 2027. Entre a sessão pública e a assinatura dos contratos de concessão há a habilitação, a homologação e a adjudicação. No Leilão 4/2025, realizado em 31 de outubro de 2025, os contratos foram assinados em 23 de fevereiro de 2026, quase quatro meses depois. Aplicando o mesmo intervalo, os contratos do primeiro leilão de 2027 seriam assinados por volta de agosto daquele ano. A partir daí corre o prazo de obra. Com 42 meses, a instalação ficaria pronta em fevereiro de 2031. Com 60 meses, em agosto de 2032.

Caminho ilustrativo de uma obra condicionada à carga incluída no primeiro leilão de 2027. Elaboração G2A com base na Portaria MME nº 145/2026, no intervalo observado no Leilão 4/2025 e nos prazos do Leilão 4/2026.

Do CUST à energização, portanto, são de quatro anos e três meses a cinco anos e nove meses, se tudo correr conforme o cronograma. Se o consumidor perder o prazo de novembro, a próxima janela é 15 de abril de 2027, para o leilão de outubro, e o calendário inteiro se desloca seis meses. Se a obra atrasar, como acontece com parte dos empreendimentos de transmissão por licenciamento ambiental ou fundiário, o prazo se estende ainda mais. O inverso também ocorre: transmissoras podem antecipar a entrada em operação, e a Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica (ABRATE) informa que 88% das 137 obras hoje em implantação estão no prazo ou adiantadas. O prazo do edital é um teto, não uma previsão exata. Mas nenhum investidor deveria basear um plano de negócios na hipótese de que a transmissora vá entregar antes.

O exemplo vale para obras novas licitadas. Nem toda conexão depende delas. Quando há margem na rede existente, a conexão pode ser feita com obras menores, de responsabilidade do próprio acessante ou da transmissora local. O problema surge justamente onde as grandes cargas querem estar: perto dos centros consumidores, da infraestrutura de fibra óptica e de outros data centers. Em São Paulo, a primeira disputa por margem da Política Nacional de Acesso ao Sistema de Transmissão (PNAST) ofereceu 228 MW para 451 MW de demanda habilitada. Quem ficou de fora depende de margem nova, e margem nova significa obra.

O tempo de um data center não é o tempo de uma linha

O descompasso não é exclusivo do Brasil, mas aqui ele tem forma institucional. Um campus de data center é projetado, financiado e construído em ciclos que se medem em poucos anos, puxados por contratos com clientes de tecnologia que também têm pressa. As queixas do setor refletem isso. Para Luciano Fialho, vice-presidente da Scala Data Center, a nova política de acesso é uma solução que não resolve nada e impõe dois gargalos: garantias milionárias sem certeza de conexão e poucas janelas de pedido, que não acompanham o ritmo do setor digital. Na mesma reportagem, ele reconhece que a solução de fundo passa por acelerar as obras e entregar mais linhas.

Do lado do sistema, o argumento é o inverso. Uma linha de transmissão serve por 30 anos ou mais, e sua conta é dividida entre todos os usuários da Rede Básica. Construí-la para uma carga que pode não chegar é um custo permanente. A portaria escolheu proteger a tarifa em vez de acelerar a rede. Essa escolha é justa, mas tem consequências que vão além do prazo de um projeto isolado.

As consequências em cadeia

A rota da distribuição

A primeira consequência já aparece. Segundo a Agência iNFRA, grandes consumidores, em especial data centers, têm buscado conexão nas redes de distribuição para evitar a disputa por margem e o aporte de garantias da PNAST. ONS e Empresa de Pesquisa Energética (EPE) relataram o movimento à ANEEL e suspeitam de reservas especulativas de capacidade. O presidente da EPE, Thiago Prado, afirmou que os pedidos de data centers na distribuição se aproximam dos números da transmissão, o que gera um trabalho duplo de planejamento.

A rota da distribuição tem limites. Funciona para cargas menores, depende da capacidade que a distribuidora contratou com o ONS e pode ser negada se faltar margem na transmissão. As distribuidoras que recebem essas cargas precisam ampliar o próprio CUST e, segundo relatos, já pagam penalidades por ultrapassar os montantes contratados. Com a Portaria 145, a obra de transformação de fronteira que resolveria o problema também depende de CUST assinado no prazo, agora pela distribuidora. O atalho leva ao mesmo calendário.

Cargas grandes demais para a regra atual

A segunda consequência é técnica. Alexandre Zucarato, diretor de Planejamento do ONS, explicou em agosto que a maior contingência simples considerada hoje no sistema é a saída de Angra 2, com cerca de 1,2 GW. Um data center de 2 GW conectado a um único circuito de 500 kV passaria a ser a nova referência de segurança. Nas palavras dele, a preocupação é com a dinâmica do sistema ao tomar um tranco de 2 GW. A resposta pode ser exigir dois circuitos em vez de um, o que encarece a conexão, e requisitos de suportabilidade: a carga não poderá simplesmente se desligar da rede diante de uma oscilação de frequência e passar para o backup, como um gerador também não pode. Segundo o diretor, cerca de 10 GW em projetos de data centers estavam em alguma etapa de conexão: 3 GW com CUST assinado, 2 GW com parecer emitido e 5 GW em avaliação.

Cargas desse porte tendem a exigir obras maiores e estudos mais longos. Quanto maior o campus, maior a chance de ele depender justamente da obra nova licitada, com o calendário descrito acima.

Capital parado à espera da rede

A terceira consequência é financeira. Entre a assinatura do CUST e a energização, o consumidor mantém garantias aportadas e um compromisso de pagamento por uma rede que ainda não usa. Se o próprio empreendimento atrasar ou mudar de escala, o compromisso continua. É o preço da certeza que a regra oferece, e ele precisa entrar no plano de negócios desde o início, e não como ajuste depois da decisão de investir.

Localização decidida pela rede

A quarta consequência é geográfica. Se a margem existe em alguns pontos e não em outros, a rede passa a influenciar onde os projetos se instalam. O ONS prometeu divulgar ainda em 2026 um mapa indicativo de margens para cargas, o que deve ajudar investidores a identificar regiões com folga. Nem sempre a região com margem coincide com a região que faz sentido comercial para um data center, que depende de latência, conectividade e proximidade de clientes. A tensão entre localização elétrica e localização comercial tende a crescer.

Quem absorve o descompasso

Alguém sempre paga pela diferença entre o tempo da carga e o tempo da rede. No modelo antigo, o risco de antecipar demais era do conjunto dos consumidores, via tarifa. No modelo da Portaria 145, o risco de antecipar ou de atrasar passa em boa parte ao consumidor que pede a obra. Para o sistema, é uma alocação mais justa. Para o investidor, é uma variável nova a ser gerenciada.

Há também um efeito que costuma ficar fora da discussão. Quando a carga de fato chega, ela amplia a base de usuários que paga os encargos de transmissão. A RAP das obras é fixa, de modo que mais energia circulando pela mesma rede tende a diluir o custo por megawatt-hora para todos. O mesmo mecanismo funciona ao contrário quando a carga não aparece. A regra do CUST, nesse sentido, não é apenas uma proteção contra o custo da ociosidade. É também uma forma de alinhar a expansão da rede ao consumo que efetivamente vai pagá-la.

Há, basicamente, três formas de lidar com ela. A primeira é aceitar o calendário da rede e planejar o projeto em torno dele, o que pode significar começar a operação em etapas, com uma carga inicial menor, compatível com a margem disponível. A segunda é buscar um ponto de conexão com margem, mesmo que menos atraente do ponto de vista comercial. A terceira é procurar a distribuição, com as limitações descritas acima. Cada caminho tem custos, riscos e prazos diferentes, e nenhum é universalmente melhor.

A pergunta prática, então, deixa de ser se a rede vai chegar e passa a ser qual caminho de conexão combina com o porte, o cronograma e o apetite de risco de cada projeto. É essa escolha, entre transmissão e distribuição, entre esperar a obra e começar menor, que o último artigo da série organiza em critérios de decisão.