O governo federal calcula que o setor de energia vai gerar investimentos de R$ 3,5 trilhões até 2035 no Brasil, de acordo com o Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2035, documento aprovado nesta quinta-feira (2).
Elaborado pela estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE) sob coordenação do Ministério de Minas e Energia (MME), o novo plano substitui o PDE 2034, aprovado há pouco mais de um ano, e traz mudanças significativas em relação à versão anterior — entre elas, a maior demanda por eletricidade, puxada pela projeção da demanda de data centers no país. Além disso, o governo passa a classificar no documento que a expansão solar é “desvantajosa” para o sistema elétrico do país.
Mais investimento e capacidade instalada
O PDE 2035 sinaliza investimentos de R$ 3,5 trilhões ao longo da década — 9% a mais que os R$ 3,2 trilhões previstos no plano anterior. A capacidade instalada de geração elétrica do país, hoje em 249 GW, deve chegar a 359 GW em 2035 (uma expansão de 110 GW). É um salto maior do que o projetado pelo PDE 2034, que apontava para 311 GW ao fim de seu próprio horizonte.
A geração distribuída — sobretudo painéis solares instalados em telhados residenciais e comerciais — segue como uma das frentes de maior crescimento: o plano projeta 78 GW de capacidade de micro e minigeração distribuída (MMGD) até 2035, ante os 58,8 GW que o PDE 2034 estimava atingir até seu próprio horizonte.
Mais energia solar é ‘desvantajoso’ para o sistema
O governo passou a classificar a expansão da energia solar centralizada como uma desvantagem para o país. A visão não estava expressa no documento do ano passado.
Isso porque o excesso de geração de dia vem causando transtornos ao sistema e obrigando cortes na produção de energia para não haver apagões. O país já desperdiçou o equivalente a uma Belo Monte no ano passado por causa dessas interrupções (o chamado curtailment).
“A expansão otimizada para a geração solar centralizada reflete um momento de excedentes de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN), resultado da significativa adição de fontes renováveis variáveis. Nesse contexto de curtailment energético (sobra de energia em relação à carga a ser atendida), a expansão adicional da geração solar fotovoltaica centralizada torna-se economicamente e operacionalmente desvantajosa para o SIN”, afirma o documento.
“Novas adições de projetos solares podem não gerar tantos benefícios ao equilíbrio entre oferta e demanda e à confiabilidade do sistema elétrico brasileiro como em ciclos anteriores do PDE. Entretanto, a avaliação da inclusão de sistemas de armazenamento nos parques solares surge como um vetor de aumento da competitividade”, diz o texto.
Expectativa com data centers
A previsão de potência instalada total nos próximos anos dos projetos de data center em processo de conexão à rede passaram de 2,5 GW no relatório do ano passado para 26,3 GW na versão atual. O quantitativo de projetos também aumentou de 12 para 77.
“O quantitativo de projetos de data centers no Brasil vem crescendo rapidamente, impulsionados, em grande parte, pelo avanço da inteligência artificial e pelas perspectivas de incentivos oferecidos por políticas públicas (Projeto de Lei nº 278/2026, que trata sobre o REDATA)”, afirma o texto.
“A previsão é que a carga dos data centers [tenha] novos projetos concentrados em São Paulo, Rio Grande do Sul e Ceará […]. Em resposta a esse crescimento de demandas eletrointensivas, a EPE já vem realizando estudos de planejamento da expansão focando nas regiões de maior interesse dos projetos”.
Apesar disso, o documento ressalta que há incertezas ligadas ao tema. “Espera-se que a crescente digitalização da economia impulsionará ainda mais os serviços de delivery e o comércio eletrônico, acelerando a demanda por data centers, que já despontam como grandes consumidores de eletricidade devido à necessidade de alta disponibilidade e refrigeração intensiva. Nesse contexto, é importante ressaltar que as projeções de demanda energética associadas à implantação de novos data centers possuem elevado grau de incerteza”, diz o texto.
Fim da geração termelétrica a gás obrigatória
O plano também incorpora os efeitos da Lei 15.269/2025, sancionada em novembro do ano passado a partir da Medida Provisória 1.304/2025, que reformulou a Lei 14.182/2021 — a norma que obrigava distribuidoras a contratar novas usinas termelétricas a gás natural. Pela nova regra, essas usinas a gás são substituídas majoritariamente por pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e por termelétricas a biomassa.
A EPE estima que a mudança pode reduzir em até 45% as emissões de gases-estufa do Sistema Interligado Nacional (SIN) até 2035 em relação ao cenário anterior, embora o efeito pleno da lei ainda não esteja incorporado ao cenário de referência do plano.
Mudanças na capacidade instalada, com mais baterias
A capacidade instalada no país deve sofrer mudanças, com hidrelétricas cedendo espaço percentual (de 44% para 32%) para outras fontes. A geração distribuída (painéis solares em residências, por exemplo) sobe de 16% para 21,2%.
O armazenamento em baterias se multiplica: o plano prevê 6,6 GW dessa fonte em 2035, montante muito superior aos 800 MW projetados na edição anterior (até 2034). O valor começa a se aproximar do percentual previsto para PCHs (12 GW). Percentualmente, no entanto, as baterias continuarão com pouco espaço (2%).
A participação de fontes renováveis na matriz energética brasileira deve se manter estável em 51% até 2035 — o mesmo patamar de 2025 —, com o gás natural ampliando espaço (de 10% para 13% da oferta interna) à medida que a participação do petróleo e seus derivados recua de 33% para 29%.
Angra 3 sai de 2029 para 2033
Outra mudança relevante é o adiamento da usina nuclear de Angra 3, no Rio de Janeiro. Na comunicação do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), responsável por estudos sobre o projeto, já se falava no prazo de 2033. Mas o PDE 2034 ainda previa a entrada em operação comercial do empreendimento em 2029.
O novo plano empurra a data para 2033, após consulta ao MME sobre o andamento dos estudos que subsidiarão uma nova deliberação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) sobre a continuidade da obra — um atraso de quatro anos em relação ao que era esperado havia pouco mais de um ano.
O governo estuda retomar o projeto, mas já adiou a decisão várias vezes. De acordo com membros do governo, uma conclusão sobre o assunto deve ficar para 2027.
