O atalho elétrico da inteligência artificial: o MW parado que o Brasil ainda não usa

A corrida agora é por megawatts

A corrida da inteligência artificial deixou de ser uma corrida por chips e virou uma corrida por megawatts conectados. A consultoria JLL estima que a capacidade global de data centers vai dobrar até 2030, de 103 GW para 200 GW, com 97% de ocupação e três quartos das obras já pré-alugadas. A Agência Internacional de Energia (IEA) projeta que o consumo elétrico desses centros pode mais que dobrar no mesmo período.

A rede elétrica não acompanha esse ritmo. Em agosto, o Texas suspendeu novas aprovações de conexão de data centers diante de uma fila de centenas de gigawatts. No norte da Virgínia, maior polo do setor no mundo, uma carga de 100 MW pode esperar até sete anos.

O Brasil vive a mesma pressão, em escala menor e com uma particularidade: falta rede onde está a demanda, e sobra energia onde está a geração.

A fila nos centros de consumo

Em fevereiro, havia cerca de 7 GW em pedidos de acesso de data centers à Rede Básica, 3,9 GW só em São Paulo. A nova política de acesso à transmissão (PNAST) viabilizou 30,7 GW em 2026, sendo 13,5 GW de novas cargas. Em São Paulo, porém, 451 MW de consumo disputam 228 MW de margem num processo competitivo marcado para outubro. A CPFL relatou ter negado cerca de 8 GW em pedidos de data centers no interior paulista, e o ONS suspendeu novas conexões no Pecém, no Ceará.

Parte desses pedidos é especulativa. O próprio ONS projeta cerca de 3,5 GW de demanda real de data centers em 2030, contra perto de 10 GW nas contas do Ministério de Minas e Energia. Mas a escassez é concreta para quem já tem equipamento contratado e precisa ligá-lo em meses. O país tem hoje entre 706 e 826 MW de data centers instalados, e a capacidade com refrigeração líquida dos grandes operadores — exigida pelas GPUs atuais — está praticamente vendida até meados de 2027.

O paradoxo: energia sobrando

Do outro lado, a geração renovável corta produção. Em 2025, 20,6% da energia eólica e solar disponível deixou de ser gerada, uma perda estimada em R$ 6 bilhões. Em 2026, cerca de dois terços dos cortes se devem a excesso de oferta no sistema, e esses cortes ficaram fora do ressarcimento regulamentado pela Portaria MME 140/2026. Geradores com energia cortada passaram a ter motivo de sobra para vender a quem consuma.

Colocar um data center ao lado da usina, porém, não resolve o corte em todo lugar. A análise da Redação com dados abertos do ONS mostra dois casos opostos:

• Norte de Minas: são mais de 5 GW de solar centralizada, e cerca de 26% da geração possível foi cortada em doze meses. A parcela causada por gargalo local caiu para perto de 2% depois dos reforços de transmissão concluídos neste ano. O restante é sobreoferta do sistema, que qualquer consumidor do submercado absorve.
• Oeste do Rio Grande do Norte: nos complexos eólicos mais afetados, 60% a 68% do corte ainda é local. Ali, uma carga instalada perto da geração alivia fisicamente a rede.

O atalho da distribuição

É na distribuição que está o atalho. Cargas de 5 a 20 MW se conectam pelas distribuidoras, sob a REN 1.000/2021 da ANEEL. O orçamento sai em semanas e as obras levam meses — muito diferente dos 42 a 60 meses típicos de uma obra na Rede Básica.

Há também um estoque pouco explorado de capacidade: fábricas que fecharam ou reduziram a produção, mas mantêm subestação própria e contrato de uso da rede ativo. A regulação prevê a troca de titularidade da unidade consumidora com as condições do contrato mantidas. Quem assume o imóvel herda a demanda contratada, sem passar pela fila.

O cuidado é que só a demanda contratada fica protegida:

• se o contrato foi encerrado, o pedido volta a ser uma conexão nova;
• qualquer aumento de demanda depende de estudo da distribuidora, inclusive no horário de ponta, já que um data center consome o mesmo durante as 24 horas.

A ANEEL incluiu as grandes cargas na distribuição em sua agenda regulatória de 2026–2027, e algumas distribuidoras sem margem já negam aumentos.

A tecnologia também mudou a escala do problema. As GPUs de última geração exigem refrigeração líquida direta no chip, em circuito fechado. O calor pode sair por radiadores secos, com consumo de água próximo de zero, o que atende ao limite de 0,05 litro por kWh do Redata. Esses sistemas são vendidos em módulos de 1 a 10 MW, entregues de três a seis meses após o pedido.

A demanda caminha na mesma direção. A inferência — o uso dos modelos já treinados, que pode ser distribuído em vários locais — deve superar o treino em demanda de capacidade a partir de 2027, segundo a JLL. Um caso recente mostra o caminho: a Elea anunciou em junho um data center para IA em Belém, junto a uma subestação da AXIA, que começa com 7,5 MW e tem capacidade para chegar a 100 MW.

Bateria para a ponta, não para a noite

Para o setor elétrico, um data center flexível também pode ser um recurso. Estimativas da Redação, feitas com o perfil de geração solar do ONS e as tarifas da Cemig, mostram duas situações diferentes:

• Bateria para a noite inteira, com a rede só como reserva, ainda não se paga. A energia sai entre R$ 450 e R$ 770 por MWh, contra R$ 330 a R$ 450 da rede com contrato no mercado livre em 138 kV. Além disso, a rede precisa continuar contratada para os dias nublados.
• Bateria de três a quatro horas para o horário de ponta se paga em cinco a sete anos em média tensão. Ela tira o data center da rede justamente na rampa do fim da tarde, quando a geração solar some e o ONS mais precisa de alívio.

O obstáculo não é a energia

Na comparação internacional, a energia brasileira fica no meio do caminho. Para uma grande carga em alta tensão, com tudo incluído, o custo estimado vai de US$ 81 a US$ 117 por MWh. É mais caro que no Texas (US$ 60 a 75), mas equivalente a Virgínia, Ohio, Chile e México. A energia em si custa quase o mesmo que no Texas; o que dobra a conta são as tarifas de rede, os encargos e o ICMS.

O que realmente afasta o investimento é o imposto sobre os equipamentos importados — servidores e, principalmente, GPUs. Um exercício de custo total para um site de inferência de 10 MW, somando energia, infraestrutura e impostos sobre a TI:

• Brasil sem benefícios fiscais: cerca de US$ 430 por kW por mês, contra US$ 181 no Texas. Cerca de 77% da diferença é imposto.
• Com o Redata, sancionado em setembro, caem por cinco anos o imposto de importação, o PIS/Cofins e o IPI. Mas o ICMS ficou de fora.
• Somando todas as alavancas, o custo cai para perto de US$ 190 e praticamente empata com Texas e Chile. Além do Redata, entram uma redução de ICMS em discussão no Confaz, a autoprodução, o reaproveitamento de sites e o financiamento do BNDES.

O que o setor pode fazer

O Brasil não deve vencer a corrida pelos campi de gigawatts para treino de modelos, que dependem de escala, capital barato e tributação favorável. Pode competir onde a velocidade importa: entregar MW conectados em meses, com uma matriz elétrica 88% renovável e perto de um mercado de mais de 200 milhões de pessoas. O setor elétrico tem quatro alavancas ao seu alcance:

1. Regras claras para grandes cargas na distribuição. A revisão em curso na ANEEL pode organizar a demanda sem fechar o atalho — por exemplo, com tratamento rápido para quem reaproveita conexões existentes.
2. Mapas públicos de capacidade para carga. Já existem mapas de margem para geração. As distribuidoras poderiam publicar também onde há folga para consumo, como a Cemig e a Invest Minas começaram a fazer para data centers.
3. Sinal econômico para a flexibilidade. Cargas que consomem no excesso de oferta e saem da rede na rampa do fim da tarde merecem tarifas e programas de resposta da demanda que reconheçam esse valor.
4. Parcerias entre geradores e consumidores. A autoprodução por equiparação pode transformar a energia cortada em contrato de longo prazo. Pela Lei 15.269/2025, ela exige ao menos 30 MW agregados, unidades de pelo menos 3 MW e 30% do capital da usina.

Fora do setor elétrico, a peça que falta é tributária. Sem resolver o ICMS sobre os equipamentos, o MW conectado continua sem GPU para alimentar.

A janela é curta. A partir de 2028 entram os grandes campi já anunciados, e a escassez de capacidade nos centros de consumo tende a diminuir. Até lá, a energia que hoje é cortada e as conexões que hoje estão ociosas podem se tornar ativos valiosos da economia digital brasileira — desde que o setor elétrico decida tratá-las assim.

Riscos e incertezas

1. Demanda incerta: a distância entre as projeções do ONS (cerca de 3,5 GW em 2030) e do MME (cerca de 10 GW) mostra o tamanho da dúvida; ganhos de eficiência dos chips podem reduzir a necessidade de energia.
2. Regulação em revisão: as regras para grandes cargas na distribuição estão na agenda da ANEEL e podem restringir o atalho descrito aqui.
3. Tributação: o Redata vale por cinco anos e a redução de ICMS ainda depende do Confaz.
4. Janela de tempo: a entrada dos grandes campi a partir de 2028 pode reduzir a escassez e a vantagem de velocidade.
5. Estimativas: os números de custo de baterias, comparação internacional e custo total por kW são estimativas da Redação, sensíveis a câmbio, tarifas e premissas.

Fontes

• JLL — relatórios globais de data centers
• IEA — Energy and AI (2025)
• ONS — dados abertos de restrição de geração e acesso à Rede Básica
• MME — PNAST e Portaria MME 140/2026
• ANEEL — REN 1.000/2021 e agenda regulatória 2026–2027
• Lei 15.269/2025 e Redata
• Cemig e Invest Minas — mapas de capacidade para data centers