Nascida no dia 24 se outubro de 1669 como o Forte São José da Barra do Rio Negro e rebatizada como Manaus em 1856, homenagem a seus habitantes originais, os indígenas Manaós, a capital amazonense é hoje um aglomerado de 2,81 milhões de habitantes (IBGE 2025), se incluídos os outros 12 municípios que integram sua Região Metropolitana, quase a população total do Mato Grosso do Sul (2,92 milhões). Ou metade dos habitantes que tem Noruega (5,6 milhões), sexto maior país da Europa.

Encravada no meio da maior floresta tropical do mundo, Manaus era uma comunidade extrativista relativamente pequena quando ganhou seu nome definitivo seis anos após ser alçada a capital da recém-criada província do Amazonas (1950). Em 1872, segundo o IBGE, tinha 29.334 habitantes.

No final daquela década começaria seu período áureo, associado ao ciclo da exploração extrativista dos seringais da floresta para a produção de borracha. Vieram as modernidades dos bondes e da energia elétrica, o refino cultural do Teatro Amazonas (1896) e o crescimento populacional, apesar do isolamento físico.

Em 1900, eram 50.300 habitantes, saltando para 75.704 vinte anos depois, já no ocaso da borracha, vencida pela produção cultivada pelos ingleses na Malásia. O eclipse econômico não barrou o aumento da população que seguiu crescendo fortemente nas décadas seguintes.

Em 1967, quando foi criada a Zona Franca de Manaus como alternativa de desenvolvimento econômico, para o bem e para o mal, concentrava perto de 300 mil habitantes (314.197 em 1970). Foi o gatilho da explosão demográfica. O Censo de 1991 já computou mais de um milhão de pessoas na cidade.

Abastecer de energia elétrica aquela enorme comunidade isolada nunca foi fácil. Diferentemente das demais regiões do país, o relevo amazônico não favorece à geração hidrelétrica, especialmente com reservatório. O desastre da UHE Balbina, inaugurada em fevereiro de 1989, que o diga, um gigantesco lago raso de quase 3 mil km2 para uma capacidade máxima de geração de 250 MW.

A geração térmica a óleo diesel e a óleo combustível foi desde o início a alternativa de abastecimento elétrico não só para Manaus como para as centenas de sistemas isolados menores que foram se espalhando pela Amazônia, ainda que manter essas operações seja caro, poluente e logisticamente complexo.

A redução ao mínimo do recurso ao combustível fóssil líquido nas térmicas da região, preferencialmente pela via da integração ao SIN, sempre foi um objetivo, perseguido com mais afinco nos últimos anos. De 2017 para 2025 o número de sistemas isolados caiu de 212 para 160.

A vez do gás natural

Manaus foi integrada quatro antes, em 2013, e outros quatro anos mais cedo, em 2009, o gás natural produzido pela Petrobras no campo de Urucu (AM) chegava à capital do estado por intermédio do gasoduto Coari-Manaus, uma viagem de 661 km.

A combinação dos dois eventos permitiu não somente a redução substancial de custos e de emissão de poluentes para abastecer a capital amazonense e seu entorno, como definiu o mix ideal, nos atuais limites tecnológicos e econômicos, para garantir a segurança energética do enclave e de sua vizinhança.

Linhão Tucuruí-Manaus, de 1.438 km, interligou a cidade ao SIN em 2013 (Foto: Divulgação/MME)

A inauguração, em julho de 2013, da linha de 500 kV, em circuito duplo, com 1.438 km, ligando Manaus à subestação da UHE Tucuruí, no Pará, representou uma conquista não só para a cidade, mas abriu caminho para a extensão seguinte, Manaus-Boa Vista, inaugurada ano passado, integrando ao SIN o estado de Roraima, última unidade da federação que faltava.

Mas a interligação não garantiu à capital do Amazonas a segurança energética que ela precisa para se manter livre de riscos de apagões e oscilações dentro dos padrões de outras áreas do SIN. Este papel seguirá sendo desempenhado pelas termelétricas, agora alimentadas a gás natural, instaladas no município.

“Para o atendimento a área de Manaus, que inclui o atendimento também a Roraima, é necessário manter uma geração mínima dentro do estado para manutenção de níveis de segurança do sistema, condizentes com os Procedimentos de Rede”, informou o ONS em resposta a questionamento de Brasil Energia.

De acordo com o operador, essa geração mínima não está condicionada e nem associada a inflexibilidades das UTEs, sendo estas de caráter contratual, assunto de competência da Aneel, sem interferência na operação. “uma redução da inflexibilidade contratual das usinas termelétricas não significa que irá existir uma redução de geração nessas usinas”, explica a nota.

Atualmente o parque termelétrico despachável de Manaus conta com sete usinas, totalizando 1.155,47 MW de capacidade máxima, liderado pelas UTEs Mauá III, de 590,75 MW e pela UTE Aparecida, de 166 MW.

Elas geram diariamente de acordo com a programação do ONS e com suas condições de disponibilidade. Na quarta-feira da semana passada, dia 18, geraram 682 MWmed, segundo o IPDO/ONS. Na segunda-feira, 16, haviam gerado 718 MWmed, com as usinas Mauá III e Aparecida gerando, respectivamente, 274 e 115 MWmed, acima de suas respectivas inflexibilidades que são de aproximadamente 252 e 72,5.

Para a engenheira eletricista Paula Valenzuela (foto), diretora técnica da PSR Consultoria, a principal justificativa para a manutenção de um parque térmico tão robusto em Manaus mesmo após sua interligação ao SIN é o fato de que “essa interligação é muito frágil” por ser, na prática, em linha única.

“Quando eu digo que é única é no sentido de que, embora ela tenha dois circuitos, eles estão assentados sobre as mesmas torres, então você tem essa fragilidade”, explica a especialista. Essa característica, segundo Valenzuela, obriga o ONS a ser muito mais cauteloso na operação em relação ao uso da conexão ao SIN em sua plenitude para reduzir a geração térmica local.

“Se alguma coisa acontece e a linha cai, recompor o sistema é um desafio bastante expressivo. Em função disso o ONS adota algumas restrições que estão registradas no procedimento de rede para a operação da área”, ressalta. São essas restrições que determinam a necessidade de uma expressiva geração local para suprimento da área, independentemente de inflexibilidades contratuais das usinas, explica a engenheira.

Em tese, a especialista entende que a duplicação efetiva da conexão ao SIN seria a melhor alternativa para reduzir a geração local, mas seria necessário saber se os custos econômicos e socioambientais compensariam. Outra alternativa já estudada, a construção da UHE Bem Querer, de 650 MW, em Roraima, esbarrou nas restrições ambientais. “Considerando o arranjo atual como está, acaba que o gás natural se mostra, inclusive do ponto de vista ambiental, competitivo”, conclui Valenzuela.

Parque em expansão

Além das usinas hoje existentes, o parque termelétrico de Manaus está em expansão, devendo incorporar nos próximos anos pelo menos mais duas usinas, a UTE Manaus I, de 162,9 MW, e a UTE Rio Negro, de 188 MW, estando a primeira com inauguração prevista para este ano e a segundo ainda em projeto.

Todo o parque térmico despachável de Manaus, incluindo as duas usinas que não estão prontas e quatro pequenas unidades de sistemas isolados a gás natural (Anemã, Anori, Caapiranga e Cadajás), foi comprado em junho de 2024 pela Âmbar Energia, do grupo J&F, à Eletrobras (hoje Axia), por R$ 4,7 bilhões.

Para o presidente da Âmbar, Marcelo Zanatta (foto), mesmo com a interligação ao SIN, Manaus possui uma característica geográfica que ele define como “ponto intermediário crítico”. O executivo explicou à reportagem da Brasil Energia que com a conclusão da interligação Manaus-Boa Vista, em setembro do ano passado, a região tornou-se ainda mais sensível a “eventuais instabilidades em transmissão de longa distância”.

Neste contexto, considerando a distância de 725 km entre as subestações de Manaus e Boa vista, Zanatta entende que “o complexo de Manaus consolidou sua relevância como hub de estabilidade para todo o extremo Norte do país”.

Na avaliação do executivo, nesta nova conjuntura “a potência firme local passa a ser essencial não apenas para o abastecimento da própria capital amazonense, mas também como suporte à transmissão para Roraima, contribuindo para que o crescimento industrial e populacional da região não seja limitado por gargalos de rede em momentos críticos”.

Questionado sobre a dependência em relação ao gás de Urucu, um combustível fóssil e finito, Zanatta respondeu que “o gás natural de Urucu não deve ser visto apenas como uma dependência, mas como um ativo estratégico para a segurança energética da Amazônia”.

Na sua avaliação, “por se tratar de uma região com desafios logísticos, grande dispersão territorial e limitações históricas de infraestrutura, o gás cumpre um papel fundamental, de garantir estabilidade, confiabilidade e previsibilidade ao sistema elétrico de Manaus”, permitindo “atendimento contínuo à carga”.

O executivo ressaltou ainda a característica do gás natural de ser o menos poluente entre os combustíveis fósseis, tendo sua introdução representado avanço ambiental expressivo para a região e destacou ainda o papel da molécula, graças a esta sua característica, como combustível da transição energética.

“A expansão da transmissão, o avanço das renováveis e o armazenamento irão reduzir gradualmente a concentração, mas o gás natural continuará sendo peça-chave para a estabilidade do sistema nas próximas décadas”, avaliou.

Questionada sobre as perspectivas de desenvolvimento da reserva de Urucu, uma vez que as térmicas da Âmbar, segundo Zanatta, tem contratos até 2050, a Petrobras respondeu que atualmente o Polo Urucu possui reservas de gás natural suficientes para atendimento aos contratos de fornecimento que vão até 2045.

Além disso, de acordo com a empresa, em seu plano de negócios 2026-2030 estão previstas atividades exploratórias nas suas áreas de concessão da Bacia do Solimões que incluem a perfuração de 22 novos poços, sendo o primeiro deles ainda este ano. Isto sem contar com a possibilidade de abertura de novas frentes por meio da aquisição de blocos exploratórios eventualmente ofertados pela ANP.