O próximo governo encontrará um setor elétrico diferente daquele previsto pela reforma de 2004. O Brasil construiu uma matriz elétrica altamente renovável, atraiu investimentos privados e ampliou a geração. Mas essa expansão não foi acompanhada pela modernização dos mercados que coordenam a operação e orientam os investimentos.

O resultado é um paradoxo: temos energia renovável abundante, mas dificuldades crescentes para aproveitá-la, custos elevados para garantir o suprimento e tarifas que comprometem a competitividade. O problema não está na transição energética nem em uma fonte específica, mas na incapacidade de adaptar as instituições à nova realidade tecnológica. Sua prioridade dependerá dos objetivos do próximo governo.

O sistema brasileiro foi concebido quando as hidrelétricas forneciam simultaneamente energia e flexibilidade operativa. A expansão eólica e solar mudou essa relação. Durante o dia, a geração fotovoltaica reduz a produção das demais usinas; ao entardecer, sua retirada exige rápida elevação da geração controlável. Erros de previsão renovável também precisam ser compensados continuamente.

A flexibilidade, antes abundante, tornou-se valiosa, mas o mercado ainda não dispõe de preços capazes de revelar adequadamente seu valor econômico, apesar de experiências internacionais.

As consequências se reforçam. Sem preços para serviços operativos, faltam incentivos a baterias, resposta da demanda e outras fontes de flexibilidade. Subsídios a tecnologias específicas estimulam novos projetos mesmo quando sua contribuição adicional é pequena. Quando a geração renovável supera o consumo ou a capacidade de escoamento, o operador determina cortes compulsórios, o chamado curtailment.

Ao mesmo tempo, no pôr do sol, quando dezenas de gigawatts de geração solar distribuída deixam de contribuir para o atendimento da demanda, o governo contrata, por leilões de reserva de capacidade, recursos na alta tensão por longos períodos, repassando os custos aos consumidores.

Não se questiona a segurança do suprimento nem a importância dos leilões. A questão é o salto lógico de que contratações de longo prazo são a melhor forma de lidar com as falhas de um mercado de curto prazo que não precifica os serviços exigidos pela operação. Sem corrigir a origem, cada necessidade produz um novo encargo, subsídio ou contratação. Soluções apresentadas como “pragmáticas” mascaram problemas estruturais, cujos custos se acumulam como juros compostos.

A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), que cresceu em média 16,5% ao ano desde 2004, ilustra o avanço dos encargos. O resultado é um setor mais complexo, oneroso e dependente de decisões administrativas.

O próximo governo pode interromper esse processo em três frentes.

A primeira é aproximar os preços da operação física, mas princípio básico amplamente violado no Brasil. Mercados do dia seguinte e de tempo real, com dupla contabilização e preços vinculados ao despacho otimizado a cada dez minutos, revelariam o valor da energia em diferentes horários e localidades. É preciso também precificar serviços ancilares, sobretudo as reservas que compensam a variabilidade e a incerteza renováveis. Sua remuneração deve ser competitiva e tecnologicamente neutra, permitindo a participação de hidrelétricas, termelétricas, baterias e consumidores.

Os custos dessas reservas devem ser alocados segundo sua causalidade econômica, evitando transferências indevidas. O ERCOT, operador do Texas, reduziu em 2010 os intervalos de seu mercado de tempo real de 15 para cinco minutos e introduziu, em dezembro de 2025, a cootimização de energia e serviços ancilares, com benefícios estimados em mais de US$ 1 bilhão.

A segunda é reformular a expansão. Os leilões devem deixar de contratar tecnologias e quantidades predeterminadas para avaliar a contribuição integrada de cada projeto, inclusive a entrada de grandes cargas, como data centers. O valor de uma usina depende de quando e onde produz, da flexibilidade que oferece, da transmissão e de sua complementaridade com o parque existente, não apenas do preço da energia ou da potência firme.

Modelos de planejamento já utilizados no setor, e com os quais a EPE tem ampla experiência, permitem integrar geração, armazenamento, transmissão e confiabilidade para selecionar projetos em um leilão que seleciona ao menor custo global. Os leilões podem incorporar ofertas de grandes consumidores pelo acesso à rede, condicionando sua entrada a contribuições que cubram os custos adicionais de integração.

Isso posicionaria o Brasil como polo de geração e grandes cargas, com responsabilidade econômica, preservando o planejamento centralizado e usando a competição para selecionar investimentos.

A terceira é modernizar o varejo, reconhecendo as diferenças entre consumidores e oferecendo incentivos para que respondam às condições do sistema. No segmento residencial, mudar tarifas isoladamente tem efeito limitado. É preciso combinar preços e tecnologia, como ocorreu com os eletrodomésticos no racionamento em 2001, agora para promover flexibilidade.

O desafio inclui não apenas o consumo, mas também a injeção solar distribuída. Experiências internacionais mostram como incentivar baterias e equipamentos que ajustem automaticamente seu funcionamento às necessidades do sistema, sem comprometer o conforto. Isso exige uma agenda ministerial coordenada com a indústria de equipamentos.

Nos segmentos comercial e industrial, o retorno econômico estimula mais diretamente a gestão do consumo e a oferta de flexibilidade. Para aproveitar esse potencial, é preciso reformar a remuneração das distribuidoras, hoje centrada em retorno sobre CAPEX, e desenvolver mercados locais de flexibilidade, novos mecanismos de remuneração e pagamento e novos modelos de negócio, como nos Estados Unidos e na Europa. Esses mercados devem integrar-se ao atacado, com a participação de agregadores e comercializadores varejistas.

Essas frentes não significam substituir o planejamento por um mercado desregulado. Exigem planejamento integrado ao mercado, instrumentos econômicos coerentes com a operação e implementação gradual, com testes, cronograma público e segurança jurídica. A abertura do varejo deve ampliar escolhas sem ocultar custos em encargos.

O Brasil pode transformar sua matriz elétrica em vantagem competitiva duradoura. O desafio não é escolher tecnologias vencedoras, mas criar regras capazes de atrair os recursos necessários. Uma política energética bem-sucedida entrega eletricidade confiável, limpa e acessível. Precisamos de menos exceções e melhores regras.

Problemas complexos raramente admitem soluções simples, mas o setor já demonstrou capacidade para enfrentá-los. Sem uma reforma abrangente, uma vantagem estratégica continuará a produzir custos e obstáculos ao desenvolvimento. O próximo governo terá de escolher entre enfrentar as causas estruturais ou continuar administrando suas consequências.

* Alexandre Street é professor associado, PUC-Rio, Tinker Visiting Professor, Stanford University

O Procon Paulistano, órgão vinculado à Secretaria de Justiça da prefeitura de São Paulo, multou a concessionária de energia Enel em R$ 11,4 milhões por problemas no fornecimento de energia elétrica na capital paulista ocorridos no ano passado. A medida foi publicada no Diário Oficial da cidade de São Paulo desta quarta-feira (21).

Segundo o órgão, a multa se refere a falhas registradas entre setembro e dezembro de 2025, principalmente entre os dias 8 e 10 de dezembro, período em que até 3 milhões de consumidores ficaram sem fornecimento de energia elétrica.

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A Enel poderá recorrer da decisão à Coordenadoria do Procon Paulistano no prazo de 15 dias, contados a partir da publicação.

Motivação

De acordo com a prefeitura, a multa foi aplicada originalmente no ano passado pelo Procon Paulistano, em razão dos apagões que comprometeram a prestação de um serviço essencial aos consumidores. Após recurso apresentado pela concessionária, a decisão administrativa manteve a penalidade de R$ 11,4 milhões.

Outro lado

Procurada pela Agência Brasil, a Enel disse discordar da aplicação da punição e que “sua atuação durante os eventos climáticos extremos de dezembro e de setembro de 2025 foi compatível com a magnitude do impacto”.

De acordo com a concessionária, ventos fortes e prolongados atingiram a área de concessão por dois dias, em dezembro, e afetaram cerca de 4,4 milhões de consumidores.

"A companhia restabeleceu, em até 24 horas, o fornecimento de energia para 80% dos clientes afetados, o equivalente a aproximadamente 3,5 milhões de unidades consumidoras. A resposta foi mais rápida do que nos eventos de novembro de 2023 e outubro de 2024.”

Quanto à falha de energia identificada em setembro, a empresa informou que, naquela ocasião, “um vendaval com rajadas de cerca de 100 km/h atingiu a concessão, e a distribuidora restabeleceu a energia para mais de 90% dos clientes afetados em até 24 horas”.

A Equatorial Pará obteve uma liminar na Justiça paraense que determina a manutenção da termelétrica de Afuá como reserva operacional por um prazo inicial de 30 dias. A usina pertence à Energy Assets, do grupo Siemens Energy, e deverá permanecer disponível para atender emergências no fornecimento de energia ao município.

A manutenção da usina ocorre após o anúncio da desativação da geração a diesel no município. Em abril, a própria Equatorial divulgou obras para desligar a planta e integrar Afuá ao SIN (Sistema Interligado Nacional), apresentando a mudança como uma forma de oferecer energia mais estável, limpa e econômica.

Agora, a distribuidora sustenta que a conexão ao sistema nacional ainda exige a preservação da usina para situações de emergência. A liminar, assinada pelo juiz Erick Costa Figueira suspende a desconexão e a desmobilização da estrutura e determina o restabelecimento das condições de prontidão em até 24 horas da intimação, incluindo equipe técnica de plantão.

Segundo a decisão a qual a CNN obteve acesso, o descumprimento poderá gerar multa diária de R$ 50 mil, limitada inicialmente a R$ 1 milhão, após intimação pessoal e observados os prazos de cumprimento.

De acordo com o documento, a interligação de Afuá foi conectada ao SIN (Sistema Interligado Nacional) em 31 de agosto de 2026, mas a geração local ainda seria necessária para garantir segurança ao atendimento.

A Equatorial Pará argumenta que uma falha em um dos cabos subaquáticos que atendem a região poderia sobrecarregar o circuito remanescente. A Energy Assets havia comunicado o encerramento das operações a partir de 14 de outubro, com início das desconexões, retirada das equipes de plantão e indisponibilidade de acionamento da unidade.

Em nota, a Equatorial disse que a interligação do município de Afuá ao SIN representa um importante avanço para o fornecimento de energia elétrica na região. No entanto, mesmo com a interligação, o município ainda necessita de uma estrutura de geração de reserva (backup), capaz de assegurar a continuidade do fornecimento em situações de contingência, especialmente diante de eventuais falhas nos cabos subaquáticos que abastecem a localidade.

Nesse contexto, a manutenção temporária da Usina Termelétrica (UTE) Afuá como reserva operacional é uma medida preventiva essencial para garantir a segurança energética da população.

“Por essa razão, a Equatorial Pará recorreu à Justiça para assegurar a permanência dessa estrutura de backup até que o sistema disponha de condições técnicas adequadas para operar com segurança sem a necessidade desse suporte.”

Já a Energy Assets está ciente da liminar emitida na última sexta-feira (16), no âmbito do processo que trata de questões contratuais, técnicas e regulatórias relacionadas à operação da térmica Afuá. “A usina permanece em condição operacional enquanto avançamos nas tratativas necessárias. Seguimos comprometidos com uma transição segura e responsável da operação e continuaremos contribuindo para a construção de uma solução adequada e sustentável para a unidade.”

A decisão também descreve um impasse comercial. Na análise preliminar do juiz, os documentos indicam que a formalização do contrato de backup de Afuá foi condicionada à aceitação integral das condições propostas para o 30º termo aditivo, relativo a outras usinas.

Para o magistrado, essa vinculação, associada à desmobilização imediata, justifica a preservação temporária da estrutura. A decisão cita os “deveres de cooperação e proteção decorrentes da boa-fé objetiva” durante a transição de uma relação ligada à prestação de serviço essencial, mas ressalva que ainda não há conclusão definitiva sobre eventual abuso ou sobre as condições econômicas da contratação.

O juiz reconheceu que a conexão ao sistema nacional e a ausência de contrato de backup assinado impedem presumir a prorrogação automática do acordo anterior. O custeio da disponibilidade operacional e da eventual geração emergencial ficará a cargo da Equatorial Pará.

O magistrado também determinou que a concessionária apresente estudos técnicos que sustentem o risco alegado, informações sobre as autorizações da reserva e um cronograma atualizado da solução substitutiva. A empresa deverá esclarecer a divergência entre as previsões de maio e novembro de 2027 mencionadas na ação.