Energia de sobra, a conta que não baixa: o nó elétrico que fica para o próximo governo

Há momentos em que o Brasil produz mais eletricidade do que consegue consumir ou transportar. O ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) manda então parques eólicos e solares reduzir a geração, e parte da energia disponível é descartada. A sobra, porém, não baixou a conta de luz.

Conforme a geração de energia limpa foi crescendo, novas regras, contratos e incentivos foram incorporados ao sistema. Indústrias migraram para o chamado mercado livre ou passaram a produzir o que consomem; condomínios aderiram a fazendas solares; famílias instalaram painéis no telhado.

Cada arranjo respondeu a uma necessidade, o que gerou outro problema: consumidores ligados à mesma rede passaram a contribuir de maneiras diferentes para pagar a infraestrutura, os subsídios e a garantia de abastecimento quando falta sol ou vento. E cada regime formou grupos organizados para defender suas vantagens.

Ao descrever o diagnóstico que começou a aproximar as associações do setor, Paulo Pedrosa, presidente da Abrace Energia e integrante dos conselhos do ONS, da CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) e da EPE (firma de Pesquisa Energética), afirmou ao InvestNews: “Tem que parar de cavar o buraco no setor, tem que corrigir os sinais econômicos, tem que olhar para o consumo também.”

Esse nó na indústria de energia, que se traduz em ineficiência e custo mais caro para a economia girar, é o tema da quinta e última reportagem da série especial Desafios do Brasil, do InvestNews, sobre questões estruturais que o próximo governo terá de enfrentar. As anteriores trataram de temas diversos como o futuro da exploração de petróleo e os entraves à produtividade da indústria.

No setor elétrico, o governo que assumir em 2027 – seja quem ganhar a eleição – receberá dois problemas ligados entre si: um sistema que produz mais eletricidade do que consegue usar em alguns momentos e uma conta cuja divisão se tornou cara, confusa e cada vez mais disputada.

Como a conta ganhou tantas camadas

Os arranjos atuais foram criados para resolver problemas concretos. Depois do racionamento de 2001, o Estado levou as distribuidoras a comprar energia com anos de antecedência, em contratos longos, para reduzir o risco de uma nova escassez.

Para atrair usinas eólicas, solares e pequenas hidrelétricas quando essas fontes ainda eram caras, foram concedidos descontos nas tarifas de uso da rede.

A chamada geração distribuída recebeu outro impulso a partir de 2012: consumidores passaram a poder abater da conta a energia produzida por painéis solares e injetada no sistema.

Os incentivos ajudaram a transformar a matriz. Em 2025, 86,6% da oferta interna de eletricidade brasileira veio de fontes renováveis.

Ao mesmo tempo, por outro lado, o custo dos programas no setor elétrico cresceu. A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), que reúne a maior parte dos subsídios cobrados na tarifa, vai passar dos R$ 52 bilhões neste ano – um custo repassado aos consumidores.

A fatura também começou a pagar por uma nova necessidade. Como a produção solar despenca no fim da tarde, é preciso manter usinas capazes de entrar em operação quando o consumo continua alto e o sol deixa de gerar.

Em março deste ano, o país contratou o equivalente a quase 19 gigawatts de potência, a maior parte em usinas termelétricas – que operam movidas a gás natural ou carvão. A Abrace estima que esses contratos custarão cerca de R$ 40 bilhões por ano ao longo da próxima década.

É por isso que a sobra de eletricidade não se transforma automaticamente em tarifa menor. A fatura inclui redes, subsídios, contratos antigos e usinas mantidas à disposição para os momentos de maior demanda.

Uma lei aprovada no ano passado criou um teto para parte dos subsídios reunidos na CDE a partir de 2027. O que ultrapassar o limite deverá ser cobrado dos grupos beneficiados em cada programa, e não de todos os consumidores. A regulamentação ainda está em discussão na Aneel, a Agência Nacional de Energia Elétrica.

O custo da energia que sobra

A expansão das fontes renováveis criou também um desafio físico. Grandes parques eólicos e solares foram instalados principalmente no Nordeste, enquanto milhões de painéis apareceram em telhados e pequenas propriedades de todo o país, com impulso de subsídios.

Durante o dia, esses painéis abastecem seus proprietários e despejam o excedente na rede. A demanda atendida pelas grandes usinas cai justamente quando o sol está mais forte. No fim da tarde, a produção fotovoltaica diminui rapidamente e outras fontes precisam aumentar a geração.

Como a eletricidade precisa ser consumida no momento em que é produzida, o ONS determina cortes quando há mais oferta do que consumo, faltam linhas para transportar a energia ou surge algum risco para a operação. Essa redução compulsória recebeu o nome de curtailment.

De janeiro a julho de 2026, os cortes equivaleram a 19,3% da geração potencial das usinas eólicas e solares afetadas, segundo levantamento da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (Apine) baseado em dados do ONS. Para esses empreendimentos, é energia que poderia ter sido vendida e receita que deixou de existir.

O operador consegue comandar as grandes usinas, mas não controla diretamente a produção dos milhões de painéis conectados às redes das distribuidoras.

Os empreendimentos capazes de obedecer às ordens do operador acabam absorvendo o ajuste. Geradores, distribuidoras e consumidores concordam que a divisão precisa mudar, mas divergem sobre quem deve assumir o prejuízo e financiar as soluções.

Flexibilidade para produzir e consumir

A saída passa por dar mais flexibilidade ao sistema: armazenar eletricidade ou deslocar o consumo para os horários em que ela está sobrando. Por isso, as baterias se tornaram um dos principais assuntos do setor.

Quando se trata de geração distribuída, Rose Santos, presidente da Associação Brasileira de Recursos Energéticos Distribuídos (ABGD), vê nesses equipamentos a principal resposta.

“O acoplamento de baterias à geração distribuída é a principal solução”, afirma. Os consumidores poderiam guardar parte da eletricidade produzida durante o dia e utilizá-la mais tarde, em vez de despejar todo o excedente na rede no mesmo horário.

Ainda faltam regras que definam como essas pequenas baterias poderão prestar serviços ao sistema e como seus custos e benefícios serão distribuídos.

Pedrosa teme que os equipamentos associados aos painéis solares recebam novos subsídios e ampliem as distorções existentes. “Defendo que cada um pague conforme o custo que traz e que cada um receba conforme o benefício que provê”, sintetiza.

As baterias já estão no planejamento do setor, mas em outra escala. Os primeiros leilões nacionais para contratar grandes sistemas de armazenamento estão previstos para dezembro de 2026, ou seja, entre a definição da eleição e a posse do novo mandato. Os projetos vencedores, porém, só deverão começar a operar em agosto de 2028.

A flexibilidade também pode vir do consumo.

Pedrosa cita as caldeiras elétricas, capazes de substituir equipamentos movidos a combustíveis fósseis em processos industriais.

“O país incentiva muito o painel solar e a usina eólica, mas não incentiva a caldeira elétrica que vai usar a energia da usina eólica”, afirma. Parte da eletricidade hoje descartada poderia, assim, abastecer processos industriais que ainda queimam combustíveis fósseis.

O mercado livre amplia a disputa

A abertura do mercado livre pode ajudar a transmitir esses sinais aos consumidores. Desde 2024, todos os clientes conectados em alta tensão podem escolher de quem comprar energia. A distribuidora continua responsável pelos fios e pela entrega; o consumidor escolhe o fornecedor.

Pela legislação aprovada em 2025, essa possibilidade deverá chegar aos consumidores industriais e comerciais em baixa tensão até novembro de 2027. Os demais consumidores, incluindo as residências, deverão ser incluídos até novembro de 2028.

A mudança pode aumentar a concorrência e permitir contratos que estimulem o consumo nos horários de maior oferta. Também cria um custo de transição. As distribuidoras compraram energia antecipadamente para atender consumidores que agora poderão migrar. Se parte deles sair, elas podem ficar com um volume contratado superior à demanda restante.

A lei determina que o custo dessa sobra involuntária seja dividido entre os mercados regulado e livre, de acordo com o consumo. A abertura amplia, portanto, a discussão sobre quem paga pelos custos do sistema.

A escolha do próximo governo

Em agosto, 15 associações que representam geradores, transmissoras, distribuidoras, comercializadoras, consumidores e fabricantes apresentaram uma agenda comum para o próximo governo. O documento reúne sete compromissos, 50 propostas para o período de 2027 a 2030 e medidas para os primeiros cem dias de mandato.

Rose, que assumiu o comando da ABGD em setembro, reconhece que a defesa isolada dos diferentes segmentos tornou o sistema mais caro. “Não tem como mais a gente ficar cada um defendendo seu puxadinho. Porque, ao final, se cada um defender seu puxadinho, a conta vai sair cara para o país.”

A ABGD defende a preservação da transição prevista no marco legal da geração distribuída, sob o argumento de que investimentos foram feitos com base nessas regras.

O calendário não permite adiar muito. Os leilões de baterias acontecem em dezembro. O teto dos subsídios começa a valer em 2027 e ainda precisa ser regulamentado. A abertura do mercado livre para a baixa tensão começa durante o próximo mandato.

Repartir melhor a conta exigirá reduzir o benefício de alguém ou aumentar sua contribuição. Quem vencer em outubro terá de fazer essa escolha.