Leonardo Luz: ''Novo marco legal expõe gargalos do sistema elétrico brasileiro''

Mudanças regulatórias e a nova dinâmica de preços expõem os desafios estruturais do setor elétrico brasileiro

Nos últimos anos, o setor elétrico brasileiro passou por uma transformação profunda, marcada pela convergência entre mudanças regulatórias relevantes, alterações estruturais na matriz de geração e uma nova dinâmica de formação de preços. Se, no passado, o país operava um sistema relativamente previsível, baseado majoritariamente em hidrelétricas com grandes reservatórios e preços estáveis, uma série de alterações institucionais e técnicas produziu um regime caracterizado por maior volatilidade e maior exposição a riscos. Essa transição, embora em grande medida inevitável, implicou custos econômicos relevantes e efeitos distributivos que ainda estão longe de ser plenamente compreendidos.

            Durante décadas, a base hidrelétrica permitiu ao Brasil operar com um dos menores custos médios de geração do mundo. Isso foi possível, em grande parte, pela singular dotação natural do país, que abriga algumas das maiores bacias hidrográficas do planeta. A Bacia Amazônica é a maior do mundo, tanto em área — cerca de 7 milhões de km², dos quais aproximadamente 60% se situam em território brasileiro — quanto em vazão média, respondendo por cerca de 20% da água doce superficial que chega aos oceanos globalmente. Embora seu potencial energético tenha sido historicamente limitado por fatores ambientais, geográficos e logísticos, sua existência evidencia a abundância hídrica estrutural do país.

            Mais relevante para a conformação do sistema elétrico brasileiro foi a Bacia do Paraná, uma das maiores do planeta e, de longe, a mais importante do ponto de vista energético. Foi nela que se concentrou a espinha dorsal da expansão hidrelétrica ao longo do século XX, com a implantação de grandes usinas como Itaipu, Furnas, Ilha Solteira e Porto Primavera. A combinação de elevada vazão, declividade favorável e proximidade dos principais polos industriais e urbanos permitiu a construção de grandes reservatórios, capazes de regular o sistema ao longo do tempo e conferir elevada flexibilidade operacional.

            A Bacia do São Francisco, por sua vez, abrange seis estados e o Distrito Federal e também desempenha papel singular no sistema elétrico nacional. Em seus cerca de 640 mil km², abriga grandes usinas como Sobradinho e Xingó, além de apresentar relevante capacidade de regularização por meio de reservatórios, sendo estratégica para o equilíbrio energético do Nordeste e de parte do Centro-Oeste.

            Foi justamente essa configuração — abundância hídrica, grandes reservatórios e localização estratégica das unidades geradoras — que permitiu ao Brasil operar, por décadas, um sistema elétrico predominantemente hidráulico, com baixo custo marginal, elevada previsibilidade e grande flexibilidade. Os custos médios de geração hidrelétrica no país são significativamente inferiores aos da geração térmica, especialmente quando se consideram usinas já amortizadas, cujos custos operacionais frequentemente se situam abaixo de R$ 50 por megawatt-hora. Em contraste, usinas térmicas a gás natural, carvão ou óleo tendem a operar com custos variáveis frequentemente superiores a R$ 300–600 por megawatt-hora  — podendo chegar a R$1200 —, além de estarem sujeitas à volatilidade dos preços internacionais das commodities que alimentam sua produção.

            Essa ampla disponibilidade de recursos hídricos conformou uma vantagem estrutural rara entre grandes economias, reduzindo custos sistêmicos e a dependência externa. Os reservatórios funcionavam, na prática, como verdadeiras baterias naturais, suavizando ciclos hidrológicos, acomodando o crescimento da demanda e reduzindo a necessidade de recorrer à dispendiosa geração térmica.

            A partir dos anos 2000, contudo, esse modelo começou a ser gradualmente abandonado. O endurecimento do licenciamento ambiental, a crescente oposição à construção de grandes barragens e mudanças legais e institucionais que, na prática, inviabilizaram novos reservatórios de grande porte deslocaram a expansão hidrelétrica para usinas a fio d’água. Essas usinas operam essencialmente com a vazão natural dos rios, sem grandes reservatórios de acumulação, o que implica baixa capacidade de regularização. Embora apresentem menor impacto associado à inundação de extensas áreas, possuem flexibilidade operacional reduzida, exigindo o suporte de outras fontes quando a vazão diminui.

            Esse processo coincidiu com a forte expansão das fontes renováveis não hídricas, especialmente eólica e solar. Em pouco mais de uma década, a participação da geração hidrelétrica recuou de patamares superiores a 70% para pouco acima da metade da geração total, enquanto as fontes solar e eólica passaram a ocupar espaço relevante na capacidade instalada. A energia solar, em particular, apresentou crescimento acelerado com a disseminação da geração distribuída — composta por geradores residenciais, comerciais e industriais —, alterando de forma estrutural o perfil de consumo e de injeção de energia na rede.

            Essa nova configuração trouxe desafios operacionais relevantes. Fontes intermitentes geram energia quando há sol ou vento, não necessariamente quando o sistema mais necessita. O descasamento entre geração e demanda torna-se mais evidente nos horários de pico, sobretudo no início da noite, quando a produção solar se reduz abruptamente e a carga residencial se eleva. Na ausência de reservatórios ou de armazenamento em escala suficiente, o operador é compelido a acionar usinas térmicas mais caras, elevando o custo marginal da energia nos momentos críticos.

            O problema é agravado pela forte concentração geográfica dos parques eólicos e solares. A geração eólica encontra-se majoritariamente no Nordeste, enquanto a solar centralizada — grandes usinas de painéis fotovoltaicos — se concentra em Minas Gerais, Bahia e Piauí. Essa concentração, distante dos principais centros de consumo, ampliou a dependência da infraestrutura de transmissão. A insuficiência de linhas e subestações levou a restrições operativas relevantes, resultando, em determinados períodos de 2024 e 2025, no corte significativo da geração renovável disponível, com perdas econômicas expressivas.

            Os custos dessa ineficiência acabam sendo repassados, direta ou indiretamente, ao consumidor final. O mecanismo das bandeiras tarifárias tornou-se mais frequente e oneroso, refletindo a maior dependência da geração térmica e a elevação do custo marginal. Para as famílias, isso se traduz em contas de luz mais voláteis; para a indústria, em maior incerteza e perda de competitividade; para o setor público, em pressão adicional sobre a inflação e sobre políticas de subsídio.         

            As assimetrias entre a natureza da geração e a curva de carga — que descreve a variação horária da demanda ao longo do dia —, bem como o descompasso geográfico entre produção e consumo, levaram à adoção da precificação horária da energia no mercado de curto prazo por meio do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD).

            Embora o PLD horário tenha sido implementado metodologicamente em 2021, apenas com a Lei nº 15.269, de 2025, essa lógica foi incorporada de forma plena ao arcabouço legal do setor elétrico, ampliando seu alcance econômico e institucional. A nova legislação consolidou a abertura do mercado livre, redefiniu a alocação de riscos e buscou criar incentivos à flexibilidade, ao armazenamento e à resposta da demanda.

            Ao abandonar a metodologia que vigorou por anos, o novo modelo passou a refletir, hora a hora, as condições reais de oferta, demanda e restrições do sistema. Em teoria, trata-se de um avanço importante, pois sinaliza corretamente escassez e abundância, incentiva respostas do lado da demanda e orienta investimentos mais eficientes. Na prática, porém, essa mudança expôs de forma contundente fragilidades estruturais já existentes no sistema elétrico brasileiro.

            Em períodos de elevada geração renovável e menor carga, os preços podem se aproximar do piso regulatório vigente (na casa dos R$ 61 a R$ 64 por megawatt-hora entre 2024 e 2025). Em contrapartida, nos horários de pico ou em momentos de estresse hidrológico, os preços se elevam rapidamente, refletindo o despacho de térmicas mais caras. Essa dinâmica levou a episódios em que o PLD médio saltou de patamares inferiores a R$ 100 por megawatt-hora para níveis superiores a R$ 300 em poucos meses, elevando a percepção de risco e o custo de contratação no mercado livre. E essa volatilidade revela o quão distante ainda estamos de um sistema técnica e economicamente eficiente.

            O novo marco regulatório tem o mérito de tornar explícitas as fragilidades do sistema, mas não resolve, por si só, o dilema central do setor elétrico brasileiro. O desafio para os próximos anos passa pela combinação de investimentos coordenados em transmissão, armazenamento e capacidade de geração flexível. O sucesso das mudanças regulatórias recentes dependerá menos da sofisticação dos modelos e mais da capacidade de enfrentar, de forma pragmática, os limites físicos e econômicos do sistema. Para isso, o país precisará reavaliar as restrições autoimpostas à exploração de suas vantagens comparativas na geração hidrelétrica e acelerar a expansão da transmissão, apesar dos entraves impostos pelo elevado custo de capital, intensificado por um ambiente macroeconômico de juros altos. A natureza favoreceu o Brasil; cabe agora transformar essa vantagem potencial em uma estratégia energética consistente e sustentável.