Talvez isso explique por que um dos maiores desafios do setor tenha recebido tão pouca atenção nos últimos anos. Enquanto o debate se concentrou na expansão das fontes renováveis, na abertura do mercado livre, na modernização regulatória e na incorporação de novas tecnologias — temas que continuam fundamentais para a transformação da matriz elétrica brasileira —, a deterioração da saúde financeira das empresas avançava de forma silenciosa. O aumento das recuperações judiciais e extrajudiciais, a elevação do custo do crédito e a redução da geração de caixa dos grandes consumidores revelam que, mais do que um desafio regulatório ou tecnológico, o setor elétrico passa a enfrentar um desafio essencialmente financeiro.

ESTRESSE MACROECONÔMICO E DETERIORAÇÃO DO CRÉDITO CORPORATIVO

O cenário econômico brasileiro passou a exercer influência direta sobre o setor elétrico. Em 2025, foram registrados 977 pedidos de recuperação judicial, o maior número desde 2016, envolvendo 2.466 empresas, enquanto a inadimplência empresarial atingiu aproximadamente 9 milhões de CNPJs negativados e um estoque de dívidas de R$ 229,9 bilhões. Paralelamente, as recuperações extrajudiciais ganharam relevância, com passivos superiores a R$ 109 bilhões apenas em 2026. Esses indicadores revelam uma deterioração da capacidade financeira das empresas que ultrapassa setores específicos e alcança grandes consumidores de energia, como varejo, siderurgia, papel e celulose, sucroenergético, logística e shopping centers, reduzindo investimentos, consumo e capacidade de contratação de energia.

O FIM DO CICLO DO CRÉDITO BARATO E A PRESSÃO SOBRE A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

Esse ambiente coincidiu com uma profunda mudança nas condições de financiamento dos projetos de geração distribuída. Entre 2020 e 2022, a combinação de Selic em torno de 2% ao ano, elevada liquidez e forte disponibilidade de crédito favoreceu modelos de expansão baseados em aquisições e elevado grau de alavancagem. Com a manutenção dos juros em patamares significativamente superiores, o aumento das despesas financeiras, somado aos atrasos na entrada em operação dos ativos e à deterioração do crédito de parte dos consumidores, passou a pressionar o fluxo de caixa de diversas empresas. O caso da Thopen ilustra esse novo contexto ao apontar, em seu pedido cautelar, que a elevação do custo de passivos indexados ao CDI, associada a atrasos operacionais e receitas inferiores às projetadas, comprometeu sua estrutura financeira.

O CASO THOPEN COMO ESTUDO DE CASO

Dentro desse contexto, o caso da Thopen tornou-se emblemático. Após executar uma estratégia agressiva de expansão por meio da aquisição de ativos relevantes de geração distribuída, a companhia obteve tutela cautelar para suspender temporariamente execuções enquanto prepara seu pedido de recuperação judicial. Segundo informações constantes do próprio processo, a empresa atribui sua dificuldade financeira à combinação de diversos fatores: aumento expressivo do custo financeiro de passivos indexados ao CDI, atraso na entrada em operação de ativos, receitas inferiores às originalmente projetadas e atrasos na conexão de usinas já concluídas.

Abaixo, a síntese das principais movimentações que ilustram esse movimento de expansão recente:

Independentemente das particularidades do caso concreto, trata-se de um exemplo importante de como crescimento acelerado, elevado nível de alavancagem e mudanças abruptas no ambiente macroeconômico podem comprometer estruturas financeiras originalmente consideradas sustentáveis. O caso não deve ser interpretado como uma característica da geração distribuída, mas como um alerta sobre os riscos inerentes a modelos de expansão altamente dependentes de financiamento.

A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA CONTINUA FORTE — O DESAFIO ESTÁ NA ESTRUTURA FINANCEIRA

Seria um equívoco concluir que a geração distribuída entrou em crise. Os números mostram exatamente o contrário. O segmento continua sendo um dos principais motores de crescimento do setor elétrico brasileiro, impulsionado pela competitividade da energia solar, pela busca por redução de custos e pela crescente descentralização da geração. O desafio não está na tecnologia. Também não está na demanda. O desafio está na sustentabilidade financeira de determinados modelos de expansão adotados durante o ciclo de crédito barato. Empresas excessivamente alavancadas tornam-se muito mais vulneráveis quando enfrentam aumento do custo do capital, atraso na geração de receitas ou redução da capacidade de pagamento dos próprios consumidores.

ATRASOS DE CONEXÃO: UM RISCO SUBESTIMADO

Outro fator que merece maior atenção diz respeito aos atrasos de conexão. Uma usina pronta para operar continua acumulando despesas financeiras, seguros, custos de operação e manutenção, depreciação e despesas administrativas. Entretanto, enquanto permanece aguardando autorização para conexão, simplesmente não produz receita. Para empreendimentos altamente alavancados, poucos meses de atraso podem comprometer completamente o fluxo de caixa originalmente projetado. A recente aplicação de multa de R$ 82,7 milhões pela ANEEL à Neoenergia Coelba por irregularidades relacionadas a processos de conexão demonstra que a fiscalização regulatória e, agora, começou a atuar com firmeza. Entretanto, a punição posterior não elimina o prejuízo financeiro suportado pelo empreendedor durante o período em que permaneceu impossibilitado de faturar. Esse é um risco que frequentemente recebe pouca atenção nas análises de viabilidade econômica.

O EFEITO DOMINÓ

O maior risco para o setor elétrico talvez não esteja em um evento isolado, mas no efeito em cadeia produzido pela combinação desses fatores. Empresas entram em dificuldades financeiras, reduzem produção, consomem menos energia, renegociam contratos, postergam investimentos, cancelam projetos de autoprodução e suspendem novas contratações de geração distribuída. Aumenta a vacância de ativos e diminui a geração de caixa dos empreendedores. O crédito fica mais caro, os bancos tornam-se mais seletivos e novos projetos deixam de sair do papel. Esse efeito dominó pode desacelerar investimentos justamente em um momento em que o Brasil necessita ampliar sua infraestrutura energética para atender ao crescimento da demanda e à transição energética.

O NOVO PERFIL DO INVESTIDOR

Essa mudança também altera profundamente o comportamento dos investidores. Durante o ciclo de crédito barato, a prioridade era crescimento acelerado, expansão territorial e aquisição de ativos. Hoje, liquidez, geração consistente de caixa, disciplina de capital, governança e qualidade do crédito dos clientes passaram a ocupar posição central nas decisões de investimento. A expansão continua importante, mas crescer deixou de ser suficiente. Será necessário crescer preservando equilíbrio financeiro.

CONCLUSÃO

Durante muito tempo acreditou-se que os maiores desafios do setor elétrico brasileiro seriam tecnológicos ou regulatórios. Esses fatores continuam essenciais, mas os acontecimentos recentes demonstram que uma nova variável passou a ocupar posição estratégica: a sustentabilidade financeira dos agentes que compõem toda a cadeia do setor. A transição energética continuará avançando, a abertura do mercado livre ampliará oportunidades e a geração distribuída seguirá expandindo sua participação na matriz elétrica brasileira. O diferencial competitivo, porém, tende a deixar de estar apenas na capacidade de construir mais usinas ou adquirir novos ativos. Em um ambiente de crédito mais restritivo, liquidez, disciplina financeira, gestão de riscos, baixa alavancagem e criteriosa avaliação do risco de crédito dos consumidores passam a ser fatores tão importantes quanto a eficiência operacional e a inovação tecnológica.

Em última análise, o próximo ciclo de crescimento do setor será definido não apenas pela capacidade de investir, mas pela capacidade de crescer de forma sustentável. A energia continuará sendo um dos pilares do desenvolvimento econômico brasileiro, mas a solidez financeira tende a se consolidar como o principal diferencial estratégico para transformar crescimento em perenidade.

Fontes:

1. - Brazil Journal – “Thopen, empresa de GD da Denham, prepara pedido de RJ” (25/07/2026)

2. - Pipeline Valor / Globo – planos da Pontal Energy e aquisição da RZK

3. - UOL – levantamento de mais de 20 empresas listadas na B3 em recuperação judicial ou extrajudicial

4. - Observatório Brasileiro de Recuperação Extrajudicial (OBRE) – dados de recuperações extrajudiciais 2025-2026

5. - Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) – dados de capacidade instalada de MMGD e multa de R$ 82,7 milhões à Neoenergia Coelba (julho/2026)

Diante de tais recomendações, emerge uma questão institucional que transcende a mera calibragem de tarifas: estará o órgão de controle simplesmente corrigindo uma assimetria operacional ou avançando sobre as competências do Poder Concedente para redesenhar as diretrizes de uma política pública consolidada?

O problema central não reside na revisão das regras em si. Toda política setorial precisa ser periodicamente reavaliada para fazer frente às transformações de mercado. O problema surge quando as propostas de alteração desestruturam a equação econômica de investimentos realizados sob um conjunto normativo anterior, sem prever salvaguardas adequadas de transição. Em setores intensivos em capital e com longos horizontes de maturação, como a infraestrutura de energia elétrica, a previsibilidade regulatória não deve ser interpretada como um benefício concedido ao investidor; trata-se de uma condição essencial para que o próprio investimento aconteça.

O QUE MUDOU NA POLÍTICA REGULATÓRIA

A evolução do arcabouço legal da autoprodução, desde a Lei nº 10.848/2004, integrou a arquitetura setorial para transferir ao capital privado o esforço de expansão da matriz de geração. O legislador estruturou um sinal regulatório de longo prazo claro: agentes que assumissem os riscos de capital e performance de novas usinas seriam poupados dos custos de expansão e subsídios sistêmicos exigidos de quem optou por depender da rede pública. Esse desenho evoluiu das estruturas clássicas (usina e carga integradas) para arranjos complexos, como consórcios e a autoprodução por equiparação.

O atual impasse decorre de uma confusão conceitual sobre os fundamentos regulatórios dos encargos setoriais, que possuem naturezas distintas:

1. ENCARGOS DE POLÍTICAS PÚBLICAS (CDE E PROINFA): Instrumentos parafiscais e distributivos destinados a custear subsídios e o fomento a fontes alternativas, com incidência universal sobre o consumo.

2. ENCARGOS SISTÊMICOS E DE SEGURANÇA (ESS E EER): Custos operacionais vinculados à confiabilidade do sistema. O ESS elétrico remunera as restrições de transmissão do ONS; o EER cobre a contratação de energia de reserva para o SIN; e o ESS de Segurança Energética custeia os despachos térmicos por decisão do CMSE.

A tentativa de igualar o rateio do EER e do ESS de Segurança à dinâmica da CDE ignora a eficiência econômica. A própria ANEEL, na Consulta Pública nº 42/2020, registrou que a geração destinada ao auto-suprimento deve abater determinados encargos devido à dissociação física com a rede regulada. Entre as premissas de 2020 e o cenário atual, a física do sistema permanece idêntica; alterou-se apenas a urgência arrecadatória.

Há, contudo, uma distinção técnica necessária quanto ao ESS elétrico. A alteração de sua base para o consumo líquido permitiu deduzir parcelas transacionadas no Mercado de Curto Prazo (MCP). Pelo princípio da causalidade, se a planta industrial demanda potência da rede, ela concorre para as restrições locais, independentemente de seu balanço energético na CCEE. Portanto, a recomendação do TCU de retornar o ESS elétrico para a base bruta possui consistência e restabelece a justiça tarifária sobre o uso físico da malha. O equívoco regulatório está em usar essa correção pontual como precedente para onerar retroativamente encargos de natureza puramente energética, como o EER e o ESS de Segurança.

O RISCO DA ESPIRAL REGULATÓRIA

O foco principal da auditoria do TCU direcionou-se ao chamado regime de autoprodução por equiparação, no qual o investimento de construção da usina é estruturado por um parceiro gerador e a carga é associada por meio de aquisições de participações societárias específicas. Alguns setores técnicos, enxergam nesses arranjos estruturas criadas exclusivamente para a otimização de encargos setoriais.

Contudo, há um risco severo de generalização regulatória. Isso é perigoso! Ao direcionar restrições severas a todo o segmento sob o pretexto de coibir abusos na equiparação, o regulador penaliza indiscriminadamente modelos legítimos e históricos de geração própria, ignorando as profundas externalidades positivas que o autoprodutor gera para o sistema elétrico nacional. Ao aportar capital próprio para suprir suas necessidades, o autoprodutor reduz a necessidade de expansão futura da infraestrutura pública, atenua a exposição do mercado ao PLD em momentos de estresse hidroenergético, reduz a necessidade de contratação de novos recursos de reserva pelo regulador e blinda o sistema contra riscos sistêmicos de sua própria carga.

O tratamento de ondas de migração não pode desmantelar as garantias conferidas a investimentos genuínos que geram tais benefícios para a base manufatureira nacional. O mercado de capitais observa com crescente preocupação o fenômeno que se convencionou chamar de espiral regulatória.

Esse processo de instabilidade crônica caracteriza-se por uma sucessão ininterrupta de revisões de regras estruturantes que se sobrepõem: o ciclo iniciou-se em 2017 com a alteração do ESS elétrico; desdobrou-se em 2020 com a abertura da Consulta Pública nº 42 da ANEEL; foi impactado pelas novas balizas da legislação em 2024; agravou-se substancialmente em 2025 diante da escalada das restrições operacionais e cortes de geração sem compensação (curtailment); e culminou, em 2026, com a auditoria do TCU, enquanto o mercado ainda aguarda os desfechos sobre a revisão dos sinais locacionais da TUST/TUSD e a inserção regulatória de novos ativos de armazenamento.

Essa sobreposição de frentes de revisão impede que os agentes consigam modelar com o mínimo de previsibilidade os seus fluxos de caixa futuros. Nenhum investimento em infraestrutura de grande porte é aprovado olhando-se apenas para a Taxa Interna de Retorno (TIR) nominal do projeto. O investidor precifica simultaneamente o risco hidrológico, o risco de corte de geração por restrições de transmissão, a estabilidade contratual, as salvaguardas tributárias, os riscos cambiais e a segurança jurídica da jurisdição.

Na teoria financeira e na governança corporativa, a percepção de que a regulação setorial é volúvel eleva diretamente o Custo Médio Ponderado de Capital (WACC). Em setores de capital intensivo, cada 1% de aumento no custo de capital é capaz de retirar centenas de milhões de reais do Valor Presente Líquido (VPL) de um projeto de geração, inviabilizando empreendimentos antes mesmo do início das obras. O custo do capital aumenta porque a volatilidade regulatória funciona como um indexador invisível de incerteza sobre o fluxo de caixa futuro dos ativos.

QUEM FINANCIARÁ A PRÓXIMA USINA?

A superação desse impasse exige que as instituições busquem uma avaliação sistêmica da política energética. Enquanto o órgão de controle foca na divisão matemática dos custos correntes sob a ótica da equidade tarifária, esvazia-se a previsibilidade necessária para novos projetos. O papel constitucional das cortes de contas reside na fiscalização, e não na formulação ou no redesenho de diretrizes econômicas estruturais, função que o ordenamento confere ao Poder Concedente e ao regulador independente.

Essa descoordenação expõe uma clara contradição governamental. De um lado, estimulam-se políticas voltadas à industrialização, ao hidrogênio de baixo carbono, a data centers e à abertura do mercado livre — agendas que demandam bilhões em capital privado. De outro, instâncias de controle avançam com medidas que ampliam encargos e alteram bases societárias. Diante dessa assimetria, impõe-se uma indagação técnica: estará o país perseguindo objetivos concorrentes que anulam o apetite do investidor necessário para cumprir a própria política energética?

A grande questão setorial não é quem pagará a conta do próximo encargo ou o rateio imediato dos custos de segurança. A verdadeira pergunta é: quem financiará a próxima usina?

Se o investidor concluir que as regras de fruição de sua energia podem ser alteradas após a decisão de investimento, o impacto mais profundo não serão as disputas judiciais nos projetos existentes, mas sim os projetos que deixarão de existir. Menos investimento privado significa menor expansão da oferta, maior custo de capital e uma indústria nacional menos competitiva, tornando o sistema refém de soluções emergenciais de curto prazo. Essa realidade econômica ultrapassa as minúcias de ESS ou EER; diz respeito ao modelo de desenvolvimento que o Brasil pretende adotar.

CONCLUSÃO

A auditoria promovida pelo Tribunal de Contas da União cumpre o papel constitucional de provocar o debate sobre a eficiência da alocação dos custos do sistema elétrico. Contudo, as respostas a essas provocações não podem ser dadas por meio de intervenções casuísticas ou medidas regulatórias isoladas que visem unicamente prover um alívio financeiro conjuntural e de curto prazo às tarifas do mercado cativo, sob o risco de inviabilizar a expansão sustentável da oferta no longo prazo.

O Brasil não necessita do desmantelamento da autoprodução, mas sim do aperfeiçoamento de sua governança. Se o modelo de autoprodução por equiparação demanda ajustes para evitar o esvaziamento artificial da base de custeio das distribuidoras, que tais alterações sejam processadas de forma prospectiva (ex-ante), resguardando o direito adquirido e o ato jurídico perfeito dos projetos vigentes.

Não existe transição energética sem o engajamento do investimento privado. Não existe investimento privado sem previsibilidade regulatória. E não há previsibilidade regulatória quando regras estruturantes são continuamente revisitadas de forma fragmentada, sem uma visão sistêmica e de longo prazo. O desafio urgente do Brasil não é apenas corrigir as distorções operacionais da autoprodução por equiparação, mas sim demonstrar a maturidade institucional de fazê-lo sem destruir a confiança que permitiu erguer uma das matrizes elétricas mais renováveis e competitivas do mundo. Como profissional que atua no setor de autoprodução de energia, apresentei aqui minha visão formada a partir da experiência que venho acumulando em aspectos operacionais e regulatórios.

A importância da medida é acentuada pelo atual momento de transformação da matriz nacional: à medida que o Brasil se prepara para absorver novas e robustas cargas eletrointensivas — como centros de dados voltados à inteligência artificial e infraestruturas de eletromobilidade —, a flexibilidade e a resiliência da rede deixam de ser metas secundárias e passam a ser pré-requisitos operacionais. Ao encerrar um longo período de debates sob a Consulta Pública nº 39/2023, que contou com 652 contribuições de 70 participantes, a agência não apenas normatizou um novo ativo elétrico, mas iniciou uma transição estrutural. A partir deste marco, o modelo regulatório brasileiro afasta-se de uma visão focada estritamente no suprimento energético e passa a criar as bases regulatórias para que atributos como potência, flexibilidade sistêmica e confiabilidade possam ser reconhecidos e, futuramente, remunerados de forma mais adequada.

O ESGOTAMENTO DO MODELO BASEADO APENAS EM ENERGIA

Durante décadas, o sistema elétrico brasileiro foi sustentado por uma característica singular: a predominância das hidrelétricas com grandes reservatórios. Esses ativos não apenas geravam energia, mas também forneciam armazenamento, reserva operativa, controle de potência e flexibilidade para acomodar variações da demanda.

O debate sobre a modernização desse arranjo ganhou força com a Lei nº 15.269/2025 (originada da conversão da Medida Provisória nº 1.304/2025), que trouxe diretrizes fundamentais e reconheceu o armazenamento como elemento estratégico para a expansão e a segurança do sistema elétrico. A expansão acelerada das fontes solar e eólica alterou a equação tradicional. O Brasil passou a incorporar grandes volumes de geração de baixo custo e baixas emissões, mas também aumentou sua dependência de recursos capazes de compensar a variabilidade dessas fontes.

O resultado é um fenômeno cada vez mais frequente: há energia disponível no sistema, mas nem sempre há capacidade para utilizá-la no local e no momento em que ela é produzida. Essa realidade ficou evidente com o crescimento dos eventos de restrição de escoamento da geração — o corte forçado da produção renovável —, fartamente documentado em relatórios do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), observados principalmente na região Nordeste. Ali, restrições elétricas e operativas levaram ao desligamento parcial de usinas mesmo em momentos de elevada disponibilidade de vento e sol.

Soma-se a isso um cenário complexo nas pontas do sistema: o excesso de geração na distribuição e a incapacidade de absorção na alta tensão exigem uma reforma regulatória profunda, e não apenas a inserção de mais geradores centralizados. O problema, portanto, deixou de ser apenas gerar energia. O desafio agora é garantir flexibilidade para utilizá-la adequadamente.

O QUE A ANEEL EFETIVAMENTE APROVOU

O aspecto mais inovador da decisão não está relacionado à tecnologia das baterias, mas ao tratamento regulatório dado a elas. A diretoria da ANEEL reconheceu que determinados sistemas de armazenamento podem atuar como ativos de interesse sistêmico quando submetidos ao despacho integral do ONS.

Nesses casos, para sistemas autônomos que operem sob essa condição, os empreendimentos poderão celebrar Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (CUST) com Montante de Uso do Sistema de Transmissão de Carga (MUST-C) igual a zero e Montante de Uso do Sistema de Transmissão de Geração (MUST-G) correspondente à energia posteriormente injetada. O princípio adotado é relativamente simples: a energia armazenada não está sendo consumida de forma definitiva; ela apenas é deslocada no tempo. Entra na bateria em um momento e retorna ao sistema em outro. Por essa razão, a ANEEL concluiu que cobrar pelo uso da rede tanto no carregamento quanto na posterior devolução dessa mesma energia poderia representar uma dupla tarifação de um mesmo fluxo energético.

RESSALVAS IMPORTANTES DA NORMA

É importante destacar, contudo, que a decisão não criou uma isenção generalizada de tarifas de uso da rede para sistemas de armazenamento.

• No carregamento: A cobrança associada ao carregamento foi afastada apenas para os empreendimentos submetidos ao despacho integral do ONS.

• Na injeção: A utilização da infraestrutura elétrica na etapa de injeção continua sujeita às regras de acesso aplicáveis a cada modalidade de conexão.

Essa distinção é particularmente relevante para empreendimentos conectados em Rede Básica, Demais Instalações de Transmissão (DITs) ou sistemas de distribuição. Para essas modalidades, as regras específicas e os tratamentos tarifários detalhados ainda deverão ser formalizados nos Procedimentos de Rede pelo ONS, que terá prazos específicos para apresentar essas adequações e publicar mapas indicativos dos melhores pontos de conexão do sistema.

O VOTO VENCEDOR E A DISTINÇÃO ENTRE ATIVO DE SISTEMA E ATIVO COMERCIAL

O ponto central do voto vencedor da diretoria da ANEEL, liderado pelo diretor Willamy Frota, foi criar uma separação regulatória clara entre dois modelos distintos de armazenamento, conforme sintetizado abaixo:

Essa diferenciação aproxima o Brasil de experiências internacionais que vêm reconhecendo que recursos de armazenamento podem exercer funções distintas dentro do sistema elétrico e, portanto, não devem receber o mesmo tratamento tarifário. De um lado, busca-se proteger a estabilidade da rede; de outro, entidades do setor, como a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar), apontam que a manutenção da dupla cobrança sobre os sistemas de atuação livre pode encarecer aplicações autônomas e limitar mercados importantes, como o de arbitragem de preços.

A DISCUSSÃO SOBRE CAPACIDADE COMEÇA A CHEGAR AO BRASIL

A regulamentação das baterias ocorre em paralelo a outro debate estratégico conduzido pelo Ministério de Minas e Energia (MME): as diretrizes para a contratação de potência e reserva de capacidade por armazenamento. A mudança é significativa porque desloca o foco da discussão da energia para a disponibilidade. O produto pretendido nos certames deixa de ser apenas a quantidade de energia gerada (MWh) e passa a focar na contratação de potência em megawatt (MW) disponível para atender à demanda em momentos críticos.

Essa discussão não é nova. Nos Estados Unidos, diversos operadores independentes já utilizam mecanismos de capacidade para garantir a chamada Adequação de Recursos. Em linhas gerais, conforme conceitos difundidos por instituições como o Electric Power Research Institute (EPRI), a Adequação de Recursos corresponde à avaliação da suficiência dos recursos existentes e planejados para atender à demanda futura de energia e potência de um sistema elétrico.

Nesse contexto surge outro conceito fundamental: o Crédito de Capacidade. Um megawatt de potência solar não possui necessariamente o mesmo valor para a confiabilidade do sistema que um megawatt de uma usina térmica, nuclear ou de um sistema de armazenamento. Por essa razão, os mercados internacionais normalmente utilizam métricas específicas para estimar quanto cada tecnologia efetivamente contribui para a segurança do suprimento.

O DESAFIO BRASILEIRO: FOCO NA NECESSIDADE SISTÊMICA E OS TRÊS FUTUROS EM JOGO

Essa experiência internacional traz uma reflexão importante para o debate nacional. Nos últimos meses surgiram críticas relacionadas às tecnologias elegíveis para os leilões brasileiros, aos volumes contratados e aos preços esperados. Entretanto, qualquer avaliação técnica sobre esses parâmetros depende da compreensão da métrica de adequação de recursos utilizada no desenho do certame.

A pergunta central não deveria ser apenas qual fonte será contratada, mas qual necessidade sistêmica se pretende atender. Reserva de potência, controle de frequência, resposta rápida, armazenamento, geração despachável e serviços ancilares são atributos distintos e exigem metodologias próprias de avaliação.

Alargar essa visão é urgente. O armazenamento não deve ser pensado apenas para os grandes projetos centralizados, mas surge também como uma forte tendência de empoderamento por trás do medidor. Abre-se aqui um potencial de mercado singular para os grandes consumidores comerciais e industriais através da autoprodução de energia (APE) por locação de ativos. Embora o atual marco regulatório centralize seus benefícios tarifários nos ativos despachados pelo ONS, a evolução tecnológica sinaliza que combinar modelos de locação de usinas com sistemas de baterias integrados poderá, no futuro, permitir que o consumidor gerencie proativamente sua demanda de ponta e garanta segurança energética contra interrupções, sem a necessidade de investimentos pesados em capital próprio.

O foco exclusivo em grandes leilões de capacidade centralizada corre o risco de retardar o desenvolvimento dessas soluções descentralizadas e postergar três futuros promissores:

• O potencial do consumidor e do autoprodutor: Aquele que, por meio de modelos comerciais eficientes de locação de ativos acoplados a baterias, busca aumentar sua confiabilidade interna, mitigar riscos de suprimento e reduzir custos operacionais;

• O desenvolvimento da geração distribuída (GD): Que pode evoluir de um desafio de fluxo para as distribuidoras para se tornar um ativo capilarizado de flexibilidade nas pontas do sistema;

• A construção de um mercado integrado: Com atacado e varejo conectados, onde mercados locais de flexibilidade nas distribuidoras auxiliem no equilíbrio entre custos, confiabilidade e utilização de rede nas últimas milhas antes do consumidor final.

A decisão da ANEEL sobre armazenamento representa justamente o primeiro passo no reconhecimento regulatório dessa complexidade de atributos.

UMA MUDANÇA DE PARADIGMA

O setor elétrico brasileiro está entrando em uma nova fase. A expansão das renováveis continuará sendo fundamental para a transição energética, mas a discussão passa a incorporar novos elementos ligados à confiabilidade, flexibilidade e segurança operativa.

As baterias são apenas a face mais visível dessa transformação. O verdadeiro debate não é sobre armazenamento de forma isolada. É sobre como criar sinalizações econômicas para remunerar os atributos necessários para manter a estabilidade de um sistema elétrico cada vez mais renovável, descentralizado e complexo.

Nesse contexto, a regulamentação aprovada pela ANEEL será lembrada no futuro como o ponto de partida para a construção de um ambiente em que energia, potência, flexibilidade e confiabilidade deixem de ser tratados de forma unificada e passem a ter as bases para serem devidamente valorizados de maneira independente.

A preocupação é legítima e o cenário exige monitoramento rigoroso. No entanto, existe um erro metodológico recorrente que o mercado precisa evitar: transformar uma tendência climática em uma previsão fatalista de crise energética.

A principal lição que as últimas décadas deixaram ao setor é que o comportamento do sistema elétrico não pode ser explicado por uma única variável climática. O desafio contemporâneo não está em prever exatamente o que acontecerá com o clima, mas em construir estratégias operacionais e econômicas capazes de responder adequadamente a diferentes cenários possíveis.

O EL NIÑO AUMENTA O RISCO

Os principais centros globais de previsão climática, como o NOAA e a Organização Meteorológica Mundial (OMM), indicam uma alta probabilidade de consolidação do El Niño para o segundo semestre de 2026. Na ciência meteorológica, isso significa que a atmosfera tem uma inclinação estatística a se comportar de determinada maneira, mas não representa uma certeza absoluta.

A atmosfera opera em um sistema complexo e o El Niño não joga sozinho. O regime de chuvas que abastece as hidrelétricas depende de uma coreografia de múltiplos fatores:

1. O Atlântico Tropical: O aquecimento ou resfriamento deste oceano frequentemente dita a trajetória das frentes frias de forma muito mais direta sobre o Sudeste e Nordeste do que o Pacífico isoladamente.

2. A Oscilação Madden-Julian (MJM): Uma onda de escala intrassazonal que atua como um “gatilho” atmosférico. Se estiver em fase favorável, ela pode romper temporariamente o bloqueio do El Niño e despejar volumes massivos de chuva em questão de duas semanas, alterando completamente o balanço do mês.

Prever o nível exato dos reservatórios com muitos meses de antecedência ignora a complexidade do sistema climático brasileiro. Eventos classificados sob a mesma intensidade de El Niño já produziram respostas hidrológicas bastante distintas entre regiões e bacias. Por isso, mais importante do que buscar certezas é compreender a amplitude dos riscos envolvidos.

RESERVATÓRIOS NÃO SÃO APENAS “CAIXAS D’ÁGUA”

Uma das interpretações mais simplistas do mercado é resumir a segurança energética do país a um percentual médio de armazenamento dos reservatórios. Para a engenharia de sistemas, dois cenários com exatamente os mesmos 70% de armazenamento podem significar realidades operativas e financeiras completamente opostas.

O indicador soberano para o planejamento é a Energia Armazenada Equivalente (EAR). A EAR não mede apenas o volume bruto de água, mas a sua capacidade efetiva de produzir energia com base na topologia da rede hidráulica:

Uma mesma quantidade de água armazenada nas cabeceiras dos grandes sistemas hidráulicos pode possuir valor energético significativamente superior àquela localizada em trechos de menor capacidade de regularização. Por isso, a localização da água armazenada é tão importante quanto o volume total disponível. Por isso, o impacto do El Niño depende de onde a chuva vai falhar. O primeiro efeito de uma hidrologia desfavorável não é o risco de desabastecimento (apagão), mas o custo financeiro de acionar termelétricas preventivas para preservar a água estratégica das cabeceiras.

O “PATO” NA SALA: O DESAFIO MIGROU DA ENERGIA PARA A POTÊNCIA

Enquanto o debate público se concentra nos níveis dos reservatórios, uma transformação estrutural silenciosa mudou a operação do Sistema Interligado Nacional: a expansão acelerada da geração solar. Essa nova realidade trouxe ao Brasil a chamada “Curva do Pato”. Entre, aproximadamente, 10h e 14h, o país dispõe de energia solar abundante e de baixo custo. O desafio surge no final da tarde, quando a geração fotovoltaica cai rapidamente ao mesmo tempo em que a demanda aumenta.

Em determinados dias, o sistema precisa substituir cerca de 10 GW por hora de geração solar, exigindo uma resposta rápida das demais fontes. Esse não é um problema de energia no acumulado do ano, mas de potência, flexibilidade e capacidade de resposta operacional.

É nesse momento que hidrelétricas, termelétricas e intercâmbios regionais assumem papel estratégico para garantir a segurança do sistema. Curiosamente, a Curva do Pato e o crescimento do curtailment refletem a mesma transformação: o desafio do setor deixou de ser apenas produzir energia e passou a ser administrar sua disponibilidade no momento certo.

CURTAILMENT: O PARADOXO DA ABUNDÂNCIA COMO SINAL DE MERCADO

Pela primeira vez em sua história, o Brasil convive simultaneamente com o risco hidrológico e o excesso de geração renovável em determinados horários do dia. Esse fenômeno gera o curtailment — cortes compulsórios da geração eólica e solar determinados pelo ONS por restrições de transmissão ou falta de carga.

Em vez de ser visto puramente como desperdício ou erro de planejamento, o curtailment recorrente poderia funcionar como um valioso sinal econômico de mercado. Ele avisa aos investidores que existe energia abundante e quase gratuita disponível em horários específicos, mas faltam mecanismos para armazená-la ou consumi-la no local. Essa dinâmica é o motor que viabilizará novas tecnologias e negócios no país:

1. Sistemas de Armazenamento por Baterias (BESS): Para absorver a sobra solar diurna e injetá-la na rampa da noite;

2. Atração de Cargas Tecnológicas: Como grandes data centers de Inteligência Artificial

A FORÇA DA COMPLEMENTARIDADE E O PORTFÓLIO CLIMÁTICO

Avaliar o setor sob um prisma exclusivamente pessimista faz o mercado esquecer a complementaridade da nossa matriz energética. O Brasil possui um verdadeiro portfólio de ativos climáticos: vento, chuva e sol raramente falham ao mesmo tempo e na mesma direção.

Historicamente, enquanto o El Niño impõe restrições de vazão na bacia do Rio São Francisco ou no Sudeste, ele costuma desencadear dois gatilhos de compensação:

1. Anomalias positivas de precipitação na Região Sul, aumentando as afluências e o potencial de geração hidrelétrica local. Contudo, eventos extremos de chuva também podem elevar riscos operacionais, provocar vertimentos, comprometer infraestruturas e gerar impactos relevantes sobre a transmissão e a operação do sistema.

2. Intensificação dos ventos de superfície em partes do Nordeste, elevando o potencial de geração eólica. Contudo, a efetiva captura desse benefício dependerá das condições de transmissão e da capacidade do sistema de absorver a energia adicional produzida.

Essa complementaridade entre fontes e regiões é uma das maiores fortalezas da matriz elétrica brasileira. Embora não elimine os riscos climáticos, ela reduz significativamente a vulnerabilidade do sistema a eventos extremos concentrados em uma única região ou tecnologia.

PLANEJAR O IMPREVISÍVEL: A NOVA FRONTEIRA DO SETOR ELÉTRICO

Costumo acompanhar os trabalhos do professor Alexandre Street que ajudam a qualificar e elevar o nível desse debate. A ciência moderna demonstra que o planejamento do setor elétrico não pode tratar o sistema de forma estática ou focar apenas no cenário médio do passado.

Pesquisas do grupo evidenciam que o maior risco operacional muitas vezes decorre de vieses otimistas nas previsões de afluências nos modelos computacionais oficiais (NEWAVE e DECOMP). Quando os modelos assumem uma convergência forçada para a média histórica que não se realiza na física real, as decisões de despacho térmico preventivo atrasam. Quando o erro é percebido, a flexibilidade hidráulica já foi exaurida, forçando um acionamento emergencial de alto custo.

A mensagem técnica da academia é clara e serve como norte para o regulador e para os consumidores: a robustez deve ser o ingrediente central da programação da geração. Não basta planejar para a média; é preciso modelar os riscos de cauda (cenários adversos extremos). Esse é o ponto de

O IMPACTO FINANCEIRO NO MERCADO DE ENERGIA

Para diretores financeiros, gestores de suprimentos e consumidores do Mercado Livre de Energia, a volatilidade climática e as mudanças na operação do ONS exigem uma mudança estratégica de postura.

No setor elétrico, o impacto econômico começa muito antes do impacto físico. A simples expectativa de um segundo semestre mais seco altera o comportamento de comercializadores e geradores, elevando os preços dos contratos de longo prazo (curva para frente) devido à aversão ao risco, mesmo com os reservatórios cheios no presente.

O risco associado ao El Niño em 2026 é real e pede o monitoramento constante da EAR, da Energia Natural Afluente (ENA) e do despacho térmico de rampa. Contudo, o pânico que inflaciona o mercado de curto prazo é injustificado. O Brasil possui uma das matrizes mais resilientes do planeta. O sucesso na gestão de custos energéticos não dependerá de adivinhar o clima de amanhã, mas sim da inteligência em precificar a flexibilidade, estruturar contratos robustos e tratar o risco climático como a variável soberana do século XXI.

Fontes: ONS, CCEE, EPE, MME, ANA, INMET, OMM/WMO, NOAA Climate Prediction Center e artigos do Prof. Alexandre Street.

A FISCALIZAÇÃO DA GD E OS RISCOS DE ENGENHARIA NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO

Campanhas de fiscalização realizadas por distribuidoras, com apoio de sensoriamento remoto, drones e inspeções de campo, identificaram índices de irregularidades que chegaram a 69% dos casos fiscalizados. Embora esse percentual não represente a totalidade das instalações de MMGD do país, ele evidencia a existência de um passivo muito relevante de conexões e ampliações não autorizadas.

Do ponto de vista da engenharia elétrica, a presença de geração não homologada pode produzir efeitos relevantes sobre a operação das redes de distribuição:

§ Carregamentos não previstos em transformadores e alimentadores, alterando premissas utilizadas no planejamento da rede;

§ Necessidade de revisão dos estudos de proteção e coordenação em circuitos com elevada penetração de geração distribuída;

§ Redução da precisão das estimativas de carga líquida utilizadas pelas distribuidoras e pelo ONS para planejamento e operação do sistema.

A expansão dos inversores híbridos e dos sistemas de armazenamento behind-the-meter adiciona uma nova camada de complexidade, especialmente quando esses equipamentos operam sem observância dos procedimentos de conexão e homologação previstos pela regulamentação setorial.

A GD CLANDESTINA REVELA UMA CONTRADIÇÃO DO MODELO

A instalação de sistemas fotovoltaicos à margem da regulação revela uma contradição econômica: ao optar pela clandestinidade, o agente abdica do direito de compensar excedentes e dos créditos tarifários da Lei 14.300/2022.

Isso evidencia que a acentuada redução no Custo Nivelado de Energia (LCOE) solar tornou a autoprodução competitiva por si só, mesmo sem incentivos. A viabilidade no autoconsumo puro força a revisão dos subsídios à GD custeados pela Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). No modelo atual, os encargos da rede usada como “bateria virtual” pela GD regular são rateados pelos consumidores cativos. Se a tecnologia se paga na clandestinidade, a manutenção de subsídios cruzados no segmento formal gera uma distorção que penaliza a modicidade tarifária dos consumidores de menor renda.

O NEXO DA MODICIDADE: PERDAS NÃO TÉCNICAS E O LEGADO DA RBSE

O impacto da GD se soma a passivos estruturais que historicamente elevam as tarifas do SEB, ampliando a sensibilidade social a subsídios e distorções alocativas.

O relatório anual da Aneel aponta que as perdas não técnicas (furtos e fraudes) custaram R$ 10,3 bilhões em 2024, concentradas em Áreas com Severas Restrições Operacionais (ASROs). Onde o crime organizado restringe a governança das distribuidoras, o volume de energia furtada chega a 40% do mercado de baixa tensão.

Esse custo se choca com a indenização dos ativos de transmissão anteriores a 2000 (Rede Básica de Sistemas Existentes - RBSE), fruto da Medida Provisória 579/2012. O montante de R$ 65 bilhões, calculado pelo Custo de Reposição Novo (CRN) e corrigido por décadas, onera cronicamente as tarifas de transmissão (TUST). A metodologia contábil superavaliou ativos depreciados em detrimento de equivalentes modernos. Esse peso financeiro estimula o consumidor a migrar para a GD — mesmo irregular —, retroalimentando o ciclo de perda de receita das distribuidoras.

A CRISE DESENCADEADA NO AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE

Se o mercado cativo sofre com a pressão tarifária, o Ambiente de Contratação Livre (ACL) passa por uma severa depuração. A onda de pedidos de recuperação judicial expõe as fragilidades de estratégias fundamentadas em modelos de arbitragem financeira de curto prazo, pressionadas por três fatores:

• PLD Baixo e Volatilidade Horária: A forte inserção de fontes intermitentes mantém o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) no piso na maior parte do dia, destruindo spreads e impondo perdas nas variações horárias abruptas.

• Curtailment Crescente: Os cortes forçados de geração por restrições de transmissão (curtailment) geram descasamentos entre a energia física e os contratos firmados, obrigando os agentes a liquidarem suas posições no mercado spot sob condições desfavoráveis.

• Garantias e Inadimplência: O aumento das exigências de garantias financeiras pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) exauriu a liquidez de players alavancados, gerando um contágio por inadimplência em cascata.

O COLAPSO DOS MODELOS MATEMÁTICOS E A SELEÇÃO NATURAL DAS TRADING HOUSES

O agravamento da crise no ACL desnudou a fragilidade das estruturas de capitais. O que se testemunha em 2025 e 2026 é uma severa seleção natural de mercado em que o modelo matemático puro superou a gestão de riscos físicos. As mesas de operação focadas em arbitragem trataram elétrons como ativos intangíveis, desconsiderando restrições geográficas e gargalos de transmissão (Norte/Nordeste-Sudeste).

A desconexão entre o mercado financeiro e o despacho operativo cobrou o seu preço. O avanço dos pedidos de recuperação judicial atinge o cerne de grandes casas de trading e empresas pioneiras do final da década de 1990:

• Tradener: Fundada em 1998, foi a pioneira na comercialização autorizada pela Aneel. O colapso de sua estrutura com um passivo de R$ 1,69 bilhão prova que o pioneirismo não evitou os descasamentos do PLD horário.

• Electra e Grupo Elétron (ECEL): Casas consolidadas viram sua liquidez pulverizada por travas de garantias na CCEE, inadimplência cruzada e o impacto do curtailment sobre suas posições vendidas. O passivo da Electra atingiu R$ 1,3 bilhão (com R$ 334,8 milhões expostos à CCEE), enquanto o Grupo Elétron acumulou R$ 1,17 bilhão.

• Diferencial Energia: Com duas décadas de atuação, sucumbiu ao efeito dominó, asfixiada por um passivo de R$ 154,4 milhões decorrente da inadimplência de contrapartes.

O encadeamento dessas quedas confirma que a Recuperação Judicial tradicional falha no setor elétrico. À medida que o stay period de 180 dias avança, a perda reputacional e a pressão de credores não sujeitos — como bancos detentores de garantias fiduciárias — elevam o risco de conversão em falência. Até o fim do ciclo atual, a projeção de que dezenas de comercializadoras deixem de existir reflete a depuração de um mercado antes inflado, caminhando para um desenho com maior exigência de lastro físico, liquidez real e capacidade de gestão de ativos.

DIRETRIZES PARA UMA TRANSIÇÃO SUSTENTÁVEL

A complexidade do SEB exige uma reforma metodológica coordenada em pilares essenciais. Primeiramente, a regulação da MMGD precisa adequar seus incentivos ao custo real da tecnologia, desonerando o consumidor cativo e garantindo às distribuidoras ferramentas rígidas para combater conexões clandestinas. No mercado livre, Aneel e CCEE devem consolidar critérios de elegibilidade e exigências de garantias financeiras mais robustas, assegurando que a expansão do ACL seja respaldada por lastro físico e liquidez real diante da volatilidade do PLD horário, mitigando o risco de inadimplência sistêmica. Somente com o alinhamento entre a eficiência de mercado, a segurança jurídica e a justa alocação de custos será possível converter os atuais gargalos estruturais em investimentos e confiabilidade de longo prazo para o país.

Fontes:

- ESTADÃO – Distribuidoras abrem força-tarefa contra “gatos” de energia solar que chegam a 69% dos casos. Coluna do Estadão, 26 maio 2026. Acesso em: 29 maio 2026.

- ANEEL: Relatórios de perdas técnicas e não técnicas no sistema de distribuição brasileiro;

- Nivalde de Castro, Guilherme Dantas, Pedro Vardiero: O Agravamento do Furto de Energia Elétrica e a Necessidade de Aprimorar o Marco Regulatório do Setor Elétrico. GESEL/UFRJ.

O Brasil não tem mais um problema de energia, tem um problema de potência. O planejamento histórico focava em garantir o bloco de energia (MWh). Hoje, com a expansão renovável, o desafio do SIN passou a ser a adequação de potência firme (MW) e a flexibilidade operativa disponíveis nos momentos de pico de carga e nas necessidades operativas do sistema. Foi justamente essa mudança estrutural que levou à realização do LRCap 2026.

A EXPANSÃO RENOVÁVEL ALTEROU A FÍSICA E A LIQUIDEZ DO SISTEMA ELÉTRICO

A rápida expansão solar e eólica reduziu o custo marginal em certos períodos, mas alterou a dinâmica operativa do SIN. O sistema enfrenta desafios críticos nas rampas de carga do final da tarde, quando a geração fotovoltaica cai simultaneamente ao pico de consumo. O fenômeno, similar à Duck Curve na Califórnia, valoriza atributos como flexibilidade e a “capacidade firme equivalente” — onde uma planta solar de 500 MW contribui com apenas uma fração disso para a confiabilidade na ponta.

O Risco de Cauda e a Quebra de Comercializadoras: Esse descasamento entre geração e infraestrutura de rede inflou o curtailment (cortes forçados pelo ONS). Sem ressarcimento integral, agentes integrados sofreram perdas bilionárias: cortados na rede, foram forçados a recomprar lastro no curto prazo a preços voláteis para honrar contratos no ACL. Essa asfixia financeira exauriu o caixa de múltiplos players, resultando em inadimplências na CCEE, recuperações judicializadas e forte aversão ao risco de crédito.

O incremento da penetração de fontes intermitentes eleva o custo marginal de confiabilidade do SIN. Diante dos gargalos estruturais de escoamento na rede de transmissão, o mercado sinaliza uma desaceleração significativa no pipeline de projetos de geração e redireciona o foco para estratégias de resiliência contratual. No médio prazo, essa inversão do vetor de expansão tende a pressionar a adequação de recursos do sistema, introduzindo novos riscos de cauda e custos sistêmicos imprevistos.

O Impasse das Baterias e a Insegurança Jurídica

Embora os sistemas de armazenamento por baterias (BESS) sejam a solução técnica ideal para mitigar o curtailment, sua regulamentação na ANEEL e no MME está travada. Persistem indefinições críticas sobre a dupla tributação de tarifas (TUST/TUSD) na carga/descarga, a remuneração de serviços ancilares e as regras de liquidação na CCEE. Investir em uma tecnologia de alto CAPEX sem regras perenes inviabiliza as modelagens de project finance. Sem garantias jurídicas, o mercado de baterias segue travado, empurrando os agentes para a blindagem via PPAs longos e autoprodução por locação.

O LRCAP E A NOVA ARQUITETURA DE REMUNERAÇÃO SEPARADA DO SETOR

O LRCap não foi concebido para contratar energia, mas capacidade de atendimento e disponibilidade de recursos. O Brasil começa a migrar para uma estrutura semelhante aos mercados internacionais (como o PJM e o Reino Unido), onde energia (MWh), capacidade (disponibilidade de potência firme em MW) e possíveis serviços ancilares (flexibilidade) poderão a ser tratados como produtos distintos.

Essa transição cria um novo componente econômico no custo final. O certame contratou 18,97 GW de potência, mobilizando investimentos de R$ 64,5 bilhões e compromissos que superam R$ 500 bilhões ao longo da vigência contratual (cerca de R$ 40 bilhões anuais). O leilão consolidou as termelétricas a gás natural como o principal lastro da próxima década, elevando a exposição sistêmica ao preço internacional do combustível e à malha de gasodutos (STGN). Como o custo foi integralmente socializado, ele recairá sobre todos os agentes e consumidores através de encargos.

Assimetria de Incentivos e Inadequação do Desenho de Mercado: Críticos setoriais apontam que a modelagem do LRCap introduz severas distorções institucionais e econômicas no SIN. Ao garantir receita fixa de longo prazo (10 a 15 anos) sem a contrapartida da entrega física de energia, o mecanismo atua como reserva de mercado e induz a dependência de subsídios. O modelo distancia o real pagador da governança do contrato, centralizando o risco em uma contraparte única regulada (CCEE/ANEEL), o que estimula pressões por flexibilizações e renegociações políticas. Ademais, ao definir a demanda de forma puramente administrativa e segmentada por fonte — em vez de promover a competição tecnológica aberto o desenho atual atinge custos até 3,8 vezes superiores a leilões internacionais (como no PJM). Deixo uma pergunta: o certame foi desenhado para atender às necessidades da física do sistema ou à engenharia de conveniências políticas? Ao viabilizar quase 100% do CAPEX na receita fixa da capacidade antes de reformar a formação de preços de curto prazo e os serviços ancilares, o setor inverte as prioridades regulatórias, criando um risco latente de acomodação institucional que posterga as reformas estruturais urgentes do mercado livre.

REPRECIFICAÇÃO DO RISCO FUTURO E BLINDAGEM ESTRUTURAL DO CONSUMIDOR

A valorização dos contratos de longo prazo entre 2027 e 2031 na BBCE demonstra que o mercado já começou a precificar esse novo cenário. Os agentes passaram a internalizar o aumento dos encargos setoriais (ESS), os custos do LRCap, a dependência térmica e a deterioração hidrológica. Com modelos apontando tetos do PLD próximos a R$ 700/MWh para 2027 em cenários críticos, somados a encargos da CCEE de R$ 39/MWh e ao novo rateio de Angra 1 e 2 no ACL, a passividade comercial tornou-se o maior risco do negócio. O cenário pós-leilão é marcado ainda por forte judicialização regulatória, com o TCU e entidades industriais contestando a homologação e as regras do certame.

A consequência prática é que o custo total da eletricidade depende cada vez menos apenas do preço do MWh bilateral, exigindo migração para ferramentas de engenharia financeira e proteção:

• PPAs de Longo Prazo: Funcionam como derivativos de proteção contra o risco de cauda (tail risk), mitigando a exposição à volatilidade da curva forward e ao PLD antes que cenários de estresse se materializem.

• Autoprodução por Locação de Ativos: Essa é a melhor solução e garante previsibilidade e eficiência ao transformar CAPEX em OPEX através do aluguel de usinas de terceiros via consórcio. A sofisticação do modelo reside na isenção legal de encargos de conta de consumo (como as quotas da CDE), blindando o balanço do consumidor exatamente contra a parcela de custos sistêmicos em ascensão.

A BUSCA PELA ENERGIA MAIS PREVISÍVEL

A principal transformação em curso no setor elétrico brasileiro não está relacionada apenas ao preço da energia, mas ao valor da confiabilidade. Os consumidores que compreenderem essa mudança antes do mercado estarão mais preparados. A próxima década provavelmente será menos marcada pela busca da energia mais barata e muito mais pela busca da energia mais previsível. Sofisticar o portfólio com contratos de longo prazo e plantas estruturadas de autoprodução por locação de ativos tornou-se a métrica definitiva de sobrevivência financeira e competitividade para a indústria e o comércio.

Nos últimos anos, o crescimento acelerado da geração solar e eólica trouxe ganhos relevantes para a matriz elétrica brasileira, ampliando a participação renovável e reduzindo preços em determinados períodos do dia. Porém, também aumentou significativamente a complexidade operacional do sistema. O ONS vem alertando há anos sobre desafios relacionados à variabilidade da geração, necessidade crescente de reserva operativa, dificuldades no atendimento da ponta de carga, aumento do curtailment e maior dependência de flexibilidade operativa.

Nesse contexto, a contratação de capacidade passou a ser tratada como instrumento de segurança energética. O problema central, portanto, não está na existência da necessidade de potência adicional. O problema está no desenho econômico, concorrencial e regulatório utilizado para realizar essa contratação.

O LRCAP NÃO FOI PEQUENO

O LRCAP 2026 contratou aproximadamente 19 GW de potência, um volume extremamente elevado para os padrões históricos do setor elétrico brasileiro. O número chamou atenção não apenas pelo porte da contratação, mas também pelo impacto econômico potencial associado aos contratos de longo prazo firmados no certame.

Além do volume contratado, o leilão passou a concentrar discussões sobre preço-teto, baixa competição, concentração de mercado, metodologia econômica e racionalidade da expansão. O baixo deságio observado no certame e o aumento relevante do preço-teto em curto espaço de tempo ampliaram os questionamentos sobre a eficiência econômica da contratação.

A rápida formação de negociações secundárias envolvendo projetos vencedores também elevou a percepção de risco regulatório e concorrencial dentro do mercado.

REDUZIR O PLD NÃO SIGNIFICA ELIMINAR CUSTOS

Parte do discurso político passou a associar o LRCAP à redução do PLD, diminuição das bandeiras tarifárias e aumento da segurança energética. Tecnicamente, maior disponibilidade de potência pode realmente reduzir eventos extremos de preço no mercado de curto prazo e diminuir riscos operacionais em determinados cenários.

Mas existe um ponto que raramente aparece de forma clara no debate público: reduzir volatilidade do PLD não significa eliminar custo estrutural do sistema.

Quando o setor elétrico passa a contratar capacidade através de contratos de potência, parte relevante do custo deixa de aparecer diretamente no mercado spot e passa a ser incorporada à estrutura de encargos e pagamentos regulatórios. Ou seja, o custo não desaparece. Ele muda de lugar.

QUEM PAGARÁ ESSA CONTA?

O próprio Decreto nº 10.707/2021 criou o ERCAP, Encargo de Reserva de Capacidade, justamente para viabilizar economicamente a contratação de potência. Na prática, a regulamentação atual aponta para compartilhamento relevante desses custos entre consumidores conectados ao SIN, incluindo consumidores livres, consumidores cativos e autoprodutores conectados à rede.

Isso significa que a redução da volatilidade do mercado de curto prazo não representa ausência de custo para o consumidor final. Significa apenas uma redistribuição desse custo dentro da estrutura tarifária e dos encargos setoriais.

Existe uma percepção equivocada de que o mercado livre estaria relativamente protegido dessas mudanças estruturais. Não está. Consumidores livres já participam de diversos encargos sistêmicos associados à segurança operativa e à confiabilidade do sistema. O próprio avanço da lógica de contratação de capacidade amplia essa tendência de compartilhamento de custos relacionados à expansão e à segurança energética.

Na prática, parte da volatilidade que antes aparecia diretamente no PLD pode migrar gradualmente para custos estruturais permanentes associados à disponibilidade de potência, reserva operativa e confiabilidade sistêmica.

O PROBLEMA DO LRCAP TAMBÉM É INSTITUCIONAL

A discussão sobre o LRCAP deixou de ser apenas técnica e passou a envolver governança regulatória, segurança jurídica e planejamento setorial.

Os questionamentos recentes envolvendo o Tribunal de Contas da União (TCU), manifestações do Ministério Público Federal e a própria judicialização do certame ampliaram significativamente a tensão institucional no setor elétrico brasileiro.

O debate passou a envolver não apenas necessidade de capacidade, mas também racionalidade econômica da contratação, concentração de mercado, modicidade tarifária e consistência metodológica dos estudos utilizados para justificar a expansão.

Nesse contexto, a própria ANEEL passou a reforçar publicamente que a definição de parâmetros estruturais do leilão, como preços-teto e volume contratado, pertence ao Ministério de Minas e Energia (MME), à Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), e não diretamente à agência reguladora.

Esse ponto é extremamente relevante porque evidencia uma característica central do modelo institucional brasileiro: planejamento energético, formulação de política pública e regulação operam de forma segregada.

Enquanto MME, EPE e ONS atuam diretamente nas premissas estruturais da expansão, a ANEEL concentra-se na operacionalização regulatória e fiscalização contratual. O avanço das discussões no TCU acabou ampliando um debate mais profundo sobre os limites institucionais entre regulador, planejadores setoriais, órgãos de controle e agentes de mercado.

A QUESTÃO METODOLÓGICA CONTINUA ABERTA

Outro ponto relevante envolve os próprios estudos de adequabilidade do sistema. O CMSE registrou discussões sobre reavaliações metodológicas envolvendo o CVaR e os impactos das usinas vencedoras do LRCAP nos estudos futuros.

Isso abriu espaço para questionamentos sobre as premissas utilizadas nos estudos, a modelagem adotada, a transparência regulatória e a consistência metodológica da expansão contratada.

A discussão tornou-se ainda mais sensível porque envolve contratos bilionários com impactos de longo prazo sobre consumidores, investidores e sobre a própria estrutura tarifária do setor elétrico brasileiro.

SEGURANÇA ENERGÉTICA TEM CUSTO

À medida que o SIN se torna mais dependente de flexibilidade operativa e resposta rápida, atributos como potência disponível, reserva operativa e confiabilidade passam a ter peso econômico crescente dentro do setor elétrico. Esse fenômeno não ocorre apenas no Brasil e já vem sendo observado em diversos mercados internacionais com elevada participação renovável.

Nesse contexto, a discussão central deixa de ser apenas expansão energética e passa a envolver o custo sistêmico da confiabilidade. Maior segurança operativa exige contratação de capacidade, disponibilidade e flexibilidade — atributos que possuem impacto econômico relevante e que tendem a ser incorporados, direta ou indiretamente, à estrutura tarifária e aos encargos do setor elétrico.

Talvez o maior erro do debate atual seja transmitir a percepção de que seria possível ampliar segurança energética, reduzir volatilidade do PLD e minimizar riscos operacionais sem aumento estrutural de custos para o sistema.

Em sistemas elétricos complexos, isso dificilmente ocorre.

No final, o custo da confiabilidade não desaparece. Ele apenas muda de lugar dentro da estrutura regulatória e tarifária do setor elétrico brasileiro.

Durante décadas, o mercado operou sob uma lógica relativamente estável, construída sobre uma matriz majoritariamente hidrelétrica, elevada capacidade de regularização e contratos desenhados para um sistema mais previsível. Nesse ambiente, fazia sentido tratar energia quase como uma commodity homogênea, onde o principal valor econômico estava concentrado no MWh entregue.

Mas a expansão acelerada das renováveis variáveis começa a alterar essa lógica estruturalmente. Mais solar e eólica significam mais variabilidade, maior necessidade de flexibilidade operativa, maior pressão sobre confiabilidade e, consequentemente, mais volatilidade econômica e operacional. Essa fricção aparece hoje no curtailment crescente, na bimodalidade do PLD, nas restrições operativas, na menor disposição dos agentes em carregar riscos de longo prazo e até na própria liquidez do ACL.

Talvez o ponto central seja justamente esse desencontro entre uma nova física operacional do sistema e uma arquitetura econômica e regulatória concebida para outra realidade. O setor começa gradualmente a perceber que nem toda energia possui o mesmo valor sistêmico. Horário de entrega, localização elétrica, previsibilidade, capacidade firme e flexibilidade passam a ter peso econômico crescente.

Talvez estejamos entrando justamente na fase em que o mercado deixa de remunerar apenas volume de energia e começa, ainda de forma desorganizada, a valorizar atributos sistêmicos.

Historicamente ancorado em uma base hidrelétrica com elevada capacidade de regularização, o SIN incorporou rapidamente fontes variáveis, alterando dinâmicas operacionais e econômicas do setor. No Nordeste, epicentro da expansão eólica e solar, a elevada concentração de projetos em regiões de alto potencial renovável passou a enfrentar limitações relevantes de transmissão e escoamento. Em diversos períodos do dia, especialmente nos horários de maior irradiância solar, a geração excede não apenas a demanda local, mas também a capacidade de exportação da energia produzida, ampliando episódios de curtailment associados tanto a restrições elétricas quanto a desequilíbrios energéticos. Esse movimento passou a intensificar uma crescente bimodalidade horária dos preços de energia, marcada por valores mais baixos durante o dia e maior valorização da energia nos períodos noturnos e de ponta.

O crescimento da micro e minigeração distribuída também contribui para intensificar sobreofertas localizadas, enquanto mecanismos como o Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP/2026) introduzem custos adicionais associados à contratação de potência firme via ERCAP. Nesse contexto, o setor passa gradualmente de uma lógica historicamente marcada pela escassez para um cenário de sobras energéticas localizadas em determinados períodos, exigindo níveis crescentes de flexibilidade operativa, coordenação regulatória e expansão da infraestrutura elétrica.

Para investidores, agentes setoriais e reguladores, o desafio deixa de ser apenas expandir capacidade instalada e passa a envolver a construção de um modelo capaz de equilibrar crescimento renovável, confiabilidade operativa, financiabilidade dos ativos e sustentabilidade econômica de longo prazo.

DEBATES NO SETOR SOBRE PLD E CURTAILMENT

Parte do mercado, incluindo associações ligadas às renováveis e centros de estudo como o GESEL-UFRJ, defende uma maior liberdade na formação do PLD em períodos de sobra energética, argumentando que sinais de preço mais aderentes ao custo marginal poderiam estimular armazenamento, resposta da demanda e consumo flexível. Essa discussão ganhou força com o avanço do PLD horário e com o aumento da incidência de curtailment em determinadas regiões do SIN, especialmente no Nordeste, onde a expansão renovável passou a crescer em ritmo superior à capacidade de absorção da demanda e da infraestrutura de transmissão.

Nesse contexto, sistemas de armazenamento por baterias (BESS) passaram a ser frequentemente apontados como alternativa para ampliação da flexibilidade operativa, arbitragem de preços e mitigação de cortes de geração. Apesar disso, a viabilidade econômica do armazenamento em larga escala ainda enfrenta limitações relevantes no Brasil. Embora a ANEEL tenha avançado em consultas públicas, discussões regulatórias e autorizações pontuais para projetos piloto e soluções colocalizadas, o marco regulatório específico para armazenamento ainda permanece em consolidação, com indefinições relacionadas à remuneração dos serviços prestados, empilhamento de receitas, cobrança pelo uso da rede e participação em mecanismos de capacidade.

Além das incertezas regulatórias, agentes do setor também apontam desafios econômicos relevantes. Os custos de implantação ainda permanecem elevados para diversos modelos de negócio no mercado brasileiro, enquanto as receitas potenciais associadas apenas à arbitragem de preços nem sempre demonstram capacidade suficiente para sustentar a bancabilidade dos projetos. Soma-se a isso a degradação gradual das baterias ao longo do ciclo de vida e a ausência, até o momento, de mecanismos plenamente estruturados para remuneração granular da flexibilidade elétrica e de atributos sistêmicos associados à estabilidade operativa do SIN.

Parte relevante dos debates atuais sobre PLD, armazenamento e flexibilidade elétrica também evidencia uma tensão crescente entre eficiência marginal de curto prazo e sustentabilidade econômico-financeira de longo prazo do setor. Embora modelos teóricos frequentemente defendam sinais de preço mais aderentes ao custo marginal instantâneo da energia, especialmente em períodos de elevada sobra renovável, agentes do mercado ressaltam que a confiabilidade do sistema, a manutenção da capacidade despachável e a expansão da infraestrutura elétrica dependem de mecanismos estáveis de remuneração ao longo do tempo. Em um setor intensivo em capital, financiado por estruturas complexas de dívida e contratos de longo prazo, qualquer alteração abrupta nos sinais econômicos pode afetar diretamente percepção de risco, custo de capital e disposição para novos investimentos.

Na prática, o sistema elétrico brasileiro ainda não possui um mercado plenamente consolidado para remuneração específica de serviços ancilares e flexibilidade operativa em larga escala. Assim, parte significativa dos custos associados à confiabilidade, disponibilidade e estabilidade do SIN continua sendo absorvida ou socializada por diferentes mecanismos regulatórios e tarifários. Nesse contexto, reduzir o debate exclusivamente à formação marginal do PLD, sem considerar os desafios de financiabilidade dos ativos, sustentabilidade da expansão e segurança energética, tende a simplificar excessivamente um tema estruturalmente complexo e cercado de trade-offs relevantes.

Do outro lado do debate, operadores e agentes hidrotérmicos argumentam que o piso atual do PLD continua exercendo papel importante na cobertura de custos fixos associados à disponibilidade e à confiabilidade do sistema, especialmente em um modelo ainda fortemente dependente da complementaridade hidrológica. Experiências internacionais com preços negativos, particularmente em alguns mercados europeus, também são frequentemente citadas como exemplos de que sinais marginais extremos podem produzir distorções adicionais quando não acompanhados de mecanismos robustos de capacidade, armazenamento e remuneração adequada da flexibilidade sistêmica.

A agenda regulatória da ANEEL para os próximos anos, incluindo discussões sobre armazenamento, revisão de metodologias do PLD e aperfeiçoamentos relacionados à flexibilidade operativa do SIN, reflete justamente a complexidade desse equilíbrio entre sinal econômico, segurança elétrica, financiabilidade dos ativos e sustentabilidade da expansão da matriz.

ANÁLISE TÉCNICA E ECONÔMICA

Do ponto de vista operacional, o curtailment surge como consequência inevitável de um crescimento acelerado das renováveis sem sincronia perfeita com a demanda ou a transmissão. Restrições elétricas preservam a estabilidade do SIN, mas os impactos econômicos recaem sobre fluxos de caixa dos projetos, elevando a percepção de risco e complicando financiamentos. Bancos e fundos demandam previsibilidade, e a ausência de ressarcimento integral pressiona a TIR, especialmente em PPAs que precisam acomodar prêmios adicionais. O LRCAP e o ERCAP, por sua vez, garantem firmeza em cenários de seca, mas repassam custos aos consumidores de forma que incentiva, em teoria, a modulação de carga – embora na prática isso exija investimentos em flexibilidade que nem todos podem arcar. Armazenamento emerge como ponte, mas suas limitações econômicas, como ciclos de degradação e dependência de arbitragem, demandam marcos regulatórios claros para escalar.

IMPACTOS REGULATÓRIOS

A regulação brasileira, com sua ênfase em leilões competitivos e outorgas condicionadas, fomentou a expansão inicial, mas alterações rápidas – como na Lei 15.269 – geram insegurança. A falta de remuneração por serviços ancilares pagos e a pendência de adesões ao REIDI elevam CAPEX em projetos renováveis, enquanto atrasos em licitações de transmissão perpetuam assimetrias regionais. Consumidores livres navegam melhor nesse ambiente, negociando contratos que mitigam volatilidades, mas os cativos enfrentam repasses que testam a competitividade industrial.

RISCOS PARA O SIN

A dependência hidrológica do SIN amplifica preocupações: sem flexibilidade ampliada, déficits noturnos ou em períodos secos podem pressionar reservas, comprometendo a confiabilidade que o país construiu ao longo de décadas. O equilíbrio entre expansão renovável e capacidade despachável permanece frágil, especialmente com o crescimento da MMGD.

DESAFIOS PARA O NORDESTE

No Nordeste, onde se concentra a maior parte da geração eólica brasileira e uma parcela relevante da expansão solar centralizada, os desafios assumem contornos particularmente sensíveis. A região, responsável pela maior parte da geração eólica nacional e protagonista da expansão renovável dos últimos anos, passou a enfrentar um ambiente mais complexo para novos investimentos. Estimativas repercutidas por associações setoriais e pela imprensa especializada apontam suspensão, postergação ou reavaliação de investimentos da ordem de R$ 38 bilhões a R$ 40 bilhões entre 2025 e 2026, em um cenário marcado pelo aumento do curtailment, limitações estruturais de transmissão, crescimento mais lento da demanda e maior percepção de risco regulatório. Parte dos agentes do setor passou inclusive a avaliar o redirecionamento de projetos para regiões mais próximas aos grandes centros de carga, diante das dificuldades de escoamento da energia produzida no Nordeste.

No Rio Grande do Norte, levantamentos repercutidos pela imprensa regional com base em dados da ANEEL e informações de entidades setoriais indicam devoluções relevantes de projetos solares e eólicos entre 2025 e o início de 2026. Apenas no segmento solar, os investimentos frustrados foram estimados em aproximadamente R$ 13 bilhões, enquanto os projetos eólicos devolvidos representariam cerca de R$ 3,1 bilhões em aportes não realizados. O cenário pressiona uma cadeia produtiva relevante para a economia regional, afetando fornecedores, serviços especializados e empregos ligados à expansão renovável.

Além dos impactos sobre a rentabilidade dos empreendimentos já implantados, as limitações de transmissão passaram a influenciar decisões relacionadas à atração de novas cargas eletrointensivas, projetos industriais associados à transição energética e potenciais investimentos em data centers, segmentos que demandam elevada disponibilidade energética, previsibilidade operacional e infraestrutura robusta de conexão. Nesse contexto, a expansão coordenada da transmissão tende a se tornar elemento central não apenas para o setor elétrico, mas também para estratégias de desenvolvimento regional e competitividade industrial de longo prazo.

Preservar a atratividade do Nordeste exigirá uma combinação entre expansão mais acelerada da infraestrutura de transmissão, maior coordenação entre planejamento energético e crescimento da demanda, além de sinais regulatórios capazes de reduzir a percepção de insegurança para investidores. Mais do que ampliar capacidade instalada, o desafio passa a ser transformar abundância energética em desenvolvimento econômico sustentável, industrialização e previsibilidade de longo prazo.

POSSÍVEIS SOLUÇÕES E LIMITAÇÕES

Entre as alternativas mais discutidas pelo setor estão a expansão da transmissão, maior granularidade temporal do PLD, mecanismos de resposta da demanda, evolução regulatória para armazenamento e modelos mais equilibrados de alocação dos riscos de curtailment. Também ganham espaço discussões sobre leilões de capacidade e incentivos à atração de novas cargas eletrointensivas em regiões com elevada sobra renovável.

Apesar disso, essas soluções ainda enfrentam limitações técnicas, econômicas e regulatórias relevantes. No caso dos sistemas de armazenamento por baterias, persistem desafios relacionados a custos de implantação, monetização da flexibilidade e ausência de um arcabouço regulatório plenamente consolidado no Brasil. Além disso, em um setor intensivo em capital e dependente de financiamentos de longo prazo, mudanças nos sinais econômicos precisam considerar não apenas eficiência marginal de curto prazo, mas também sustentabilidade financeira, previsibilidade regulatória e segurança operativa do SIN.

CONCLUSÃO

A transição energética brasileira não é linear, mas um processo de ajustes contínuos entre ambição renovável, segurança operacional e sustentabilidade econômica. Os dados e debates atuais indicam que o foco deve recair em previsibilidade regulatória e investimentos direcionados, garantindo que o potencial do país se traduza em desenvolvimento concreto. Para o setor, o horizonte aponta para oportunidades, desde que ancoradas em uma visão integrada do SIN.

FONTES:

• ANEEL: Notícias sobre revogações de outorgas

• ONS: Relatórios de operação e CMSE 2025-2026

• GESEL-UFRJ: Estudos e análises sobre curtailment, formação de preços, armazenamento e expansão do setor elétrico brasileiro (gesel.ie.ufrj.br).

• CCEE: Painel de PLD e relatórios DESSEM

• EPE: PDE 2050 e previsões de carga

​O FIM DA FANTASIA: O PERÍODO DE EXCEÇÃO ACABOU

​É fundamental que o consumidor entenda um fato técnico: preços de energia artificialmente baixos não existem mais e não retornarão tão cedo. Nos últimos anos, o Brasil viveu um período de sobreoferta e condições hidrológicas que viciaram o mercado em descontos irreais. Esse ciclo se encerrou.

​Quem ainda oferece tarifas “milagrosas” hoje está, tecnicamente, operando a descoberto — vendendo o que não comprou, apostando que o preço no futuro será baixo. É uma miragem que atrai o gestor em busca de economia, mas que entrega apenas insegurança jurídica e risco de desabastecimento. No cenário atual de 2026, o “preço de oportunidade” é, na verdade, um sinal de alerta vermelho.

​O COLAPSO DOS GIGANTES: DO ILÍCITO AO DESEQUILÍBRIO FINANCEIRO

O que une nomes como Gold, Eletron e Boven? À primeira vista, pareciam os pilares da modernização do Mercado Livre. Hoje, são os protagonistas de um roteiro de terror para o setor.

1. ​O caso da Gold Energia é o mais sombrio. Quando a Polícia Civil entra em cena para investigar estelionato e um rombo de R$ 1 bilhão, saímos da esfera do “risco de negócio” e entramos na criminalidade pura. Vender o que não se tem (lastro) é uma aposta contra o sistema que, quando estoura, deixa o consumidor final segurando a conta.

2. ​Já a Eletron e seu passivo de R$ 1,16 bilhão nos mostram o perigo da “blindagem jurídica”. Ao usar a Recuperação Judicial para travar obrigações na CCEE, a empresa cria um subsídio forçado à inadimplência. Quem paga? O mercado adimplente, via rateio. É o bom pagador financiando o erro de quem deu o passo maior que a perna.

3. ​E a Boven? O desligamento sumário da CCEE em março de 2026 é o choque de realidade que o varejo precisava. Uma empresa com 14 anos de casa e peso na BBCE cair por não pagar cotas de energia nuclear prova que ninguém é “grande demais para quebrar”.

​A CRISE HÍDRICA COMO CATALISADOR DO CAOS

​Não podemos olhar para esses balanços financeiros sem olhar para o céu. A falência hídrica e a seca extrema no Sudeste e Amazônia são o combustível dessa crise.

​Com os reservatórios em nível de alerta, o PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) dispara. Para as comercializadoras que operavam “descobertas” — ou seja, vendendo energia barata no papel sem ter a garantia física comprada — o aumento do preço de mercado é a sentença de morte. Elas não têm caixa para honrar a diferença entre o que prometeram ao cliente e o que custa a energia hoje no mercado de curto prazo.

​O QUE ESPERAR: O FIM DA ERA DO “PREÇO MÁGICO”

​Se você está esperando que as coisas voltem ao normal em breve, sinto ser o portador das más notícias: o “normal” mudou. O que podemos esperar para o restante de 2026 e 2027 é:

1. ​SELEÇÃO NATURAL NO VAREJO: O mercado varejista vai encolher. Apenas empresas com lastro real, garantias bancárias robustas e governança transparente sobreviverão. O consumidor inteligente vai parar de buscar o “desconto de 30%” e vai começar a perguntar: “Qual é o seu lastro físico e sua nota de crédito?”.

2. ​ENDURECIMENTO REGULATÓRIO: A ANEEL e a CCEE serão obrigadas a serem mais rápidas. O “stay period” de 180 dias de uma RJ não pode ser um salvo-conduto para continuar operando sem garantias. A Resolução 957/2021 deve ser apenas o começo de uma fiscalização muito mais agressiva sobre a saúde financeira dos agentes.

3. ​JUDICIALIZAÇÃO EM MASSA: Com o aumento de escritórios de advocacia patrocinando eventos do setor, o recado é claro: as brigas por ressarcimento de curtailment e quebras de contrato vão entupir os tribunais.

​A SEGURANÇA É O NOVO LUCRO

​O mercado livre de energia continua sendo o melhor caminho para a competitividade, mas ele perdeu a inocência. A lição de 2026 é clara: preço sem lastro é apenas uma promessa vazia. Para o empresário, o conselho é um só: audite seus fornecedores agora. Se o preço está muito abaixo da realidade hídrica do país, você não está comprando energia, está comprando o risco de ficar no escuro.

O IMPACTO DA CONTA DE DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO (CDE) E O SUBSÍDIO CRUZADO

O cerne da pressão inflacionária no setor elétrico reside na CDE, cujos encargos projetados atingiram R$ 52,7 bilhões. Tecnicamente, a utilização de empréstimos para mitigar o reajuste médio de 8% previsto para 2026 mascara a ineficiência estrutural do sistema. Ao optar pelo financiamento em vez da reforma dos encargos, o governo perpetua um modelo de subsídio cruzado onde o consumidor cativo arca com juros de empréstimos bancários (indexados à Selic) para financiar políticas públicas que não deveriam estar alocadas estritamente na tarifa de energia.

RISCO REGULATÓRIO E O CUSTO MÉDIO PONDERADO DE CAPITAL (WACC)

A interferência do Poder Executivo, ao solicitar o adiamento de reajustes já homologáveis pela ANEEL, gera uma percepção de risco regulatório que afeta o WACC (Weighted Average Cost of Capital) das empresas do setor. Para o investidor, a quebra da previsibilidade tarifária exige um prêmio de risco maior em futuras captações. Isso pode comprometer o CAPEX (investimento em bens de capital) necessário para a manutenção e expansão da rede, uma vez que a capacidade de endividamento das distribuidoras fica comprometida pela sobreposição de camadas de dívida (Conta Covid, Conta Escassez Hídrica e o novo aporte proposto).

DESCOLAMENTO DE ÍNDICES E A REPRESSÃO TARIFÁRIA

Embora o governo justifique a medida com base no descompasso entre o reajuste de 8% e a inflação medida pelo IPCA (3,9%) ou IGP-M (3,1%), essa análise ignora a natureza dos custos setoriais. O setor elétrico é regido por contratos de longo prazo com componentes de custo que não seguem linearmente os índices de preços ao consumidor. A repressão artificial desses valores cria um "efeito represa" que, historicamente, resulta em correções abruptas e severas, desestabilizando a segurança jurídica e financeira de toda a cadeia produtiva nacional.

FONTES:

• ANEEL: Relatórios de estimativas tarifárias anuais e balancetes da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).

• Precedentes Regulatórios: Análise técnica da Medida Provisória 579/2012 e das operações de crédito "Conta Covid" e "Conta Escassez Hídrica".

• Matérias Jornalísticas de Referência: Reportagem do jornal O Globo e dados complementares da Folha de S.Paulo sobre a participação do BNDES

A TRAJETÓRIA DOS PREÇOS: DADOS QUE REVELAM A REALIDADE

A Fitch Ratings, em análise de março de 2026, elevou suas premissas: PLD no SE/CO para R$ 342/MWh em 2026, com o Nordeste saltando para R$ 302/MWh. Para 2027 e 2028, as curvas seguem ascendentes. A ANEEL projeta tarifas médias 8% acima da inflação em 2026, ecoando o PLAN 2026-2030 da CCEE e ONS, com carga crescendo 3,8% ao ano e GSF abaixo de 0,85 – déficit superior a 15%.

Chuvas irregulares, despacho térmico impulsionado por tensões globais e modelos operacionais do ONS que privilegiam riscos hídricos sobre intermitentes criam um ciclo de pressão. O excesso de renováveis, em paradoxo, não alivia: curtailments e reservatórios baixos mantêm os preços em patamares elevados.

PRÁTICAS TEMERÁRIAS DE PRECIFICAÇÃO: A CAPTAÇÃO DE CLIENTES A CUSTO DE QUEBRAS

Parte do problema decorre de condutas temerárias adotadas por diversas comercializadoras: vendas a preços substancialmente inferiores ao custo marginal real, com o intuito exclusivo de ampliar carteira e conquistar escala. Tratavam o PLD baixo como muleta perene, um piso artificial que mascarava riscos hidrológicos e GSF. Eduardo Rossi, diretor de Segurança do Mercado na CCEE, identifica crises gêmeas de liquidez e confiança creditícia, agravadas pela abertura do ACL.

O desfecho é um domínio de insolvências e estresses financeiros, com players expostos a recompras forçadas e garantias elevadas. Um terço dos contratos vence em 2-6 anos, ampliando vulnerabilidades. Essa estratégia de precificação predatória, focada em volume a qualquer custo, abalou a estabilidade do ACL, freando migrações – queda de 52% em fevereiro de 2026. O que se vendia como barganha virou armadilha para consumidores e caos para o mercado.

POR QUE AS ALTAS SERÃO CONTÍNUAS?

O GSF persistirá abaixo de 0,90 até 2027, com hidrologia adversa e descompasso regulatório: consumidores obrigados a 100% de contratação, geradores flexíveis. A expansão do ACL para baixa tensão em 2027-2028 injeta demanda sem oferta proporcional. Sem recalibração dos despachos – que subestimam eólica e solar –, a volatilidade reinará.

A lição é clara: hedge via forwards BBCE, autoprodução no Nordeste e cláusulas de risco são essenciais. O setor amadurece, mas o preço da miopia é alto.

FONTES:

• Fitch Ratings, “Raises Brazil Electricity Price Assumptions; Lowers GSF”, 25/03/2026.

• Abraceel, “Preço da energia no mercado livre dispara em dois anos”, 02/04/2026.

• CCEE, Previsões de Carga PLAN 2026-2030 e InfoPLD Diário (mar/2026).

• ANEEL, Boletim InfoTarifas (2026)

Em condições normais, maior afluência reduz o custo da energia. Em 2026, o inverso tende a prevalecer. O fim do período úmido, com reservatórios abaixo da média e reposição heterogênea, pressiona o sistema a recorrer a fontes térmicas mais caras. Esse movimento deveria se refletir de forma direta no PLD. Mas não é exatamente o que ocorre.

FORMAÇÃO DO PLD — UM MODELO COERENTE EM UM SISTEMA IMPERFEITO

O PLD é calculado a partir do Custo Marginal de Operação (CMO), utilizando modelos como NEWAVE, DECOMP e DESSEM, que simulam o despacho ótimo do sistema com base em hidrologia, demanda e custos variáveis.

A lógica é clara: o preço reflete o custo da última usina necessária para atender à carga. No entanto, essa lógica pressupõe uma aderência entre modelo e operação que, na prática, não se verifica plenamente.

Restrições elétricas, necessidade de serviços ancilares e limitações de modelagem fazem com que o despacho real frequentemente se afaste da ordem de mérito econômico. Em 2026, esse descolamento torna-se mais evidente: enquanto o PLD semanal no Sudeste/Centro-Oeste operou em torno de R$ 375/MWh (2ª e 3ª semanas de março), o custo marginal efetivo da operação apresentou volatilidade extrema entre submercados, com o Nordeste saltando de R$ 152,71/MWh para R$ 265,98/MWh em apenas uma semana (aumento de 74%).

Essa diferença não é eliminada — ela é redistribuída por meio de encargos sistêmicos, reduzindo a transparência do sinal econômico e dificultando a correta precificação do risco pelos agentes do mercado.

CLIMA, OPERAÇÃO E CURTO PRAZO — A PRESSÃO QUE NÃO APARECE INTEGRALMENTE NO PREÇO

O cenário climático intensifica esse fenômeno. A redução das afluências após março limita a geração hidráulica e eleva a dependência térmica, pressionando o custo real do sistema. Ao mesmo tempo, eventos como curtailment de renováveis — já observados em estudos operacionais recentes — revelam uma operação que prioriza segurança elétrica, mesmo ao custo de maior ineficiência econômica.

Esse conjunto de fatores produz um efeito crítico: o PLD passa a reagir com defasagem ou de forma incompleta à realidade operativa. O preço sinaliza moderação em alguns momentos, enquanto o sistema já opera sob custo elevado.

As projeções para 2026 indicam médias de PLD superiores às de anos recentes, com tendência de ultrapassar a faixa de R$ 300/MWh ao longo do período seco, refletindo a pressão hidrológica e o maior acionamento térmico

LRCAP 2026 — O PAPEL DAS TÉRMICAS

Essa tendência não é apenas conjuntural. O primeiro Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) de 2026 contratou 18.977 MW com predominância de termelétricas a gás natural e carvão mineral, evidenciando que a segurança do sistema está ancorada em fontes de maior custo variável.

Esse reposicionamento da matriz eleva o custo marginal estrutural e reduz a probabilidade de preços persistentemente baixos no médio prazo. O PLD tende a refletir um novo patamar de equilíbrio, substancialmente mais elevado.

Para consumidores do ACL, isso significa que contratos de longo prazo devem ser precificados considerando esse novo patamar de custos, não cenários otimistas de abundância hídrica.

IMPACTOS PARA O CONSUMIDOR LIVRE

Para o consumidor do Ambiente de Contratação Livre, o efeito é imediato. O PLD deixa de ser um indicador plenamente confiável do custo da energia, comprometendo a eficácia de contratos indexados e estratégias de hedge.

A exposição a encargos cresce, e mesmo estruturas de autoprodução — especialmente no Nordeste — passam a sofrer com custos indiretos associados ao uso do sistema e ao despacho térmico.

Nesse ambiente, a expectativa de redução estrutural do preço do MWh revela-se tecnicamente insustentável. Trata-se, em certa medida, de uma visão deísta, que pressupõe um equilíbrio natural do mercado, dissociado das evidências concretas: restrição hídrica, maior dependência térmica e limitações no modelo de formação de preço.

Esperar por preços mais baixos é uma estratégia que expõe seu negócio a risco crescente. O custo real da energia já está refletido na operação — o PLD publicado apenas não o captura integralmente.

CONCLUSÃO

O que 2026 explicita é a convergência entre clima adverso, operação complexa e um modelo de precificação que não captura integralmente essa realidade. O resultado é um PLD que, em determinados momentos, sinaliza um custo inferior ao efetivamente incorrido pelo sistema.

Para o mercado, isso significa operar com um preço imperfeito. Para o consumidor, significa compreender que o custo da energia não está apenas no número publicado, mas na dinâmica operacional que o sustenta.

Em um sistema cada vez mais pressionado por variáveis climáticas e estruturais, o verdadeiro sinal econômico não está apenas no PLD — está na leitura integrada entre clima, operação e expansão.

Mas por trás desses números grandiosos, emerge uma pergunta incômoda — e necessária: quem, de fato, vai pagar essa conta?

A resposta já começa a aparecer. Estimativas apontam para um impacto anual próximo de R$ 40 bilhões aos consumidores, com potencial de elevar em cerca de 10% a tarifa média de energia no Brasil. Em um país onde o custo da energia já compromete a competitividade industrial, isso não é um detalhe técnico — é um problema estrutural.

O LEILÃO EM NÚMEROS: GRANDEZA, MAS COM DISTORÇÕES

Apesar de sua relevância sistêmica, o LRCap 2026 foi marcado por um problema clássico — e grave: contratação em excesso aliada à baixa competição.

Foram contratados cerca de 16,7 GW em termelétricas (gás natural e biometano) e apenas 2,3 GW em ampliações hidrelétricas, evidenciando um perfil altamente concentrado em fontes térmicas. Em um ambiente competitivo, volumes dessa magnitude tenderiam a gerar eficiência e redução de preços. Aqui, ocorreu o oposto: deságios baixos e preços próximos ao teto regulatório.

No produto com entrega em 2027, por exemplo, foram contratados 1.704 MW com deságio médio de apenas 0,01%, praticamente no teto, na casa de R$ 2,249 milhões por MW/ano. Participaram desse bloco usinas como Termomacaé e Três Lagoas (Petrobras), Porto do Pecém I e a UTE Celpav IV (Suzano).

Para 2028, o leilão contratou 7.394 MW, com investimentos estimados em R$ 26,7 bilhões e deságio médio de 6,17%. Já para 2029, foram 2.803 MW, com deságio de 2,67% e cerca de R$ 14,1 bilhões em investimentos.

O portfólio final reforça a direção do certame: forte presença térmica, com projetos como Monte Fuji, Nova Era, ampliações do complexo da Eneva Porto de Sergipe, a usina de Uruguaiana (Âmbar) e ativos da KPS.

CONTRATAÇÃO EXCESSIVA E COMPETIÇÃO QUASE INEXISTENTE

O ponto mais sensível do leilão não está apenas nos números absolutos, mas na sua calibragem. Mesmo reconhecendo a importância do LRCap para a confiabilidade do sistema, entidades como a Abrace foram enfáticas: o volume contratado foi superior ao necessário para o momento, algo evidenciado pela baixíssima competição observada no processo.

Esse desequilíbrio gera um efeito direto e conhecido: quanto maior o volume contratado sem pressão competitiva, maior o encargo repassado ao consumidor. E, neste caso, esse repasse tende a ser estrutural, com efeitos inflacionários e perda de competitividade para a indústria brasileira.

E aqui está o ponto central: não se trata de ser contra o leilão — mas de questionar sua calibragem.

CUSTO DUPLO E PRESSÃO TARIFÁRIA

O problema do LRCap 2026 não se limita à contratação em si — ele se agrava pelo modelo de remuneração. Além da receita fixa anual paga pela disponibilidade da capacidade, os consumidores também terão que arcar com os custos variáveis de operação, especialmente combustíveis, sempre que as usinas forem despachadas. Ou seja, o leilão não apenas contratou caro — ele também criou uma segunda camada de custo futura, incerta e potencialmente elevada.

Esse desenho ajuda a explicar por que o impacto estimado chega a R$ 40 bilhões por ano, pressionando significativamente a tarifa de energia no país.

A EXPLOSÃO DO ERCAP

Se o leilão por si só já preocupa, seus efeitos sobre o Encargo de Reserva de Capacidade (ERCAP) são ainda mais relevantes. Com a Lei 15.269/2025, o ERCAP deixou de ser pontual e passou a ser permanente, distribuído entre todos os usuários do SIN — consumidores cativos, livres e até autoprodutores.

Dentro desse contexto, há um ponto técnico que agrava o problema: os contratos CCEAR. Eles foram estruturados com base em um fator de capacidade histórico de 65%, típico das hidrelétricas. Na prática, isso “amarra” energia e potência como se fossem equivalentes. Mas, com a entrada de solar (~23%) e eólica (~45%), essa relação não se sustenta. Essas fontes vendem 1 MW médio, mas não entregam a mesma potência nos momentos críticos, abrindo um déficit na ponta.

Esse “buraco” precisa ser coberto — e é justamente aí que o ERCAP cresce. Ou seja, parte relevante desse encargo não vem só do leilão em si, mas também dessa distorção estrutural dos contratos. O resultado é um encargo altamente sensível (“elástico”) às decisões de contratação.

O que era algo entre R$ 1 bilhão e R$ 2 bilhões por ano, em 2021, pode saltar para cerca de R$ 40 bilhões anuais após o LRCap 2026, com projeções acumuladas próximas de R$ 150 bilhões até 2030. Não é um aumento marginal — é uma mudança estrutural no custo da energia no Brasil, que impacta diretamente o ACL e pressiona margens, especialmente em modelos locados.

EFEITOS DIRETOS NO MERCADO LIVRE E NA AUTOPRODUÇÃO

Os impactos do LRCap — e da forma como foi estruturado — não se distribuem de maneira neutra no setor elétrico. No Ambiente de Contratação Livre (ACL), eles tendem a ser mais complexos, menos transparentes e potencialmente mais distorcivos do que no mercado cativo.

O primeiro efeito é direto: a elevação estrutural de encargos pressiona o custo total de energia, independentemente do preço negociado nos contratos bilaterais. Isso significa que, mesmo em cenários de PLD baixo ou contratos bem estruturados, o consumidor livre passa a carregar um custo adicional que não consegue gerenciar via estratégia comercial. Na prática, parte relevante do custo deixa de ser “hedgeável”.

Mas o impacto não para aí. Há também um efeito mais sofisticado — e mais relevante no médio prazo — sobre a formação de preços no próprio ACL. A forte contratação de térmicas no LRCap sinaliza uma matriz com maior participação de geração de maior custo marginal em momentos críticos. Esse sinal tende a ser incorporado pelos agentes na precificação de contratos futuros, elevando prêmios de risco, alongando curvas e reduzindo a atratividade de contratos de longo prazo mais agressivos.

Já os autoprodutores, que historicamente buscaram previsibilidade e redução de custos, passam a enfrentar um cenário paradoxal: mesmo investindo em geração própria, continuam expostos a encargos crescentes. Em alguns casos, especialmente em estruturas no Nordeste, isso pode corroer completamente a lógica econômica dos projetos.

Resumindo, aumentar oferta, principalmente, com térmica não barateia energia — apenas garante que, quando faltar energia barata, haverá energia cara disponível.

CONCLUSÃO

O LRCap é um instrumento essencial para garantir a segurança do sistema elétrico. No entanto, sua execução em 2026 levanta sérias preocupações. Ao combinar contratação elevada, baixa competição e custos estruturais crescentes, o leilão se distancia do princípio da modicidade tarifária e impõe um ônus relevante à sociedade.

Se não houver correções, o risco é claro: transformar a segurança energética em um custo excessivo e permanente — pago por consumidores e pela competitividade do país.

Fonte:

• CCEE

• ANEEL

• ABRACE

• CANAL SOLAR

O QUE ESTÁ POR TRÁS DISSO: PRECIFICAÇÃO “AGRESSIVA” E PLD COMO MULETA

Na prática, parte do mercado cresceu vendendo energia abaixo de um patamar economicamente sustentável, com o objetivo de capturar carteira e ganhar escala. A aposta recorrente era conhecida: PLD baixo por mais tempo, muitas vezes tratado como se fosse um “piso informal” do sistema — um PLD, digamos, artificial do ponto de vista de sinalização de risco.

Quando esse mundo muda (e muda), o modelo que depende de preço “milagroso” perde sustentação. O fornecedor começa a sentir a pressão: necessidade de recompras para honrar posições, aumento de exigências de garantias, deterioração de crédito e, em casos mais severos, estresse de liquidez. Do lado do consumidor, o que era vendido como economia vira uma conta que não fecha — ou, pior, um contrato que passa a ser testado em seu limite.

LEI 15.269/2025: POR QUE O FUTURO TENDE A SER MAIS PESADO

O pano de fundo de 2026 é um conjunto de pressões simultâneas. Do lado regulatório e estrutural, a Lei 15.269/2025 passou a ser tratada por muitos agentes como um marco de recalibração de subsídios e descontos, com repercussões sobre o “desconto no fio” (TUSD/TUST) e suas condições para novos movimentos e volumes. Em termos práticos, a leitura predominante é que a janela de incentivo para novos entrantes se estreita e o mercado tende a precificar essa mudança.

Somado ao comportamento de preços, o efeito na ponta é previsível: menor benefício na estrutura de acesso para certas teses de migração, energia mais cara no ACL e uma inflação energética pressionando custos acima do IPCA. E, quando aparecem ofertas de energia incentivada para 2026 em patamares significativamente superiores a R$ 400/MWh, o racional de parte do Grupo A muda completamente.

Aqui faço questão de um esclarecimento técnico, porque esse debate costuma sair do trilho: não estou afirmando que o desconto da incentivada seja “maravilhoso”, tampouco estou defendendo qualquer narrativa simplista sobre CDE. Não é isso. O ponto é mais objetivo: tudo precisa ser devidamente pago, da geração à venda. CAPEX e OPEX, custo de capital, risco de performance, garantias, lastro, exposição e estrutura de comercialização. A conta sempre reaparece em algum lugar — e, quando um componente deixa de se sustentar, o mercado ajusta preço, condição, risco ou exigência.

É por isso que, diante desse quadro, me parece coerente que determinados consumidores (por exemplo, um A4 Verde, a depender do desenho) passem a considerar a autoprodução com mais seriedade. Não como promessa de milagre — porque gerar é caro e continuará sendo —, mas como estratégia de reorganização de previsibilidade e redução de dependência de estruturas que estão perdendo incentivo.

O OUTRO LADO DA MESMA MOEDA: PREÇO ALTO ENDURECE CONTRATO

Quando o mercado encarece, ele não muda apenas a planilha; ele muda o comportamento. Nas últimas semanas, vimos agentes sendo formalmente notificados por inadimplências contratuais em contratos de compra de energia. E é crucial frisar: muitas notificações não se limitam ao “não pagou”. Elas alcançam aquilo que, em tempos mais folgados, era tratado como rotina administrativa: assinatura, garantias financeiras, condições precedentes, prazos e marcos formais.

Em ambiente de preço alto, o incentivo do vendedor é claro: aumenta a aversão a risco e, dependendo da exposição, ele pode estar sujeito a recompras para cumprir obrigação ou economicamente motivado a buscar reprecificação. O resultado prático é que compliance contratual deixa de ser burocracia e vira gestão de risco. O contrato, quando o mercado aperta, deixa de ser coadjuvante e passa a ser protagonista.

2026 DEVE SEPARAR “PREÇO” DE “ESTRUTURA”

O recado que eu deixo é direto: 2026 tende a separar quem está no Mercado Livre por convicção técnica de quem entrou apenas por preço. Migração, renovação, recontratação — e mesmo autoprodução — precisam ser tratadas com a seriedade de um setor em que nada é grátis e em que a precificação, cedo ou tarde, volta a obedecer aos fundamentos.

Se nos últimos anos houve espaço para exageros — energia barata demais, risco subestimado, PLD tratado como certeza —, o ciclo atual parece estar fazendo o que o setor sempre faz no fim: cobrar disciplina econômica e disciplina contratual. E, para o consumidor, isso significa trocar a pergunta “qual é o menor R$/MWh?” por uma pergunta mais adulta: “qual estrutura de suprimento eu consigo sustentar, com risco mensurável, garantias compatíveis e capacidade real de entrega?”.

Na minha vivência diária com o setor elétrico, observo um cenário que se repete com frequência: empresas que decidem migrar para o Mercado Livre de Energia focando quase exclusivamente no preço do MWh. É perfeitamente natural e compreensível a busca por redução de custos em um país com uma carga tributária tão alta, mas basear uma decisão tão estratégica apenas em uma cifra isolada pode esconder armadilhas perigosas.

Devido à complexidade do setor elétrico, é natural que a atenção se volte para o valor do MWh, que aparenta ser o principal indicador de economia. O que muitos clientes não sabem — muitas vezes por falta de uma consultoria transparente e educativa por parte de seus fornecedores — é que a maior parte do custo real de uma conta de energia reside nos impostos e encargos. Ao focar apenas no preço do MWh, a gestão estratégica da fatura acaba ficando em segundo plano. O resultado, infelizmente, costuma ser devastador: custos inesperados e passivos surgem a reboque, anulando qualquer economia inicial e prejudicando o planejamento financeiro de quem apenas buscava otimizar seus recursos.

A PROTEÇÃO DA CCEE E O PERIGO DO DESLIGAMENTO

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) possui diretrizes muito claras para proteger os consumidores caso a sua comercializadora seja desligada. Essa é uma situação que, embora rara, acontece quando a empresa fornecedora não cumpre com suas obrigações regulatórias ou financeiras.

A grande lição aqui é: antes de assinar com um fornecedor, é preciso ir além da planilha de preços. É fundamental verificar a habilitação da empresa junto à CCEE, sua situação regulatória e reputação, além da saúde financeira e indicadores de risco (como os Boletins de Segurança do Mercado). Optar pela proposta mais barata pode até trazer um alívio imediato no fluxo de caixa, mas a falta de garantias robustas expõe o negócio a riscos operacionais gravíssimos. Ficar sem energia, no fim das contas, sai muito mais caro.

CASOS REAIS: A DOR DE CABEÇA QUE NÃO VEM NA CONTA

Para ilustrar, compartilho dois casos recentes que mostram o tamanho do abismo:

O primeiro envolveu uma empresa com operação ininterrupta, funcionando 24 horas por dia. Motivada pela oportunidade legítima de reduzir custos, a gestão decidiu ingressar no Mercado Livre. No segundo semestre de 2024, a comercializadora contratada entrou em recuperação judicial e vendeu sua carteira de clientes para outra companhia, sem qualquer aviso prévio ou pedido de autorização. Sem informações precisas e com o fornecimento ameaçado, os gestores viveram momentos de extremo estresse. A operação principal do negócio ficou em risco, evidenciando que a falta de transparência do fornecedor pode ameaçar a própria continuidade da empresa cliente.

O segundo caso prova que nem mesmo o “tempo de mercado” é garantia absoluta. Uma empresa considerada experiente ofertou um contrato prometendo 100% de energia incentivada por um preço muito abaixo da média praticada. O cliente, atraído pela excelente oportunidade, confiou na palavra do parceiro comercial. O problema? A comercializadora só possuía lastro de energia 50% incentivada. Um ano depois, a concessionária local iniciou a cobrança retroativa da diferença do benefício (desconto na TUSD) que o cliente havia recebido indevidamente. O cliente ficou com o prejuízo consolidado, sem ter a quem recorrer, pagando o preço pela irresponsabilidade de quem vendeu o que não tinha.

NÃO EXISTE MILAGRE: A REALIDADE DO SETOR ELÉTRICO

Esses não são casos isolados. Vimos muitas comercializadoras ingressarem de forma agressiva no segmento, seduzidas por ganhos rápidos, mas que não resistiram à dinâmica complexa do setor. A falta de capacidade para entregar a energia prometida levou várias à falência, gerando instabilidade no mercado.

Os números não mentem. Dados da Abraceel de janeiro de 2026 mostram que mais de 82 mil empresas já fizeram a portabilidade para o Mercado Livre, com um crescimento de 50% apenas nos últimos 12 meses. Em contrapartida, o Brasil bateu recorde de inadimplência: segundo a Serasa, são 8,7 milhões de CNPJs no vermelho, e quase 1 milhão de empresas fecharam as portas logo nos primeiros meses de 2025. Muitas comercializadoras, infelizmente, estão engrossando as estatísticas de recuperação judicial.

É preciso ter em mente uma regra básica: produzir energia é caro. Os juros são altos, os encargos são pesados e as usinas são, em sua esmagadora maioria, financiadas por crédito bancário cada vez mais restrito. Não existe milagre. Comercializadoras realmente sólidas não costumam vender energia em escala desenfreada (muitas limitam-se a 1 MW médio) e, definitivamente, não sustentam “preços milagrosos”. Preços muito abaixo da média indicam modelos de negócio frágeis.

ATENÇÃO ÀS NOVAS REGRAS DE CONTRIBUIÇÃO DA CCEE

Além de escolher bem o parceiro, é importante estar atualizado sobre as mudanças regulatórias. Uma alteração recente e fundamental diz respeito aos custos de manutenção do próprio mercado.

Quando uma empresa migra para o Mercado Livre — seja atuando por conta própria ou representada por um agente varejista —, existe um custo para que a CCEE operacionalize o sistema. O Decreto nº 11.835/23 trouxe uma mudança drástica na forma como essa conta é dividida.

Segundo o § 1º-A do artigo 12 do decreto, as contribuições agora são compostas de duas formas:

1. Parcela Fixa (mínima): Destinada a cobrir os custos dos serviços mínimos da CCEE, tendo o mesmo valor para todos os agentes.

2. Parcela Variável (adicional): Destinada a cobrir os demais custos, calculada de forma proporcional ao volume de energia contabilizada nos últimos 12 meses.

Na prática, se antes o cálculo era baseado na última distribuição de votos, agora quem consome mais, paga uma parcela variável maior. É um custo operacional normal, mas que deve estar claro no seu planejamento.

COMO SE PROTEGER E GARANTIR ENERGIA SEGURA

A minha opinião é direta: o Mercado Livre de Energia é um ambiente excelente, seguro e altamente competitivo, mas exige parcerias profissionais.

Para que a sua empresa aproveite os benefícios sem dores de cabeça, desconfie de ofertas agressivas sem lastro. Exija transparência contratual e uma assessoria que explique cada detalhe da sua fatura. Uma excelente alternativa é buscar fornecedoras que unam economia e sustentabilidade, oferecendo energia com certificados de rastreabilidade (I-RECs).

No fim das contas, a energia mais cara que existe é aquela que falta. Proteger a operação da sua empresa exige parceiros que entendam que, no setor elétrico, segurança jurídica e solidez financeira valem muito mais do que um desconto ilusório.

Não se trata de um susto pontual ou de uma crise isolada. O movimento é mais profundo e estrutural. Ele combina riscos de crédito mal precificados, volatilidade crescente, menor liquidez e, sobretudo, um fator que até pouco tempo atrás era tratado quase como um “efeito colateral”: o curtailment.

QUANDO OS GRANDES JOGADORES MUDAM DE POSTURA

A reportagem da Reuters, publicada no início de fevereiro, apenas colocou luz sobre algo que quem vive o mercado já vinha sentindo na prática. Grandes grupos, como CPFL Energia e CTG Brasil, abandonaram posições especulativas clássicas — longas ou curtas — para se concentrar no óbvio: vender a própria energia.

Pode parecer conservador, mas é uma decisão racional num ambiente em que o risco deixou de ser assimétrico e passou a ser simplesmente imprevisível. Quando uma CPFL afirma que prefere eliminar os riscos do trading e focar em energia de ativos próprios, o recado é claro: não é falta de apetite, é leitura fria de cenário.

O ESTRANGULAMENTO DAS COMERCIALIZADORAS INDEPENDENTES

O movimento de retração não ficou restrito aos grandes grupos. Comercializadoras independentes — que historicamente sustentaram boa parte da liquidez do mercado livre — reduziram drasticamente suas exposições. Algumas por opção estratégica, outras por necessidade.

Capital menor, exigência crescente de garantias e um mercado bilateral sem câmara de compensação criam um ambiente hostil para operações alavancadas. A consequência natural é a redução do volume negociado e a concentração das operações em players com lastro financeiro e reputacional mais sólidos.

QUEBRAS, CALOTES E O COLAPSO DA CONFIANÇA

É impossível ignorar o impacto das quebras recentes. Gold Energia, 2W Ecobank, América Energia, Máxima e, mais recentemente, o Grupo Elétron formam uma sequência que abalou profundamente a confiança entre os agentes. Mas atribuir essas falências apenas à volatilidade recente seria simplista. Parte relevante do problema nasceu anos antes, na expansão acelerada do mercado livre.

Contratos de longo prazo com preços de MWh excessivamente baixos para ganhar escala, estruturadas com margens mínimas e alta alavancagem, essas operações pressupunham preços baixos e crédito farto por um período prolongado. Cenários e legislação mudam. Contratos passaram a gerar perdas recorrentes, atingindo diretamente geradores, comercializadoras e traders.

Quando executivos do setor admitem, sob anonimato, que “já não sabem quem tem crédito bom”, o problema não é falta de informação. É risco mal distribuído, embutido em contratos mal precificados, firmados sem garantias robustas em um mercado bilateral sem câmara de compensação central. Nesse ambiente, reputação passou a valer tanto quanto garantia financeira — e muitos ficaram pelo caminho.

MENOS LIQUIDEZ, PREÇOS MAIS ALTOS

A retração do trading tem efeito direto sobre os preços. Com menos liquidez no mercado intermediário e geradores optando por reter energia para capturar valores elevados no curto prazo, o resultado é um mercado mais caro e mais volátil.

No Sudeste/Centro-Oeste, a energia convencional já circula próxima de R$ 355/MWh, com curvas apontando valores ainda maiores. Hidrologia desfavorável e despacho térmico ajudam a explicar, mas o fator decisivo é estratégico: quem pode, segura energia.

FREIO NA EXPANSÃO ENERGÉTICA

O recuo no trading de energia não é sinal de fraqueza do setor elétrico brasileiro. É, antes de tudo, um ajuste inevitável após anos de contratos mal precificados, riscos subestimados e mudanças abruptas nas condições de mercado. Quando o risco deixa de ser inteligível, o mercado se reorganiza — como sempre fez.

Mas o ajuste não se restringe ao comportamento de traders e comercializadoras. Em 2025, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) revogou mais de 500 outorgas de usinas solares e eólicas — totalizando cerca de 22 GW de potência — muitas a pedido dos próprios empreendedores, que concluíram que os projetos não eram viáveis sob as atuais condições econômicas e técnicas do setor. Esse movimento expôs um ponto crítico: parte expressiva da expansão planejada em renováveis vinha sendo tocada sem garantia real de retorno econômico ou mesmo maturidade de conexão ao sistema elétrico.

O cancelamento em massa de outorgas mostra que o setor, em muitos momentos, cresceu mais no papel do que na prática — com apostas excessivas em projetos que não resistiram à realidade de curtailment, gargalos de transmissão e falta de mecanismos robustos de compensação e de gestão de risco.

QUEM GANHA COM O CAOS

Não há quebra generalizada entre os geradores. Pelo contrário. Hidrelétricas flexíveis, com grande volume de energia descontratada, atravessam um dos melhores momentos dos últimos anos. Empresas como a Axia Energia se beneficiam diretamente da volatilidade, capturando margens elevadas em cenários de PLD alto.

O CURTAILMENT COMO PROBLEMA ESTRUTURAL

Para a geração renovável, o cenário é bem menos confortável. O curtailment deixou de ser exceção operacional e virou risco estrutural. Cortes recorrentes de quase um quarto da geração eólica e solar destroem a previsibilidade de receita e inviabilizam projetos que, no papel, pareciam sólidos.

A onda de revogações de outorgas após o novo marco regulatório não é coincidência. É resposta direta à falta de escoamento, ao aumento do risco regulatório implícito e à simples constatação de que a conta já não fecha.

A BUSCA DOS CONSUMIDORES POR PREVISIBILIDADE

Diante de preços elevados e voláteis, grandes consumidores passaram a buscar alternativas fora do circuito tradicional do trading. A autoprodução por meio de locação de ativos surge menos como inovação e mais como estratégia defensiva.

Previsibilidade de custo, fornecimento de longo prazo e menor exposição ao mercado spot tornaram-se atributos valiosos — especialmente para indústrias com consumo contínuo e margens pressionadas.

UM AJUSTE ESTRUTURAL, NÃO UM ACIDENTE

A queda de 37% no volume de trading em 2025 não é estatística passageira. É sintoma de um ajuste estrutural em curso. Grandes grupos fecham o perímetro, comercializadoras independentes buscam nichos mais estáveis e o mercado livre entra em uma nova fase justamente quando se discute sua abertura total.

A ironia é evidente: nunca se falou tanto em liberdade de escolha, e nunca o risco esteve tão concentrado.

CONCLUSÃO

O recuo no trading de energia não é sinal de fraqueza do setor elétrico brasileiro. É, antes de tudo, um ajuste inevitável após anos de crescimento acelerado, contratos mal precificados e riscos subestimados. Quando o mercado deixa de conseguir distinguir claramente risco de oportunidade, a reação natural é reduzir exposição e rever modelos.

O aprendizado é claro: liquidez, expansão e inovação só são sustentáveis quando caminham junto com disciplina de risco. Ignorar essa equação pode até funcionar por um tempo — mas a conta, mais cedo ou mais tarde, sempre chega.

Fico alarmado com o que está rolando no mercado livre de eletricidade. O texto que li no Faria Lima Journal pinta um quadro sombrio: empresas como a América Energia rompendo contratos, ecoando o colapso da Gold e da 2W. Mas, depois de pesquisar mais, vejo que a coisa é pior. Estamos em uma bola de neve de inadimplências, recuperações judiciais e riscos que vão bater direto no bolso do consumidor. E o pior: ofertas de energia barata demais são armadilhas que podem deixar você exposto a volatilidade e prejuízos graves. Fuja como o diabo da cruz de propostas boas demais para ser verdade – elas escondem riscos que podem custar caro.

O DOMINÓ DAS QUEBRAS: DE GOLD A AMÉRICA ENERGIA, QUEM É O PRÓXIMO?

O texto destaca a revogação da autorização da Gold pela Aneel, com dívidas acima de R$1 bilhão, afetando gigantes como Auren, Cemig e CPFL. A 2W também foi para recuperação judicial. Agora, a América Energia, uma das maiores independentes, rompeu com a Comerc, culpando a “instabilidade e crise” setorial. Mas atualizando: em outubro de 2025, a América pediu proteção judicial contra credores, incluindo Comerc, Eneva e Cemig, após prejuízo de aproximadamente R$75 milhões ligado à Gold. A Justiça deu liminar suspendendo cobranças por 60 dias, evitando recuperação judicial por enquanto. Isso expõe a fragilidade do setor, com trading despencando 40% em volume negociado devido a restrições de crédito. Na minha opinião, isso é efeito em cadeia – rumores de mais duas tradings em apuros não são coincidência. O mercado livre, com aproximadamente 499-500 comercializadoras na CCEE, opera alavancado como bolsa de valores, e quando apostas em preços falham, todo mundo perde.

RISCOS INVISÍVEIS: POR QUE O TRADING ALAVANCADO É UMA BOMBA-RELÓGIO

No cerne da crise atual está o modelo de operação das comercializadoras: elas funcionam como traders alavancados, apostando na direção dos preços de energia — que oscilam fortemente conforme o regime de chuvas, a demanda industrial e até a capacidade de transmissão. Quando acertam, lucram; quando erram, o rombo é rápido e profundo. Já vimos isso em ciclos anteriores, como entre 2019 e 2020, quando a disparada de preços levou à quebra de empresas como Vega Energy e Linkx. O caso da Gold foi ainda mais grave: a Aneel classificou sua atuação como “quase uma casa de bets”, devido às apostas especulativas excessivas. A América Energia tentou se distanciar desse perfil, mas opera no mesmo ambiente de risco. Some-se a isso as distorções estruturais do setor: em 2025, desperdiçamos 20,6% da geração eólica e solar por limitações de transmissão — o chamado curtailment —, gerando prejuízos estimados em R$ 6 bilhões. Com a confirmação de um La Niña fraco, que traz chuvas irregulares especialmente no Sul e Sudeste, a oferta hídrica tende a ficar apertada. Resultado: os preços já refletem essa pressão, com contratos convencionais para 2026 negociados em torno de R$ 262/MWh e energia incentivada chegando a R$ 291/MWh. Para o consumidor final, o maior perigo é claro — se a contraparte quebra ou não entrega, você cai no mercado spot volátil e vê a conta disparar, muitas vezes em dezenas de por cento, exatamente quando mais precisa de previsibilidade.

ALERTA AO CONSUMIDOR: PREÇOS BARATOS TÊM CONSEQUÊNCIAS GRAVES – NÃO CAIA NESSA ARMADILHA

Aqui vai o recado direto: desconfie de propostas baratas demais, como energia incentivada na faixa de R$180–200/MWh para 2026. Esses preços, nas condições atuais do setor, dificilmente se sustentam ao longo do contrato e costumam indicar risco elevado de inadimplência ou quebra da contraparte — como já vimos no caso da Gold, que acabou afetando inclusive consumidores residenciais.

Os subsídios da energia incentivada cumprem, sim, um papel importante ao reduzir o custo final da energia. O problema não está no subsídio em si, mas nas ineficiências acumuladas do setor elétrico, que em 2025 somaram cerca de R$103,6 bilhões e representam aproximadamente 26% da conta de luz. Sem correções estruturais, medidas pontuais de isenção ou benefícios mal distribuídos acabam aliviando alguns e transferindo o custo para outros consumidores, em vez de reduzir o preço de forma sustentável.

Nesse cenário, empresas que buscam redução real de custos precisam olhar além do preço nominal do contrato. Modelos como a autoprodução de energia por locação de ativos, com modulação adequada, oferecem previsibilidade e mitigam o risco de exposição ao mercado de curto prazo. O histórico recente mostra que “ofertas milagrosas” frequentemente terminam em exposição ao PLD, com saltos de até 50% na conta em momentos críticos.

A recomendação é simples: priorize transparência, estrutura financeira sólida e modelos que reduzam risco no longo prazo. No mercado atual, segurança contratual vale mais do que qualquer desconto agressivo.

CENÁRIOS PARA 2026: PRESSÃO SUSTENTADA E VOLATILIDADE EXTREMA À VISTA

ropostas de energia incentivada entre R$180 e R$200/MWh para fornecimento em 2026 devem ser tratadas com extrema cautela. Em um mercado pressionado, esses valores estão muito abaixo da realidade atual, com contratos convencionais negociados entre R$260 e R$290/MWh (energia convencional e incentivada), e geralmente indicam risco elevado de inadimplência ou insolvência da comercializadora.

Os casos da Gold Energia, da 2W e da América Energia mostram o padrão: quando a contraparte falha, o consumidor fica exposto ao PLD, com aumentos que podem superar 50% em períodos críticos. Esses impactos não se limitam ao mercado livre e já geraram prejuízos indiretos e futuros até mesmo para consumidores residenciais.

O modelo de energia incentivada é legítimo e traz benefícios reais, mas opera em um setor marcado por distorções estruturais. Em 2025, ineficiências e subsídios somaram cerca de R$103,6 bilhões, o equivalente a 26% da conta de luz média, tornando ofertas agressivas difíceis de sustentar ao longo do contrato.

Para reduzir custos de forma segura, é essencial pesquisar comercializadoras financeiramente sólidas (pequenas ou grandes), contratos com modulação e, quando possível, modelos de autoprodução por locação de ativos. No cenário atual, previsibilidade e segurança contratual valem mais do que descontos aparentemente atrativos.

Fonte:

• https://flj.com.br/mercados/comercializadora-de-energia-rompe-contratos/

É matemática elementar.Considerando hidrologia, encargos regulatórios, expansão renovável e curva real de preços, o resultado é cristalino: 2026 será mais caro que 2025. Não é opinião, é fato já precificado pelo mercado.

O QUE OS NÚMEROS REAIS ESTÃO MOSTRANDO HOJE

Na última semana útil antes de dezembro de 2025, o contrato convencional para o primeiro trimestre de 2026 subiu 9,28% e fechou a R$ 262,79/MWh. A energia incentivada 50% já bateu R$ 291,77/MWh, segundo a BBCE. Isso não é ruído, é tendência. A Anace estima que os novos encargos setoriais, custo de transmissão e antecipação de usinas de reserva vão acrescentar até R$ 65/MWh ao custo final do consumidor livre. A TUSD para indústrias já foi reajustada em 18,5% em algumas regiões.

A NOAA confirma La Niña fraco com 70% de probabilidade até fevereiro de 2026, o que significa chuvas irregulares no Sul e Sudeste —exatamente onde estão 60% dos reservatórios. Some tudo isso à liquidez altíssima nos contratos de 2026 e você entende por que o mercado inteiro está correndo para travar volume agora.

CENÁRIOS REALISTAS

Esqueça o cenário de energia barata. Ele tem probabilidade próxima de zero. Após cruzar hidrologia com regulação, renováveis com demanda e preços atuais com projeções de longo prazo, chegamos aos seguintes cenários para 2026:

O CENÁRIO MAIS PROVÁVEL (65% de chance) é o de pressão sustentada. Preços médios entre R$ 260 e R$ 290/MWh no convencional e entre R$ 290 e R$ 330/MWh na incentivada 50%. Isso representa aumento real de 12% a 18% em relação a 2025.

Há um CENÁRIO DE ESTABILIDADE TENSA (25% de chance) caso tenhamos hidrologia neutra e entrada forte de renováveis. Nesse caso os preços ficariam entre R$ 220 e R$ 250/MWh no convencional, ainda assim mais caro que 2024 e 2025.

O CENÁRIO DE VOLATILIDADE EXTREMA (10% de chance) traria oscilações brutais, com momentos abaixo de R$ 200/MWh e picos acima de R$ 320/MWh. Quem depender só do mercado spot pode ver contas saltarem 50% em meses críticos.

A previsão base realista, considerando todos os cruzamentos, aponta para R$ 250/MWh médio no convencional e R$ 290/MWh na incentivada 50%, com 60% de chance de ficar acima disso se a hidrologia for apenas mediana.

O IMPACTO NO BOLSO DE UMA INDÚSTRIA MÉDIA

Para uma empresa com consumo médio de 5 a 10 MW, o cenário mais provável significa entre R$ 2,5 milhões e R$ 3,5 milhões a mais na conta de energia em 2026 comparado a 2025. No cenário de volatilidade extrema, esse valor pode chegar a R$ 4 milhões ou mais em anos ruins. É dinheiro que sai direto do lucro ou vai para o preço final do produto.

O QUE FAZER AGORA — AÇÕES CONCRETAS E REALISTAS

Contrate hoje o máximo de volume que o orçamento comportar, mesmo que o preço esteja entre R$ 255 e R$ 295/MWh. É infinitamente melhor pagar 12-15% a mais do que você sonhava do que 40-60% a mais no spot quando chegar 2026.

Dê preferência absoluta a contratos com modulação sazonal ou mensal. Essa flexibilidade permite reduzir volume nos meses caros e aumentar nos meses eventualmente mais baratos. Avalie com seriedade autoprodução solar com ou sem bateria, ou parceria em pequenas centrais hidrelétricas e usinas fotovoltaicas com equity. Para cargas acima de 4-5 MW médio, a APE irá proteger o consumidor contra desgastes futuros.

Fuja como o diabo da cruz de qualquer proposta boa demais para ser verdade. Energia incentivada 50% a R$ 180-200/MWh para 2026 com contrato longo é sinônimo de calote ou falência da trading antes da entrega.

Considere travar parte do volume em 2027 e 2028. Em vários momentos o mercado está precificando esses anos mais barato que 2026 — é oportunidade real de reduzir o custo médio da década.

SEM RODEIOS

2026 não será o ano da energia barata. Será o ano em que apenas quem tomou decisões consistentes em 2025 conseguirá conviver com um custo elevado, porém previsível. Quem aguardou por milagres enfrentará um cenário mais caro, mais volátil e possivelmente sem disponibilidade firme de contrato. A solução continua sendo a combinação de realismo e estratégia: contratar o que é possível agora, estruturar proteção via hedge e considerar seriamente a autoprodução como mecanismo de estabilidade de longo prazo.

O tempo da espera acabou. O que resta são decisões inteligentes.

A acumulação dessas atividades — distribuição, comercialização e GD — nas mãos dos mesmos agentes amplia o poder das concessionárias, que passam a alavancar sua infraestrutura, influência regulatória e acesso a dados de consumidores para consolidar posições dominantes nos novos segmentos. Esse fenômeno cria barreiras de entrada para comercializadoras independentes e restringe o potencial de competição real no setor elétrico, provocando desequilíbrios de mercado. Além de se sentir acoado com “imposições de facilidades ao migrar conosco psra o ACL”, o consumidor acaba pagando mais caro por essa “parceria vantajosa”.

Pesquisas recentes sobre geração distribuída indicam que o crescimento desordenado do segmento e a ausência de sinais tarifários adequados agravam problemas sistêmicos e perpetuam subsídios cruzados, onerando os consumidores cativos e favorecendo grandes grupos empresariais.

Investir nas empresas do setor elétrico brasileiro, especialmente nas distribuidoras que também atuam como comercializadoras e geradoras, continua sendo uma das estratégias mais rentáveis da Bolsa em 2025. A regulação garante estabilidade de fluxo de caixa, e campanhas de lobby bem articuladas permitem que essas companhias influenciem medidas provisórias e emendas legislativas para manter privilégios e expandir suas fronteiras de atuação. O desempenho das ações é impulsionado por uma combinação de previsibilidade regulatória, elevado endividamento do setor e aumento projetado das tarifas, que crescem consistentemente acima da inflação — fatores que consolidam a rentabilidade e o poder dessas empresas.

Nesse contexto, a MP 1304/2025 surge como um ponto de inflexão, trazendo emendas que buscam restabelecer o equilíbrio competitivo do setor. A Emenda nº 1, proposta pelo senador Mecias de Jesus, visa limitar a verticalização das concessionárias, impondo restrições ao duplo papel de distribuidora e comercializadora para conter abusos de poder econômico e ampliar a competição. Já a Emenda nº 36, do deputado João Carlos Bacelar, propõe suprimir o artigo que autoriza a comercialização pelas concessionárias, abrindo espaço para geradores independentes e autoprodutores. Ambas as emendas buscam reduzir a concentração de mercado, proteger o consumidor e fortalecer o desenvolvimento sustentável do setor.

A atuação ampla das concessionárias como distribuidoras, comercializadoras e geradoras oferece ganhos institucionais e econômicos inegáveis, mas acarreta sérios problemas concorrenciais e de eficiência. A adoção das Emendas nº 1 e nº 36 representa um passo essencial para conter abusos, restabelecer a isonomia entre agentes e promover um ambiente de maior transparência, inovação e competitividade. O futuro do mercado elétrico brasileiro depende de um marco regulatório que priorize o equilíbrio e a diversidade de participantes — não a consolidação de poder nas mãos de poucos grupos dominantes.

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