O avanço dos níveis de eficiência energética de equipamentos como lâmpadas é essencial para os consumidores economizarem eletricidade, reduzirem seus gastos com o insumo e, ao mesmo tempo, o país diminuir os impactos ambientais da geração de energia.

Mas é preciso cautela para que medidas nessa direção não tenham o efeito contrário. Ou seja, pressionem os gastos dos consumidores com suas instalações elétricas sem que isso se traduza em economia proporcional de energia.

Também é necessário que essas medidas não reduzam ainda mais a competitividade dos produtores brasileiros na comparação com similares importados.

Por isso, tanto no caso das instalações elétricas de consumidores de porte relativamente grande – como shopping centers, mercados e hospitais – como de fabricantes pode ser o caso de o país estudar linhas de financiamento atrativas para viabilizar os investimentos.

Os esforços e pleitos de alguns agentes para repassarem custos decorrentes de seus riscos para demais agentes e consumidores, aliados às propostas de renegociação de contratos e à delicada situação de algumas comercializadoras que se amparam em pedidos de recuperação extrajudicial e judicial para se manterem ativas, são resultado, de maneira geral, de comportamentos adversos às práticas do mercado e despertam elevada atenção para o desenvolvimento sustentável das atividades setoriais, comprometendo o equilíbrio econômico-financeiro e a expansão e manutenção dos serviços de energia elétrica, por sua vez, indispensáveis para o fomento de

atividades econômicas e sociais.

Por certo, o setor elétrico –  desenvolvido em torno do consumidor –, atravessou, nas últimas décadas, crises decorrentes de escassez hídrica, da pandemia e da volatilidade de preços, mas sempre propugnou o respeito aos contratos e às transações pautadas pelas regras e procedimentos de comercialização do mercado. Infelizmente essa estabilidade jurídica e regulatória ruiu, evidenciando a fragilidade estrutural do modelo.

Não podemos admitir que a alegação de perdas e fatos alheios às atividades de alguns agentes, mesmo que inerentes aos riscos de seus negócios e desde logo conhecidos, impliquem a imoral socialização do prejuízo para todo o setor elétrico, mas principalmente para os consumidores.

A superação dessa crise depende da adoção de mecanismos mais efetivos de equilíbrio entre a oferta e a demanda, da retomada do planejamento, da atualização dos modelos de precificação com redução de sua volatilidade, além da autorregulação e o monitoramento do mercado com poder sancionador.

Essa reestruturação se faz urgente e requer a imprescindível e ampla revisão do arcabouço legal para que se alcance a alocação racional de riscos setoriais e venha a prover custos de mercado que garantam equilíbrio e isonomia entre os consumidores e para os agentes setoriais.

Os cálculos da ANACE indicam que o leilão deve resultar num aumento dos custos pagos pelos consumidores de energia em mais de R$ 60 por MWh nos próximos anos. Esse impacto é gravíssimo, tendo em vista o patamar de custos excessivos em que os valores já se encontram hoje.

A situação é ainda mais preocupante porque esses custos deveriam ser divididos não só entre os consumidores, mas também com os geradores responsáveis pelos desequilíbrios do sistema elétrico que exigiram tal contratação.

Isso se aplica em particular para as usinas solares e eólicas que, embora sejam contratadas para fornecimento de energia e potência, limitam-se à entrega da primeira. Nesse sentido, vale lembrar que desde 2014 a ANACE tem alertado para a necessidade de que os agentes dos diversos segmentos do setor elétrico sejam responsabilizados pelos riscos que agregam ao setor.

Quanto às regras do leilão especificamente, o edital falha por não ter definido produtos diferentes para usinas novas e antigas. Com isso, na prática no leilão os consumidores foram obrigados, à sua revelia, a pagar pela compra de um carro novo com a possibilidade de receberem um carro velho.

A Associação também considera absurda a contratação de térmicas a carvão mineral no certame. Essas usinas, por suas características operativas, têm uma resposta lenta às necessidades de acréscimo de geração nos momentos de necessidade, sendo opções totalmente ineficientes para o atendimento da demanda de flexibilidade vivida hoje na operação do sistema. Além disso, as unidades têm custo elevado, alto impacto ambiental e baixa eficiência energética.

A entidade reconhece que a sinalização horária para os custos da energia proporcionada pela implementação da Tarifa Branca é coerente com a modernização do setor elétrico e pode contribuir com a mitigação dos efeitos operativos da expansão da geração solar, especialmente nos horários de ponta e nas variabilidades de carga no fim do dia.

Mas a ANACE alerta que a aplicação compulsória da Tarifa Branca, na velocidade proposta, atingindo os consumidores de baixa tensão que consomem acima de 1000 kWh por mês, pode gerar aumento de custos, baixa efetividade sistêmica e forte contestação por parte dos consumidores.

“A modernização tarifária só será legítima se vier acompanhada de modicidade tarifária, transparência, transição adequada e evidências concretas de benefício sistêmico. Para tanto, é preciso aumentar a transparência e reduzir riscos do processo”, avalia o diretor-presidente da ANACE, Carlos Faria.

Para tanto, a principal recomendação da Associação apresentada para a  Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) no âmbito da Consulta Pública 046/2025, que avalia o  tema, é a promoção de um “período-sombra” para conhecer melhor o perfil intradiário de consumo dos segmentos residencial, comercial, serviços e pequenas indústrias, antes da efetiva entrada em vigor das novas regras da modalidade tarifária.

Na visão da ANACE, o estabelecimento de um período transitório de 24 ciclos de faturamento em operação sombra é imprescindível para a realização de estudos, campanhas de medição, projetos-piloto e sandboxes tarifários, e conscientização dos consumidores que, durante esse período, receberiam suas faturas de energia com detalhamento dos gastos em kWh por posto horário, participação percentual, valor por faixa e comparação direta entre a tarifa convencional e a nova modalidade.

A ANACE também propõe que, em um primeiro momento, a adesão à Tarifa Branca permaneça estritamente opcional por 18 meses e seja acompanhada de uma campanha obrigatória de educação e esclarecimento ao consumidor, com linguagem simples, comunicação multicanal e faturas comparativas.

Para a regulação, a ANACE também propõe ajustes relevantes para aumentar a transparência e reduzir riscos; entre estes, destaca-se o enquadramento compulsório na modalidade considerando a energia efetivamente importada da rede, inclusive nos casos de compensação de micro e minigeração distribuída (MMGD).

Por fim, a Associação propõe regras específicas para novas unidades consumidoras, com pelo menos 12 meses de estabilização antes de qualquer compulsoriedade, mediante a previsão de salvaguardas contra aumentos abruptos de custos e prazo adicional de adaptação para consumidores cuja despesa suba mais de 10% a 15%, permitindo mecanismos formais de contestação e revisão de enquadramento, com a possibilidade de aplicação da tarifa convencional quando houver mudança estrutural e permanente no perfil de consumo.

Confira aqui a contribuição sobre o tema apresentada pela ANACE à Aneel.

Essa condição se deve ao fato de que o Brasil não passa por um problema de falta de energia, mas efetivamente enfrenta um problema de qualidade temporal e operacional da oferta diante da curva de consumo.

Nos últimos anos, boa parte dos empreendimentos de geração de energia no país foi estruturada em contratos baseados, direta ou indiretamente, na lógica da garantia física: um volume de energia associado à expectativa de entrega e à previsibilidade de receita para o investidor.

Esse modelo foi importante para viabilizar financeiramente a expansão do setor, mas não resolve o fato de que a energia deve estar disponível quando o sistema efetivamente precisa dela. Afinal, as fontes renováveis intermitentes proporcionam elevados excedentes de geração em determinados horários de maneira descasada com a curva de consumo, cuja necessidade de atendimento é superior em janelas específicas. O principal exemplo disso é o que se verifica no final do dia, quando as usinas solares deixam de operar e o consumo aumenta.

O fato é que o país tem energia de sobra, mas convive com a crescente dificuldade para compatibilizar a produção com a curva real de carga. Quando a contratação e a remuneração não incorporam, de forma mais clara, sinais locacionais, temporais e de flexibilidade, o resultado é um sistema com sobra de energia em certos períodos e escassez operacional relativa em outros.

Nesse contexto, o curtailment deixa de ser apenas um problema conjuntural e passa a refletir uma limitação estrutural do modelo de expansão e contratação. A sinalização econômica ainda remunera, em grande medida, a existência de um volume contratado, mas não necessariamente a capacidade de modular, deslocar ou disponibilizar energia com aderência às imprescindibilidades operativas do sistema. Isso cria um descompasso entre a lógica contratual do investidor e a lógica física da operação elétrica. Enfrentar o curtailment exige reconhecer essa mudança e ajustar os sinais de mercado, planejamento e regulação a essa nova realidade.

Neste contexto, a ANACE entende ser indispensável aprofundar o debate sobre a metodologia de apropriação de custos e rateio; a efetividade, o enfoque e a governança dos subsídios custeados pela CDE; e os mecanismos de controle e auditoria das despesas financiadas pelo encargo.

Essas premissas serviram de base para a contribuição da Associação na consulta pública promovida pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) sobre o orçamento e as quotas anuais do encargo neste ano.

Com foco na modicidade tarifária, isonomia e governança, as recomendações defendem que a decisão regulatória esteja apoiada não apenas na consolidação contábil das rubricas, mas também em evidências verificáveis sobre drivers de custo, critérios de elegibilidade, controles, trilhas de auditoria e resultados esperados.

Confira aqui a contribuição completa.

Dados da própria usina mostram que, enquanto o Brasil respondeu por 78,5% do Custo Unitário dos Serviços de Eletricidade (Cuse), recebeu apenas 64,44% da energia produzida. O resultado foi um preço médio de US$ 47,35 por MWh para os brasileiros, contra US$ 23,17 por MWh pagos pelos paraguaios. 

A distorção, segundo especialistas, é consequência das negociações tarifárias conduzidas desde 2022 pela diretoria e pelo conselho da companhia, que optaram por negociar a tarifa da usina para os anos de 2022, 2023 e 2024 em vez de aplicar o critério de custo previsto no Tratado de Itaipu e em seu Anexo C (que estabelece as bases financeiras da usina).  

O diretor-presidente da Associação Nacional dos Consumidores de Energia (Anace), Carlos Faria, também vê como muito grave o fato de recursos do orçamento de Itaipu continuarem sendo destinados a outros propósitos que não têm nada a ver com as suas atividades. 

“Preocupa muito que essa situação se soma ao fato de que o financiamento para a construção da usina já foi amortizado. Não faz sentido, portanto, que os brasileiros continuem pagando o mesmo valor pela energia.” 

Confira a íntegra da reportagem aqui.

Essas vantagens não podem, no entanto, se dar às custas dos consumidores que não dispõem dos sistemas, como acontece hoje no caso dos sistemas de micro e minigeração distribuída (MMGD) no Brasil.  

É sob essa ótica que precisam ser analisados os resultados de estudo divulgado pela Associação Brasileira de Geração Distribuída (ABGD) na semana passada sobre os efeitos dos sistemas na economia e no setor elétrico brasileiros.  

O impacto macroeconômico indicado no estudo é questionável. Os principais componentes dos sistemas fotovoltaicos são importados da China e apenas montados no Brasil, com elevado grau de envio de divisas para o exterior e baixa geração de empregos de qualidade no país.  

Além disso, a parcela de resultados que permanece no Brasil acentua a má distribuição de renda no país. O estudo Proposta de aprimoramento do marco legal e regulatório da micro e minigeração distribuída: segurança jurídica, respeito aos prossumidores, tratamento isonômico e equidade social, desenvolvido pelo consultor e pesquisador Marcos Delgado, revela que a rentabilidade da MMGD atingiu níveis muito acima de outros setores de infraestrutura, com taxas internas de retorno que podem ultrapassar 50% ao ano. Essa atratividade decorre da combinação entre a queda dos preços dos módulos fotovoltaicos e a manutenção de subsídios previstos na Lei 14.300/22.  

Na prática, isso significa que, por melhores que sejam os resultados econômicos do segmento, acentuam a desigualdade socioeconômica no país. Nesse sentido, vale lembrar que os incentivos que garantem tais rentabilidades têm sido financiados pelos demais consumidores, que arcam com tarifas mais altas. Em julho de 2025, por exemplo, cada unidade beneficiada pela MMGD recebeu, em média, R$ 210 mensais em subsídios, valor quase sete vezes maior do que o repassado aos consumidores de baixa renda (R$ 31/mês), como mostra o mesmo estudo.  

Preocupações no mesmo sentido foram identificadas em estudo realizado pela Controladoria Geral da União (CGU) que avaliou a relação entre a evolução da potência instalada da categoria e o comportamento das tarifas no mercado regulado, por meio de uma regressão linear múltipla com base em um modelo econométrico.  

Os resultados apontaram uma relação positiva entre o aumento da tarifa de energia elétrica e o crescimento da potência instalada de MMGD, no período de 2012 a 2024, considerando-se dados de 24 distribuidoras de energia, como detalha reportagem de Camila Maia, da MegaWhat. Mantendo as variáveis constantes, 1% de aumento da potência instalada média de MMGD leva a um acréscimo de 0,014% na tarifa de energia.  

Já quanto aos benefícios técnicos tradicionalmente atribuídos à MMGD — como a redução de perdas elétricas e de investimentos em transmissão —, as análises estatísticas incluídas no estudo do consultor Delgado indicam que os benefícios foram circunstanciais e não se sustentaram com a massificação da modalidade.  

Por outro lado, os efeitos negativos se intensificaram: a sobreoferta de geração distribuída contribuiu diretamente para o aumento dos cortes de geração (curtailment) determinados pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), penalizando usinas centralizadas e os consumidores que terão de arcar com tais custos.  

Por fim, quanto aos impactos ambientais da MMGD, é preciso ter muita cautela com conclusões precipitadas. Isso porque, com uma renovabilidade da ordem de 90%, a matriz elétrica brasileira está entre as mais limpas do mundo e, considerando os cortes de geração estimulados principalmente pelo crescimento excessivo MMGD, na prática a substituição que parece estar acontecendo é de energia renovável por renovável, com efeitos mínimos ou inexistentes em termos de redução de emissões de carbono.