Por Samuel Barbosa
O próximo governo tem uma agenda extensa no setor de energia elétrica, que envolve a abertura do mercado, sucessivos leilões, o futuro das concessões hidrelétricas e os encargos setoriais. O desafio será garantir a segurança energética sem perpetuar distorções que encarecem a eletricidade.
Em novembro de 2027, consumidores comerciais e industriais de baixa tensão poderão escolher seu fornecedor de energia elétrica. Em 2028, será a vez dos demais consumidores, incluindo os residenciais. A mudança prevista na Lei nº 15.269/2025 representa um avanço importante, mas traz uma pergunta inevitável: estamos construindo um mercado efetivamente competitivo ou apenas permitindo que o consumidor escolha seu fornecedor enquanto continua pagando por decisões e obrigações acumuladas ao longo dos anos?
A liberdade de contratação não elimina o custo real do sistema. O consumidor poderá escolher quem lhe vende energia, mas continuará sujeito aos custos aplicáveis de transmissão, distribuição, encargos e tributos. A própria Lei nº 15.269/2025 estabelece que os efeitos financeiros da sobrecontratação das distribuidoras decorrentes da migração serão rateados entre os mercados livre e regulado. O Supridor de Última Instância (SUI) terá remuneração própria, com rateio de seus déficits involuntários entre os consumidores do mercado livre.
A abertura amplia a concorrência na comercialização, mas não garante, por si só, uma redução significativa da conta de luz. O desafio é assegurar que os custos necessários sejam transparentes e distribuídos de forma economicamente justa.
Essa dimensão aparece quando se analisam os compromissos que poderão decorrer dos futuros leilões, conforme a Portaria Normativa MME nº 143/2026, que prevê leilões entre 2027 e 2029, incluindo reserva de capacidade, energia nova e existente e sistemas isolados. Somam-se os leilões de transmissão e a perspectiva de contratação de baterias, hidrelétricas reversíveis e outras soluções.
O Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência (LRCAP), realizado em março de 2026, contratou aproximadamente 19 GW, com receitas previstas de R$ 515,7 bilhões ao longo dos contratos repassados aos consumidores que pagarão o ERCAP (Encargo de Potência para Reserva de Capacidade). O questionamento não está na necessidade de segurança do suprimento, mas na eficiência econômica, nos “cercadinhos” de cada produto, nos volumes, na localização, nos prazos contratuais e na demonstração transparente de que representam a melhor solução para o sistema e para o consumidor.
Até quando continuaremos criando mecanismos e produtos específicos para cada necessidade ou tecnologia, sem avaliar o custo acumulado dessas decisões para o consumidor? A existência de preços-teto e deságios nos leilões, por si só, não demonstra que o volume e a solução contratados representam a alternativa de menor custo sistêmico.
Não se trata de questionar a importância das termelétricas, da geração nuclear, das hidrelétricas, das PCHs, das baterias ou de defender a ampliação das redes. Cada solução possui atributos próprios, situações específicas e algumas das quais com importância para o desenvolvimento regional. O ponto é estabelecer o princípio de que nenhuma tecnologia ou fonte deve receber tratamento econômico privilegiado sem demonstrar seus benefícios sistêmicos, econômicos ou sociais, com métricas verificáveis.
O PDE 2036 projeta R$ 638 bilhões em investimentos no setor elétrico entre 2027 e 2036, incluindo geração centralizada, distribuída e transmissão. São investimentos indicativos, necessários à expansão e modernização do sistema, mas que exigirão decisões sobre localização, momento de implantação e viabilidade econômica. Ao mesmo tempo, o ONS identifica restrições de geração renovável em determinados períodos e necessidades crescentes de flexibilidade e controle operacional.
Essa realidade exige avaliar alternativas antes de ampliar compromissos. Projetos de modernização, repotenciação e ampliação de capacidade, assim como mecanismos de resposta da demanda, devem ser comparados com novos empreendimentos, considerando localização, desempenho, riscos, prazos de implantação e custo sistêmico total. O aproveitamento dos ativos existentes pode oferecer benefícios relevantes, por vezes com custos e prazos mais competitivos. Planejar a expansão também significa decidir o que não precisa ser construído.
Esse raciocínio aplica-se diretamente aos aproximadamente 15,4 GW de concessões hidrelétricas com vencimentos até 2032. A discussão entre relicitação e prorrogação não deveria se limitar à arrecadação imediata com outorgas ou à premissa de que a competição pelo ativo assegura, por si só, a melhor solução econômica. É necessário considerar investimentos de modernização, serviços prestados ao sistema, custo de longo prazo e os riscos de concentração de mercado.
Maximizar o valor de uma outorga hoje não significa, necessariamente, maximizar o benefício para o consumidor nas próximas décadas. Uma relicitação pode gerar competição e receitas relevantes. Uma prorrogação pode viabilizar novos investimentos em modernização, ampliação de capacidade e ganhos de segurança operacional. Ambas as alternativas precisam demonstrar suas vantagens sob critérios equivalentes, considerando os custos e benefícios para o consumidor ao longo das próximas décadas. A concentração de ativos estratégicos também merece avaliação prévia, especialmente em um mercado em que potência e flexibilidade ganham importância econômica. O risco de poder de mercado não pode ser ignorado apenas porque o preço de aquisição foi competitivo.
Nesse contexto, o próximo governo precisará assumir pelo menos três compromissos prioritários. O primeiro seria a segurança energética com eficiência econômica, demonstrando a necessidade e comparando alternativas para entregar o maior benefício ao menor custo sistêmico antes de novas contratações. O segundo seria a justiça tarifária e a responsabilidade pelos custos, com a revisão periódica de encargos e incentivos, preservação de direitos e contratos existentes e prevenção contra novos mecanismos ineficientes, lembrando que justiça tarifária não é apenas transferir despesas entre consumidores. O terceiro seria a concorrência efetiva com segurança jurídica, executando a abertura do mercado com transparência nas ofertas, regras claras de migração, distribuição adequada de custos e avaliação preventiva de riscos de concentração nas concessões e novas contratações.
Segurança energética não justifica contratações a qualquer custo. Justiça tarifária não pode significar apenas redistribuir despesas. E respeito aos contratos não pode ser confundido com a perpetuação de distorções nas decisões futuras.
O próximo governo terá a responsabilidade de conciliar compromissos em um setor complexo, com interesses distintos e investimentos que atravessam décadas. Seu desempenho deverá ser medido menos pelo volume de investimentos e leilões e mais pela segurança efetivamente, entregue, pelo funcionamento da concorrência e pelo custo final da eletricidade para famílias e empresas.
Abrir o mercado é uma decisão regulatória. Fazer a concorrência chegar à conta de luz, com segurança energética e justiça tarifária, é o verdadeiro desafio econômico.
Samuel Barbosa é executivo sênior de infraestrutura e energia com duas décadas de experiência em obras, M&A, desenvolvimento de novos negócios e gestão estratégica de portfólio no setor elétrico brasileiro. As opiniões expressas são de caráter pessoal. E-mail: samuel.sba@gmail.com / Wattsup: 41.984086607
