O problema não é novo, apenas ficou maior

Por Flavia Silveira

O ano de 2026 será no mínimo animado para o setor elétrico brasileiro: teremos leilões de reserva de capacidade e a perspectiva da inclusão sistemas de armazenamento, inicio da regra de temporada de acesso ao sistema de transmissão, avanço na abertura do mercado livre, encargos pressionando as tarifas, busca por tratamento adequado para o curtailment e o início de uma transição para um modelo híbrido de formação de preços.

Esse conjunto de movimentos reflete a crescente complexidade que é administrar uma rede cada vez mais descentralizada, que exige níveis mais elevados de flexibilidade, confiabilidade e segurança.

Os desafios, no entanto, não são novos. Eles vêm se intensificando ao longo do tempo, na medida em que não foram plenamente enfrentados. Entre 2018 e 2021, escrevi artigos e desenvolvi uma dissertação de mestrado abordando parte desses temas. Revisitar esses conteúdos hoje é constatar que os fundamentos continuam os mesmos, mas o grau de urgência aumentou.

O primeiro artigo, que publiquei em 2018, tratou da necessidade de redefinição da estrutura tarifária para consumidores de baixa tensão, argumentando que o Brasil precisaria evoluir para um modelo capaz de enviar sinais econômicos adequados ao consumidor e de incentivar o uso racional dos recursos do sistema elétrico.

Naquele momento, o estudo concluiu que a migração para a Tarifa Branca, conforme estabelecida em 2012, não geraria benefícios sistêmicos imediatos. Como a Tarifa Branca é de adesão opcional, apenas os consumidores potencialmente beneficiados tenderiam a migrar, obtendo ganhos financeiros sem qualquer alteração no seu comportamento de consumo e gerando impacto financeiro negativo para as distribuidoras em diferentes magnitudes, ampliando o desequilíbrio econômico entre elas.

Considerando que o principal objetivo de uma tarifa horária é gerar benefícios sistêmicos, maior segurança e confiabilidade operacional, além do adiamento de investimentos em expansão, uma estrutura tarifária em duas partes (energia e demanda) poderia se mostrar mais eficaz para enviar sinais econômicos consistentes ao consumidor de baixa tensão.

A Tarifa Branca, ao refletir apenas o consumo de energia, desconsidera o componente de demanda, que é determinante para o custo do sistema, mas ainda assim poderá induzir o consumidor a ajustar seu consumo, colaborando com a estabilidade do sistema

A Consulta Pública nº 46, que discute a aplicação automática da Tarifa Branca para os consumidores de baixa tensão com consumo mensal igual ou superior a 1 MW, está aberta até a próxima segunda-feira dia 09/mar/26.

A CP 46/25 ocupa posição central na agenda de modernização do setor elétrico ao buscar aprimorar os sinais de preço para consumidores de baixa tensão, aproximando-os da dinâmica operacional real do sistema. Ao refletirem melhor os custos associados aos diferentes períodos de consumo, esses sinais ampliam a capacidade de resposta da demanda, permitindo que consumidores ajustem seu consumo para horários de menor preço, movimento que tende a gerar benefícios tanto individuais quanto sistêmicos.

Vale lembrar que a Tarifa Branca foi concebida em 2012, em um contexto no qual o desafio era reduzir o pico noturno e aliviar a ponta. Hoje, o sistema vive outro tipo de desequilíbrio: sobreoferta ao longo do dia e concentração de carga no entardecer, impulsionadas pela expansão solar distribuída e centralizada.

Em 2019, demonstrei em minha dissertação de mestrado que a modalidade tarifária vigente para consumidores de baixa tensão no Brasil, integralmente volumétrica, produz distorções relevantes. Isso ocorre porque consumidores com maior consumo no período de pico acabam sendo, indiretamente, subsidiados por aqueles cujo consumo é mais reduzido justamente nos momentos de maior carregamento do sistema.

O estudo também analisou os efeitos da implantação de geração fotovoltaica distribuída na amostra de residências considerada. Os resultados evidenciaram que a demanda de pico foi pouco alterada pela autoprodução, enquanto a curva de carga percebida pela distribuidora, agora influenciada pelos chamados prossumidores, tornou-se significativamente distinta da configuração anterior.

Esse efeito combinado, tarifas integralmente volumétricas associadas a um sistema de compensação via net metering, resulta em redução expressiva do faturamento das distribuidoras, podendo levar a um desequilíbrio econômico-financeiro indesejável para o setor como um todo.

Tarifas devem sinalizar, de forma adequada, os custos que cada perfil de consumidor impõe à rede de distribuição. Somente assim é possível estimular, de maneira justa e eficiente, o melhor uso da infraestrutura existente e a inserção mais competitiva de novas tecnologias, como a geração solar fotovoltaica.

Quando a dissertação foi concluída, em 2018, o Brasil contabilizava aproximadamente 665 MW de geração distribuída instalada, cerca de 56 mil sistemas e 100 mil unidades consumidoras recebendo créditos. Ao final de 2025, esse cenário havia se transformado de maneira exponencial: 45 GW instalados, aproximadamente 4 milhões de sistemas conectados e 7,2 milhões de unidades consumidoras participantes do mecanismo de compensação.

O que antes era uma discussão predominantemente técnica sobre eficiência tarifária tornou-se, em 2026, um debate central sobre sustentabilidade econômica do setor e coerência regulatória.

A estrutura de preços deixou de ser apenas um mecanismo de cobrança, passou a ser um instrumento crítico de coordenação do sistema.

Revisitar essas análises de 2018 não é um exercício de retrospectiva, mas de constatação: os desafios estavam postos. A diferença é que agora o custo de não enfrentá-los é significativamente maior.