Max Xavier Lins*
Enquanto o país se esforça para conter a inflação e tornar a indústria mais competitiva, uma questão técnica pouco conhecida e pouco discutida tem tido um impacto direto no bolso de milhões de brasileiros – o modelo de formação de preços da energia elétrica. Embora pareça algo restrito a especialistas, esse modelo influencia o valor da conta de luz de milhões de consumidores e, por consequência, a inflação. Em setembro de 2024, por exemplo, a entrada da bandeira vermelha patamar 2 – que adiciona quase R$ 8 a cada 100 kWh consumidos – teve impacto direto de 0,42% no IPCA daquele mês. Já em maio de 2025, a simples ativação da bandeira amarela elevou a inflação em 0,14%. E, segundo estudo da CCEE (Câmara de Comercialização de Energia), ao menos quatro dos cinco meses restantes de 2025 terão bandeiras tarifárias ativas, totalizando sete meses no ano. Isso pode representar cerca de 1,3 ponto percentual da inflação anual – ou 25% da meta oficial de 5,2%. Em um cenário hidrológico mais crítico, como o de 2021, esse peso isolado da energia seria suficiente para ultrapassar toda a meta de inflação do país – um impacto impensável.
O cerne do problema está no modelo computacional utilizado para definir o despacho das usinas de geração e o preço da energia no curto prazo. O modelo, chamado CVaR (Conditional Value at Risk), é responsável por calcular o risco de escassez hídrica e precificar a energia com base em cenários futuros de geração. Embora a intenção original seja garantir segurança no fornecimento, o parâmetro atualmente em uso – CVaR (15;40) – é considerado excessivamente conservador. Isso significa que o modelo dá peso de 40% aos 15% piores cenários hidrológicos projetados, mesmo quando a realidade do sistema é mais favorável. O resultado são preços artificialmente elevados, potencializando o acionamento desnecessário de termelétricas e, consequentemente, das bandeiras tarifárias que encarecem a conta de luz de todos os consumidores.
O funcionamento é simples, embora suas consequências sejam complexas. Todo mês, o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) avalia as condições de geração de energia e aplica o modelo CVaR para definir o PLD (Preço de Liquidação das Diferenças), que serve de base para a ativação das bandeiras tarifárias. Se o modelo indicar risco, mesmo pequeno, de escassez futura, o sistema já se antecipa acionando bandeiras – como ocorreu em julho de 2025, quando a bandeira vermelha patamar 1 foi ativada, apesar de termos o terceiro maior nível de armazenamento dos reservatórios do Sudeste em 12 anos e um excelente regime de chuvas. Um contrassenso difícil de explicar.
Essa precaução exagerada tem um custo alto. Projeções de especialistas indicam que o acionamento desnecessário de bandeiras pode contribuir com até 1,3% da inflação de 2025. Isso equivale a 25% da expectativa de inflação, ou 37% da meta central, fixada pelo CMN (Comitê Monetário Nacional) em 3,5%. Em termos práticos, os brasileiros pagarão cerca de R$ 12 bilhões extras na conta de luz – um valor que poderia, por exemplo, bancar integralmente a proposta de Tarifa Social gratuita discutida na recente MP 1.300/2025. Pior ainda, essa elevação de preços não está sendo acompanhada por um ganho real em segurança energética. O modelo continua acionando usinas caras, mesmo com boa oferta de água e sem necessidade técnica imediata.
Além do custo para as famílias, esse excesso de aversão ao risco prejudica a competitividade das empresas, encarece a produção e pressiona a inflação de forma estrutural. A justificativa oficial é que o modelo precisa ser conservador para evitar apagões. No entanto, essa segurança é apenas teórica. O CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico) já tem mecanismos para lidar com emergências, como o acionamento pontual de térmicas ou medidas emergenciais em caso de crise. Esses instrumentos poderiam ser acionados de forma transparente, caso o risco realmente se materializasse – e não preventivamente, por um modelo matemático absolutamente descolado da realidade atual do Setor Elétrico.
Vale lembrar que o modelo CVaR passou por diversas calibrações ao longo dos anos, tornando-se progressivamente mais conservador: de um índice de (50;25) em 2013, foi reduzido até chegar a (25;35) em 2023, e agora a (15;40) em 2025. Essa evolução ignora que a matriz elétrica brasileira mudou significativamente. É um jogo de “tentativa e erro”, mas que mexe com dinheiro e tarifas. Já deveria ter sido concebido outro método de aversão ao risco. Diversas termelétricas foram desativadas por falta de contratos e as fontes renováveis ganharam mais espaço, trazendo novas intermitências, mas também novas possibilidades de gestão. Usinas térmicas que antes funcionavam permanentemente, como um “seguro” do sistema, estão fora de operação ou com custos majorados, mas o modelo atual foi calibrado como se elas ainda existissem. Isso gera distorções sérias, como alta volatilidade nos preços, corte forçado de geração renovável (curtailment), diferenças acentuadas de preço entre submercados (regiões geoelétricas) e aumento de custos com limitação de despacho hidrelétrico (GSF).
Além disso, o modelo híbrido de otimização adotado em 2025, que deveria modernizar a forma de calcular os preços, acabou sendo combinado com um CVaR excessivamente cauteloso, criando um paradoxo: um modelo mais moderno operando com parâmetros desajustados ! O resultado prático é o acionamento antecipado de usinas caras, muitas vezes classificadas como “fora do mérito”, e um sistema que opera como se estivesse em constante estado de alerta, mesmo sem necessidade.
Diante desse cenário, a melhor alternativa técnica seria ajustar o CVaR para (15;30) – o que daria 30% de peso aos 15% piores cenários. Simulações indicam que, com esse parâmetro, nenhuma bandeira teria sido acionada em 2025 até o momento. Além disso, o CMSE poderia intervir quando necessário e dar visibilidade ao impacto inflacionário dessas decisões, em vez de deixar que o modelo determine automaticamente aumentos tarifários com base em projeções excessivamente pessimistas.
A modelagem como um todo deve ser revista para capturar conjugadamente o perfil energético, como sempre, e as questões elétricas para atender as horas críticas, devido às intermitências da matriz atual. O nosso principal inimigo hoje é a dificuldade de atender a carga mais alta nas horas críticas no 2º semestre dos anos, e o final de 2025 não será diferente. Contudo, as “armas” para isso não são os parâmetros do CVaR.
O CMSE, com apoio do ONS, sabe dar o “tiro com a arma certa” para enfrentar o problema. Isso já está sendo feito agora com a antecipação de contratos com aquelas térmicas que estavam fora da solução, ou seja, mais “balas de prata” contra o inimigo do momento. Enquanto vamos aprimorando sinais de preços conjuntos para energia e potência no novo contexto da matriz, o governo federal tem suas “armas” no CMSE para tomar conta da segurança da nossa energia. A Consulta Pública nº 186 está tirando esse poder do CMSE, pode dar visibilidade ao Ministério da Fazenda, e o efeito inflacionário seria devidamente avaliado, e não com a “mão silenciosa” de parâmetros do CVaR.
É fundamental que o debate sobre a Consulta Pública nº 186 do MME (Ministério de Minas e Energia), que define os parâmetros para 2026, considere tais distorções. Persistir no modelo atual pode impor um sobrecusto de até R$ 12 bilhões ao mercado regulado, sem ganhos proporcionais em segurança energética. E isso em um cenário em que o Brasil precisa de energia mais barata e previsível para controlar a inflação, proteger o poder de compra das famílias e garantir competitividade à indústria.
Rever o modelo de precificação não é renunciar à segurança. É buscar equilíbrio, racionalidade técnica e transparência nas decisões. O Brasil não pode continuar pagando por uma cautela que não traz retorno. É hora de corrigir os excessos e devolver previsibilidade e justiça ao sistema tarifário.
*Max Xavier Lins é CEO do Grupo Delta Energia.
As opiniões dos autores não refletem necessariamente o pensamento da Agência iNFRA, sendo de total responsabilidade do autor as informações, juízos de valor e conceitos descritos no texto.
