{"id":34287,"date":"2025-12-22T18:18:13","date_gmt":"2025-12-22T21:18:13","guid":{"rendered":"https:\/\/agenciainfra.com\/blog\/?p=34287"},"modified":"2025-12-22T18:20:15","modified_gmt":"2025-12-22T21:20:15","slug":"o-preco-da-cautela-excessiva-no-setor-eletrico-o-principal-vilao-do-curtailment","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/agenciainfra.com\/blog\/o-preco-da-cautela-excessiva-no-setor-eletrico-o-principal-vilao-do-curtailment\/","title":{"rendered":"O pre\u00e7o da cautela excessiva no setor el\u00e9trico \u2013 o principal vil\u00e3o do \u201ccurtailment\u201d"},"content":{"rendered":"\n

Jo\u00e3o Mello* e Filipe Soares** \u00a0<\/strong><\/p>\n\n\n\n

O Brasil enfrenta hoje um entrave na transi\u00e7\u00e3o energ\u00e9tica: o aumento expressivo do curtailment, o corte compuls\u00f3rio de gera\u00e7\u00e3o, das e\u00f3licas e solares sist\u00eamicas. O problema, que compromete novos investimentos em energia renov\u00e1vel, \u00e9 causado por quest\u00f5es estruturais e maior oferta do que demanda de energia. <\/p>\n\n\n\n

Os geradores renov\u00e1veis est\u00e3o enfrentando dificuldades de fluxo de caixa com a perda de receita, no entanto o sinal de pre\u00e7o numa situa\u00e7\u00e3o de excesso de oferta deveria ser muito baixo para incentivar o consumo. Em v\u00e1rios mercados mundiais que passam por estes epis\u00f3dios de excesso de oferta, o pre\u00e7o \u00e9 zero ou at\u00e9 mesmo negativo. Quando? Exatamente no excesso de oferta. No mercado brasileiro o modelo de forma\u00e7\u00e3o de pre\u00e7os oferece valores bem significativos em torno de R$ 300 por MWh nos momentos de excesso de oferta. N\u00e3o se sustenta do ponto de vista anal\u00edtico.<\/p>\n\n\n\n

O mais estranho \u00e9 que quando a oferta \u00e9 maior que a demanda, em qualquer livro b\u00e1sico de economia \u00e9 certo que o valor do produto se torna bem mais baixo ou mesmo nulo. A modelagem atual do pre\u00e7o est\u00e1 indo em dire\u00e7\u00e3o oposta.<\/p>\n\n\n\n

Este sinal equivocado de pre\u00e7o onera ainda mais o curtailment porque est\u00e1 ocorrendo no momento de maior sobra de energia, ou seja, quando os geradores renov\u00e1veis precisam comprar lastro de terceiros. <\/p>\n\n\n\n

Com o PLD (Pre\u00e7o da Liquida\u00e7\u00e3o das Diferen\u00e7as) inflado, os geradores renov\u00e1veis penalizados pelo curtailment <\/em>precisam se expor ao mercado para cobrir perdas. Quando isso ocorre em um ambiente de pre\u00e7os duas a quatro vezes mais altos, a conta simplesmente n\u00e3o fecha.  A situa\u00e7\u00e3o se agrava com a varia\u00e7\u00e3o de pre\u00e7os entre regi\u00f5es e com a crescente diferen\u00e7a de valores ao longo do dia, que afeta diretamente a gera\u00e7\u00e3o solar. Temos, ent\u00e3o, uma verdadeira tempestade que recai sobre os geradores renov\u00e1veis.<\/p>\n\n\n\n

Um bom exemplo s\u00e3o os resultados mais recentes do per\u00edodo de 12 a 16 de dezembro como no quadro abaixo. Com a exce\u00e7\u00e3o do domingo 14 de dezembro, quando o CMO (Custo Marginal de Opera\u00e7\u00e3o), que \u00e9 o sinalizador do PLD, est\u00e1 com seu valor m\u00ednimo em zero, em todos os demais dias o CMO m\u00ednimo est\u00e1 entre R$ 200 a 300 por MWh. O valor m\u00ednimo ocorre ao longo da manh\u00e3 e tarde de todos os dias, onde a energia solar est\u00e1 produzindo com mais intensidade.<\/p>\n\n\n\n

\"\"<\/figure>\n\n\n\n

Em uma apresenta\u00e7\u00e3o recente da CCEE (C\u00e2mara de Comercializa\u00e7\u00e3o de Energia El\u00e9trica) \u201cComportamento do PLD diante do cen\u00e1rio de excedentes de gera\u00e7\u00e3o renov\u00e1vel\u201d foi levantado num gr\u00e1fico, como apresentado abaixo em vermelho, os momentos em que durante o \u201ccurtailment\u201d o PLD n\u00e3o estava no m\u00ednimo. Notar que este efeito se potencializou a partir do ano de 2024 com o aumento da avers\u00e3o ao risco nos par\u00e2metros do CVaR. Ao longo de 2024 e 2025, muitas vezes o PLD ultrapassou o valor de R$ 300 MWh durante o \u201ccurtailment\u201d.<\/p>\n\n\n\n

\"\"<\/figure>\n\n\n\n

A mudan\u00e7a nos par\u00e2metros do CVaR em 2025 empurrou ainda mais esses agentes para uma crise econ\u00f4mica profunda, justamente quando o pa\u00eds mais precisa de uma matriz limpa, competitiva e segura.<\/p>\n\n\n\n

Desde o in\u00edcio de 2025, alertas sucessivos indicavam que a mudan\u00e7a nos par\u00e2metros de avers\u00e3o ao risco da opera\u00e7\u00e3o do sistema el\u00e9trico levaria a valores artificialmente elevados para o PLD, que \u00e9 definido por modelos computacionais de otimiza\u00e7\u00e3o que incorporam esses n\u00edveis de avers\u00e3o ao risco. Ainda assim, prevaleceu a l\u00f3gica da cautela excessiva. Isso porque \u00e9 mais f\u00e1cil manter procedimentos conservadores do que revisar conceitos e enfrentar o debate t\u00e9cnico. O resultado foi a ado\u00e7\u00e3o de par\u00e2metros de CVaR ainda mais restritivos do que a 2024, erro que vai se repetir em 2026.<\/p>\n\n\n\n

Claro que esse agravamento dos preju\u00edzos dos geradores com os cortes de energia n\u00e3o s\u00e3o o \u00fanico problema causado pelo excesso de cautela, que aumenta os pre\u00e7os no mercado de curto prazo.  A infla\u00e7\u00e3o voltou a pesar no bolso do brasileiro em 2025, e uma parte relevante desse aumento n\u00e3o veio dos alimentos nem dos combust\u00edveis, mas da energia el\u00e9trica. O que parecia uma decis\u00e3o t\u00e9cnica e discreta, restrita aos gabinetes do setor el\u00e9trico, acabou se transformando em um dos principais vetores inflacion\u00e1rios do ano. O consumidor pagou \u2013 e continua pagando \u2013 por uma percep\u00e7\u00e3o de risco exagerada que se mostrou equivocada.<\/p>\n\n\n\n

O impacto macroecon\u00f4mico \u00e9 inequ\u00edvoco. O PLD \u00e9 inflado e, com isso, aumentou-se o despacho t\u00e9rmico al\u00e9m do necess\u00e1rio, elevando custos e pressionando tarifas, mesmo em um ano de hidrologia mediana. Os n\u00fameros falam por si. Em 2025, o pa\u00eds enfrentou sete meses de bandeira tarif\u00e1ria vermelha, algo dif\u00edcil de justificar quando os reservat\u00f3rios oscilaram entre 72% em abril para 44% em novembro. As bandeiras tarif\u00e1rias, criadas pela Ag\u00eancia Nacional de Energia El\u00e9trica (ANEEL) como um instrumento inteligente de sinaliza\u00e7\u00e3o e antecipa\u00e7\u00e3o de receita, foram acionadas em excesso. O impacto inflacion\u00e1rio estimado da conta de luz ficou entre 1,28% e 1,92%, o que significa que at\u00e9 metade do teto da meta de infla\u00e7\u00e3o \u2013 4,5% \u2013 pode ter sido consumida apenas pela energia el\u00e9trica.<\/p>\n\n\n\n

O paradoxo \u00e9 evidente: mesmo sem risco real de racionamento, o consumidor foi penalizado por uma \u201cseguran\u00e7a\u201d cara e ineficiente. E os efeitos n\u00e3o se limitam \u00e0s resid\u00eancias. Ind\u00fastria, com\u00e9rcio e consumidores livres viram seus custos aumentarem, reduzindo competitividade e realimentando a infla\u00e7\u00e3o. Trata-se de uma infla\u00e7\u00e3o estrutural disfar\u00e7ada de prud\u00eancia operacional.<\/p>\n\n\n\n

A justificativa para a opera\u00e7\u00e3o mais conservadora foi a garantia da seguran\u00e7a energ\u00e9tica. No entanto, simula\u00e7\u00f5es mostram que esse argumento n\u00e3o se sustenta. Caso os par\u00e2metros de avers\u00e3o ao risco de 2024 tivessem sido mantidos em 2025, o n\u00edvel dos reservat\u00f3rios do Sudeste chegaria ao fim do per\u00edodo a 38%, contra os 40% observados, uma diferen\u00e7a final de apenas 2% com uma varia\u00e7\u00e3o m\u00e9dia de 0,6% ao longo do ano.<\/p>\n\n\n\n

O despacho t\u00e9rmico, por sua vez, teria sido cerca de 15% menor. Os pre\u00e7os m\u00e9dios do mercado de curto prazo quase dobraram com a nova modelagem. Ou seja: um pequeno ganho marginal em armazenamento custou um aumento explosivo nos pre\u00e7os. O CVaR excessivamente calibrado elevou de forma desproporcional o \u201cvalor da \u00e1gua\u201d, como se o sistema estivesse sempre \u00e0 beira de um racionamento.<\/p>\n\n\n\n

A manuten\u00e7\u00e3o dos mesmos par\u00e2metros para 2026 cria uma armadilha perigosa. Em um ano eleitoral, basta uma hidrologia ligeiramente pior para que os pre\u00e7os e, consequentemente, a infla\u00e7\u00e3o disparem. Se 2025 j\u00e1 mostrou o custo desse \u201cseguro caro\u201d, basta imaginar um cen\u00e1rio semelhante ao de 2021. A energia el\u00e9trica, sozinha, poderia consumir toda a meta de infla\u00e7\u00e3o. O custo pol\u00edtico e econ\u00f4mico seria inevit\u00e1vel.<\/p>\n\n\n\n

O momento regulat\u00f3rio para ajustes formais j\u00e1 passou, mas a gravidade da situa\u00e7\u00e3o exige pragmatismo. Interven\u00e7\u00f5es excepcionais n\u00e3o devem ser tabu quando o custo da ina\u00e7\u00e3o \u00e9 t\u00e3o alto. O pr\u00f3prio CMSE (Comit\u00ea de Monitoramento do Setor El\u00e9trico) disp\u00f5e de instrumentos adequados para lidar com riscos reais, como despachos fora da ordem de m\u00e9rito em situa\u00e7\u00f5es conjunturais, com transpar\u00eancia e avalia\u00e7\u00e3o expl\u00edcita dos impactos inflacion\u00e1rios.<\/p>\n\n\n\n

O CVaR mostrou-se uma ferramenta inadequada para lidar com a complexidade atual do sistema. Sua calibra\u00e7\u00e3o depende fortemente de matrizes e hip\u00f3teses conjunturais, funcionando como um jogo de tentativa e erro, s\u00f3 que com tarifas, infla\u00e7\u00e3o e competitividade em jogo. O problema central n\u00e3o \u00e9 apenas a energia produzida em MWh, mas a pot\u00eancia dispon\u00edvel para atender \u00e0 demanda principalmente nos hor\u00e1rios de pico de consumo, sobretudo durante o segundo semestre.<\/p>\n\n\n\n

O Brasil disp\u00f5e de instrumentos t\u00e9cnicos e institucionais para enfrentar esse desafio. Falta racionalidade econ\u00f4mica no desenho dos sinais de pre\u00e7o. Seguran\u00e7a energ\u00e9tica \u00e9 fundamental, mas n\u00e3o deve significar sobrecusto permanente pago pela sociedade.<\/p>\n\n\n\n

Energia mais barata, despach\u00e1vel e eficiente n\u00e3o \u00e9 utopia, \u00e9 necessidade urgente. Conter a infla\u00e7\u00e3o, preservar renda e sustentar o crescimento passa por corrigir a l\u00f3gica que empurra tarifas para cima sem retorno t\u00e9cnico efetivo. O pa\u00eds n\u00e3o pode continuar pagando por uma cautela que n\u00e3o entrega benef\u00edcios.<\/p>\n\n\n\n

*Jo\u00e3o Carlos Mello<\/strong> <\/em>\u00e9 CEO e fundador da Thymos Energia, liderando os projetos de Consultoria, P&D e Gest\u00e3o. \u00c9 membro da ANE (Academia Nacional de Engenharia) e diretor-presidente do CIGRE Brasil. Mello \u00e9 doutor e mestre em Engenharia El\u00e9trica pela PUC-RJ. Atuou no Cepel (Centro de Pesquisas de Energia El\u00e9trica).<\/p>\n\n\n\n

**Filipe Soares<\/strong> \u00e9 diretor de Consultoria da Thymos Energia; doutor e mestre em Sistema de Pot\u00eancia pela Escola Polit\u00e9cnica da USP, al\u00e9m de engenheiro eletricista pela Universidade Presbiteriana Mackenzie e certificado pela Harvard Business School Online. Ao longo de sua trajet\u00f3ria, liderou opera\u00e7\u00f5es com responsabilidade plena por P&L, estruturou e conduziu negocia\u00e7\u00f5es complexas e processos de M&A, spin-offs e reestrutura\u00e7\u00f5es.<\/p>\n\n\n\n

As opini\u00f5es dos autores n\u00e3o refletem necessariamente o pensamento da Ag\u00eancia iNFRA<\/strong>, sendo de total responsabilidade do autor as informa\u00e7\u00f5es, ju\u00edzos de valor e conceitos descritos no texto.<\/mark><\/p>\n\n\n\n

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