O Decreto nº 13.096 da última semana põe em marcha a tão esperada abertura plena do mercado de energia elétrica, incluindo os consumidores de baixa tensão como elegíveis.
Esse avanço ocorre após uma longa transição, que se iniciou de forma mais intensa com a Portaria nº 465/2019 do Ministério de Minas e Energia (MME), que flexibilizou os critérios de elegibilidade, alcançando progressivamente os consumidores de até 0,5 MW em 2023.
É importante registrar que o modelo setorial, definido em 2004 também criou a figura do “consumidor especial”, possibilitando-lhe adquirir energia exclusivamente de fontes renováveis não convencionais. Nesse arranjo, tanto geradores quanto consumidores se beneficiavam de descontos nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição (TUST e TUSD), criando-se então um nicho de mercado que alavancou com sucesso o crescimento da oferta de geração dedicada ao Ambiente de Contratação Livre (ACL).
Posteriormente, em 2012, a Resolução Normativa Aneel nº 482 regulamentou a micro e minigeração distribuída (MMGD), permitindo que o consumidor produzisse sua própria energia e injetasse o excedente na rede por meio do mecanismo de net metering. À semelhança do nicho de mercado criado para o ACL, o mecanismo de autoprodução para os consumidores do ambiente regulado também se mostrou extremamente eficiente e vigoroso até hoje.
Em ambos os casos citados, a motivação do consumidor foi a mesma: obter energia a preços mais baixos que as tarifas e encargos setoriais das distribuidoras. Em resumo, a regulação por incentivos e os sinais de preços, quando são bem desenhados para atendimento a uma finalidade específica, funcionam muito bem.
O resultado colhido foi o crescimento espetacular das fontes renováveis não convencionais, que ultrapassaram a marca de 100 GW de capacidade instalada — sendo metade disso proveniente da fonte solar fotovoltaica instaladas nos tetos de residências e indústrias. Contudo, como efeito colateral desse sucesso, enfrentamos hoje uma série de problemas operativos e comerciais, cabendo destacar a intermitência da geração e o excedente de produção muito superior à demanda nos horários de maior incidência solar, o que tem ocasionado os já populares e severos curtailments (cortes de geração) que colocam em risco a sustentabilidade de vários projetos de geração.
Para conter o avanço desenfreado dessas fontes, a Lei nº 14.300/2022 consolidou o marco regulatório da MMGD, determinando a retirada gradual dos subsídios, sem alterar o sistema de compensação de energia (net metering).
Recentemente, a Lei nº 15.269, de 24 de novembro de 2025, impõe regramento mais limitador para a expansão das fontes de geração não convencionais, ao definir o Encargo de Reserva de Capacidade – ainda a ser regulado pela ANEEL para ser aplicado aos novos geradores – e, ao mesmo tempo, determina trajetória de abertura integral do mercado que passa a contemplar os consumidores de baixa tensão. Com essa medida, o consumidor residencial terá como alternativa ao fornecimento da distribuidora, além da instalação de painel solar em seu teto, o fornecimento via comercializador varejista.
Em tese, temos todos os elementos para viabilizar a expansão da oferta pela própria força do mercado livre. De um lado, o consumidor pode tomar decisões olhando para a tarifa da distribuidora e para os preços dos comercializadores varejistas, escolhendo a opção mais apropriada com base em sua análise de risco, a qual inclui a instalação de painel solar.
Nessa nova dinâmica do setor elétrico brasileiro, considerando a oferta existente e a expansão em construção, há uma folga estrutural para o atendimento do crescimento da carga nos próximos anos, devendo-se, entretanto, ressaltar que o desafio relevante para esse horizonte é o suprimento nos horários de ponta, notadamente no segundo semestre, quando os reservatórios das hidrelétricas estão historicamente mais baixos e, para isso os Leilões de Reserva de Capacidade (LRCAP) constituem o mecanismo a ser empregado.
Se olharmos para um horizonte mais distante, três anos ou mais, espera-se que o próprio mercado livre — agora a caminho de se tornar 100% elegível — promova e financie a expansão da oferta. Para tanto, o gerador precisará dispor de recursos que supram o perfil de consumo de sua base de clientes a preços competitivos.
Nesse processo, a decisão de investir em um novo projeto de geração depende umbilicalmente da projeção do preço mercado, o qual tem vínculo com os preços de curto prazo (PLD). O preço capturado no mercado precisa ser suficiente para remunerar o investimento (CapEx), os custos de operação e manutenção (OpEx), os riscos e os impostos.
É exatamente aqui que o setor se encontra uma nova encruzilhada. Se pensarmos na expansão de geração por meio de uma planta solar pura, não há viabilidade econômica. Sua produção adicional aumentará ainda mais o curtailment e a receita só não será nula pela existência do preço regulatório mínimo (PLD mínimo) de cerca de R$ 57,31/MWh. Avançando no raciocínio, talvez uma planta eólica, com produção concentrada no período noturno, consiga se viabilizar ao capturar preços mais elevados na ponta. Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) e biomassa também poderiam suprir esse acréscimo, mas dificilmente competem em preço.
Chegamos, portanto, a um paradoxo: temos um mercado potencialmente livre e preços médios de curto prazo próximos ao custo marginal de expansão, mas a expansão autônoma dificilmente irá disparar a mobilização do recurso mais apropriado. O que está faltando? Não basta apenas ter um preço médio condizente com o custo marginal de expansão. É fundamental que o PLD horário excursione de forma realista ao longo do dia, revelando com precisão, para cada região elétrica, períodos de sobra e escassez, e assim atrair a tecnologia mais apropriada.
As diferentes tecnologias precisam capturar sinais de preços eficientes. Como exemplo, uma tecnologia de armazenamento por bateria, para realizar seu ciclo diário de carga e descarga, e se pagar, precisa “enxergar” um preço próximo a zero durante o pico de produção solar e um teto elevado (como R$ 600/MWh) no horário da ponta, tal como acontece em vários mercados. Sem essa flutuação horária, a tecnologia não se viabiliza por arbitragem de preços.
Temos quase todos os ingredientes para um vigoroso mercado livre, mas, para o seu êxito, o sinal de preço precisa funcionar primeiro. Na conjuntura atual, se a sinalização de preço não for corrigida, é improvável que a expansão autônoma do mercado livre dispare, e o cenário mais provável é vermos toda a nova oferta de geração ancorada pelos Leilões de Reserva de Capacidade; isto é, expansão para atendimento de energia, e não de capacidade, ser viabilizada pelo tão contestado modelo de single-buyer (comprador único centralizado).
Seria uma ironia histórica: adotar um mecanismo que, embora tenha sido o primeiro passo para a liberalização dos mercados de eletricidade nos anos 1980, hoje representa um claro retrocesso rumo ao passado, o que me fez lembrar a série de TV “O Túnel do Tempo” criada por Irwin Allen nos anos 60.
Precisamos urgentemente realizar ajustes na direção de uma eficiente sinalização de preços e a necessária contratação em separado de lastro (capacidade e flexibilidade) e energia, para que o aumento da oferta de energia seja majoritariamente guiado pela força do mercado livre. A outra alternativa, guiada pela contratação centralizada (single-buyer), também funciona, mas é a mais cara e não possibilita que o consumidor usufrua de preços competitivos, mesmo com todo o potencial de energia renovável que dispomos no País.
* Edson Silva, Membro do Conselho de Administração da Jirau Energia e do Conselho Fiscal do ONS
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