20/08/2026
O Brasil precisa rever os sinais de preço do mercado de energia para evitar decisões ineficientes de expansão e preparar o sistema para um cenário de maior flexibilidade. O alerta foi feito por executivos do setor, que apontaram distorções no modelo atual e avaliam que, sem mudanças na formação de preços e na contratação de energia, o país pode chegar a 2030 não apenas com déficit de potência, mas também de energia.
O assunto foi levantado por executivos durante painel do MinutoMega Talks, evento realizado pela MegaWhat nesta quinta-feira, 20 de agosto, em São Paulo. O debate foi iniciado com Diogo Mac Cord, vice-presidente de Estratégia, Novos Negócios e Transformação Digital da Copel, apontando que houve um equívoco na forma de avaliar o custo marginal de expansão no país.
Segundo ele, o país incorporou eólicas, solares e outras fontes intermitentes ao sistema, consumindo gradualmente a reserva de potência disponível para absorver essa variabilidade. Por um período, o sistema conseguiu acomodar esse movimento, mas o limite de capacidade de absorção acabou sendo ultrapassado.
“Hoje, por exemplo, podemos considerar uma fonte eólica com custo de R$ 250/MWh. Mas, quando entram na conta os custos de transmissão, armazenamento e baterias associados para reduzir a intermitência dessa fonte, esse valor pode chegar a R$ 600/MWh ou R$ 700/MWh. Nós, porém, considerávamos apenas os R$ 250/MWh”, comentou.
Para ele, essa variação nos preços é um dos motivos que dificultam os investimentos das empresas.
“Temos um mercado que não responde a esse preço. Se o preço está em R$ 400/MWh, alguém vai investir? Não necessariamente. Porque esse preço pode estar em R$ 57/MWh amanhã e em R$ 150/MWh depois de amanhã. Não conseguimos ter a sensibilidade básica de qualquer mercado em que oferta e demanda determinam o preço. Se tenho mais oferta, o preço cai; se tenho mais demanda, o preço sobe”, destacou.
Na sua visão, como o preço é resultado de um modelo matemático, não adianta tentar aperfeiçoar o modelo indefinidamente se a própria estrutura não representa mais adequadamente a realidade do sistema.
O caminho para responder à necessidade de flexibilidade passa por um mercado que consiga refletir a escassez em intervalos menores. Em vez de trabalhar com janelas mais longas, seria necessário chegar a período de cinco, dez ou quinze minutos, por exemplo, para que o preço consiga refletir de fato a escassez e o valor da flexibilidade. Assim, ele avalia que daria ao sistema um sinal econômico para reagir à necessidade de flexibilidade.
“É o que fazem mercados mais maduros. No Texas, por exemplo, cada gerador informa ao operador do sistema quanto está disposto a ofertar em determinado horário. A partir dessas ofertas, o operador despacha os recursos com base no preço apresentado por cada agente e busca minimizar o custo do atendimento à demanda”, afirmou.
Ele ainda destacou que esse não foi o caminho adotado no Brasil, que criou uma série de “puxadinhos” e agora busca resolver os problemas do setor escolhendo novas fontes vencedoras, como as baterias e outras tecnologias.
Sinal de preço ‘não é suficiente’
Para Fernando Maia, vice-presidente de Regulação e Relações Institucionais da Energisa, a abertura do mercado de energia deve, ao longo do tempo, estimular o desenvolvimento de novos produtos e serviços, principalmente a partir de sinais de preço mais eficientes.
Esse movimento não deve se limitar à oferta de energia a preços diferentes, mas incluir soluções capazes de responder às necessidades específicas dos consumidores, como baterias, gestão de carga e ferramentas de gerenciamento do consumo.
A expectativa é que os comercializadores desenvolvam produtos cada vez mais sofisticados, combinando energia, preço e serviços agregados. Mas, para que isso aconteça, é fundamental que o sinal econômico seja capaz de induzir uma resposta efetiva do consumidor.
“Nós fizemos um sandbox tarifário com a Tarifa de Melhor Hora e diferenças relevantes de preços entre os postos tarifários. Para nossa surpresa, a resposta dos consumidores foi muito menor do que esperávamos. Na média, foi praticamente imperceptível. Alguns consumidores responderam ao sinal, mas outros não”, comentou
Segundo o executivo, isso não aconteceu por falta de comunicação e pode ser um sinal de que “exista uma inércia natural do consumidor e uma dificuldade de alterar hábitos. Isso nos leva a uma conclusão importante de que o sinal de preço é necessário, mas não é suficiente”.
Segundo ele, ninguém discute a necessidade de um sinal de preço. A questão é qual sinal é mais eficiente para provocar uma resposta.
“Não sei se o PLD horário, da forma como existe hoje, é necessariamente o sinal mais adequado. Talvez um sinal de preço formado de maneira mais diretamente associada às condições reais do mercado seja mais eficaz do que um preço essencialmente computacional. O ponto é que precisamos ir além”.
Para isso, ele avalia que as distribuidoras terão um papel fundamental, mas elas precisam estar preparadas para gerenciar um ambiente mais complexo, com consumidores respondendo a preços, geração distribuída, baterias, cargas flexíveis e diferentes recursos espalhados pela rede.
Défict de energia em 2030
Em complemento, Diogo Mac Cord, vice-presidente de Estratégia, Novos Negócios e Transformação Digital da Copel, destacou que haverá a criação de diversas soluções para o mercado livre de energia, mas que ele acredita que a migração será pequena.
“Por quê? Porque estamos caminhando para um mercado quase de disponibilidade. Temos tantos encargos e tanta contratação na base, com custos sendo socializados por meio de encargos, que a parcela efetivamente relacionada à energia está ficando cada vez menor. Se você aplica um percentual de desconto sobre uma parcela que representa pouco no custo total da energia, o incentivo econômico à migração também fica muito pequeno”, comentou.
Para ele, a geração distribuída mostra claramente a importância de um sinal de preço adequado, já que sua expansão foi impulsionada pela forte arbitragem de preços. Para o consumidor mais sensível ao preço, a diferença entre o custo de gerar a própria energia e o valor pago pela energia da rede era suficientemente relevante para tornar a migração para a GD economicamente atrativa.
“Hoje, inclusive, estamos tomando decisões de expansão que mostram como esse sinal está disfuncional. O sistema elétrico brasileiro está sendo expandido a um custo próximo de R$ 1.000/MWh, que é praticamente o retail price da geração distribuída. Estamos, portanto, expandindo o sistema todos os dias a um custo muito elevado. Isso é eficiente? Evidentemente, não.Precisamos corrigir esse sinal de preço o quanto antes”, destacou o executivo.
Em sua opinião, o consumidor precisa receber uma sinalização econômica que reflita melhor o custo e as condições do sistema, para que possa tomar decisões mais eficientes sobre consumo, geração, armazenamento e migração para o mercado livre. E essa discussão precisa acontecer junto com a expansão do sistema.
Ele lembra que os contratos do ambiente de contratação regulada estão vencendo e, se houver uma migração maior de consumidores para o mercado livre, pode haver um problema ainda maior para as distribuidoras.
“Precisamos discutir desde já como será feita a declaração de demanda e como vamos contratar essa expansão. Se declararmos uma determinada demanda, vamos contratar em A-5, A-6 e fechar contratos de 30 anos? Se fizermos isso, por quanto tempo continuaremos carregando contratos e decisões de expansão que podem limitar a transição para um mercado mais eficiente?”, questionou.
Para ele, toda a discussão sobre declaração de demanda, contratação e expansão precisa começar o quanto antes.
“Caso contrário, o risco não será apenas de termos um déficit de potência em 2030. Podemos chegar a 2030 com déficit de energia”, pontuou.
Sistemas off-grid
Sergio Jacobsen, CEO da Micropower Energia, destacou que a adoção de baterias e microrredes pode reduzir custos de expansão e, em alguns casos, ser mais econômica do que levar a rede convencional até determinados consumidores.
“Nos clientes off-grid que temos atendido, muitas vezes ficamos mais baratos do que levar a rede até eles. O cliente considera que o custo por kWh de uma microrrede com solar e bateria pode ser menor do que fazer um investimento muito grande em capex logo de início”, afirmou.
Segundo Jacobsen, há uma demanda crescente por baterias entre os consumidores, e a motivação nem sempre está diretamente relacionada ao custo da energia. Em muitos casos, o principal atrativo é a continuidade do fornecimento, com o consumidor buscando uma solução de backup e maior independência em relação à rede.
No mercado conectado à rede, uma das aplicações que mais tem avançado é a instalação de baterias atrás do medidor (behind the meter) para fazer load shifting, ou seja, deslocar o consumo de energia dos horários de maior demanda para períodos de menor custo.
“Ele vai economizar com a tarifa de alta tensão usando a bateria na hora da ponta e, ao mesmo tempo, vai aliviar o sistema. Ele está aliviando a distribuição, a transmissão, tudo”, explicou.
Na avaliação do executivo, esse movimento também pode contribuir para reduzir o custo da expansão do sistema elétrico, ao permitir uma utilização mais uniforme da infraestrutura existente.
“Você vai usar a rede de forma mais uniforme. Vai sair da hora em que todo mundo está disputando a rede, no fim do dia, e passar para um horário em que ela está mais disponível e é mais barata”, afirmou.
Jacobsen avalia que essa sinalização econômica já existe, embora ainda não tenha intensidade suficiente para viabilizar todos os projetos de baterias. O PLD horário, segundo ele, é um dos mecanismos que ajudam a sinalizar essa diferença de valor ao longo do dia.
“A bateria é descarregada na hora da ponta, quando o preço está no teto, e carregada quando está no piso. Isso reflete, de alguma forma, a oferta de geração. Já existe uma sinalização econômica que ajuda a viabilizar esse negócio”, comentou.
Fonte: MegaWhat
