O governo opera dois instrumentos tarifários simultâneos com R$ 11 bilhões em jogo, mas nenhum deles toca nos encargos que explicam o patamar estrutural do custo de energia no Brasil.

O governo federal colocou em movimento, na mesma semana, dois instrumentos de gestão tarifária com impacto agregado potencial superior a R$ 11 bilhões. A coincidência de timing criou uma narrativa de alívio amplo na conta de luz. Essa narrativa precisa ser qualificada.

O primeiro instrumento já foi aprovado. Com base na Lei nº 15.235/2025, a Aneel autorizou que 24 geradoras hidrelétricas quitassem antecipadamente o encargo de Uso de Bem Público com desconto de 50%, revertendo o valor adiantado em redução tarifária para consumidores cativos de 22 distribuidoras nas áreas da Sudam e da Sudene, além de partes de Minas Gerais e Espírito Santo. O volume previsto chega a R$ 5,5 bilhões.

O segundo instrumento está em votação no Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico. O governo discute reduzir o parâmetro de aversão ao risco do sistema elétrico, o CVaR, do nível atual de 15/40 para 15/35 ou 15/30. A Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia Elétrica e a Frente Nacional dos Consumidores de Energia, entidades com posição declarada em favor da mudança, estimam economia de até R$ 5,4 bilhões e redução tarifária de até 0,98% a partir de 2027.

Ambas as medidas são legítimas dentro do arcabouço regulatório vigente e produzem efeito real em seus escopos específicos. O problema não está nelas. Está no enquadramento com que foram apresentadas publicamente: como alívio tarifário amplo e nacional, quando a evidência disponível conta uma história mais restrita e mais complexa.

A UBP é uma operação de caixa regional, não uma reforma tarifária nacional

O mecanismo da antecipação de UBP funciona assim: as geradoras pagam à vista um encargo que seria parcelado ao longo do ano, com desconto de 50% sobre o valor total. O montante adiantado é revertido em abatimento tarifário para as regiões cobertas pela Sudam e pela Sudene. Há uma política pública legítima nessa estrutura, voltada a localidades com menor densidade de consumidores e custos mais elevados de suprimento.
Mas o escopo é restrito. Consumidores industriais do Sudeste, que respondem pela maior parcela do consumo no Ambiente de Contratação Livre, não são beneficiários diretos dessa medida. Qualquer planejamento energético que incorpore os R$ 5,5 bilhões como premissa de custo nacional está operando sobre uma base factual incorreta.

O caso da Amazonas Energia torna isso concreto. O reajuste tarifário anual aprovado pela Aneel em 19 de maio registrou efeito médio de 6,58% para o consumidor cativo, com alta tensão subindo 13,24%, mesmo após a aplicação de R$ 735 milhões de antecipação de UBP. Nesse caso, a medida amorteceu um reajuste que seria ainda mais alto sem ela. Em distribuidoras com estrutura de custo menos pressionada, o efeito líquido poderá ser redução efetiva de tarifa. A heterogeneidade entre concessões é, ela mesma, um dado analítico: o instrumento produz resultados assimétricos, e leituras uniformes do seu impacto induzem a erro.

O CVaR é mais relevante para a indústria, mas também mais arriscado

O debate sobre o CVaR tem natureza diferente e alcance potencialmente mais amplo. O parâmetro define o grau de conservadorismo com que o sistema decide acionar usinas termelétricas de forma preventiva para preservar os reservatórios das hidrelétricas. Quanto mais conservador o parâmetro, mais térmica é despachada preventivamente, maior o custo de geração e maior a pressão sobre o Preço de Liquidação das Diferenças, referência central para o mercado livre de energia.

Uma redução do CVaR afetaria o PLD de forma sistêmica, com impacto potencial sobre contratos em todo o país, dependendo da estrutura de indexação de cada portfólio. É o instrumento mais relevante para o consumidor industrial de grande porte.

Os números favoráveis à redução partem, no entanto, de entidades com interesse declarado na mudança. O estudo da Volt Robotics que sustenta a viabilidade do CVaR 15/30 foi contratado por essas entidades, não produzido por instância regulatória independente. Isso não invalida suas conclusões, mas exige que sejam lidas com a ressalva adequada.

O próprio CMSE demonstrou cautela: adiou a votação originalmente prevista para 13 de maio e pediu novos estudos ao ONS e à CCEE sobre os impactos dos Leilões de Reserva de Capacidade realizados em março. Esse movimento é o sinal institucional mais honesto sobre o grau de incerteza técnica que ainda cerca a decisão.
A memória do setor guarda a crise hídrica de 2021, quando parâmetros operativos insuficientemente conservadores forçaram contratação emergencial de capacidade, com custo integralmente repassado ao consumidor nos anos seguintes. Operar com CVaR mais baixo em ambiente de volatilidade hidrológica é uma aposta com consequências assimétricas: se o sistema operar normalmente, o consumidor ganha; se enfrentar estiagem severa, o custo do despacho corretivo pode superar em múltiplos a economia acumulada.

O que nenhuma das medidas enfrenta

Os dois instrumentos não tocam nos componentes que respondem pela maior parte do custo estrutural de energia para o consumidor industrial: a Conta de Desenvolvimento Energético, os subsídios cruzados embutidos na tarifa final e os encargos que compõem a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão e a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição. Esses vetores permanecem intactos após qualquer das decisões desta semana.
Isso não é uma crítica à política pública adotada. Reformas estruturais de encargos exigem tramitação legislativa, consenso entre agentes com interesses opostos e capital político considerável. É uma constatação sobre o que cada instrumento alcança e o que deixa por alcançar. E essa distinção é o que o executivo precisa fazer antes de incorporar qualquer das medidas como premissa de planejamento energético.

O que muda para o setor:

Empresas com contratos de energia no Ambiente de Contratação Livre com vencimento entre 2026 e 2028 precisam verificar se são beneficiárias diretas das medidas em curso antes de revisarem premissas tarifárias. O benefício da antecipação de UBP é restrito a regiões específicas e produz efeitos heterogêneos entre distribuidoras. A eventual redução do CVaR tem alcance mais amplo, mas seu impacto sobre contratos no mercado livre depende da estrutura de indexação de cada portfólio. Incorporar qualquer dessas medidas como premissa tarifária nacional uniforme é um erro de planejamento com consequência financeira direta.

Para geradores termelétricos com contratos de Leilão de Reserva de Capacidade e para fundos com ativos nesse segmento, a redução do CVaR representa pressão sobre premissas de despacho e receita. O adiamento da votação do CMSE, motivado por novos estudos solicitados ao ONS e à CCEE, indica que o governo ainda não tem conforto técnico suficiente para a decisão. Revisitar os modelos de valuation desses ativos incorporando cenários de CVaR reduzido, antes da decisão final do comitê, é uma precaução que o momento torna necessária.

Por Letícia Medina/Notícias DataPolicy.