Uma disputa com impacto bilionário nas tarifas de energia colocou agentes do setor elétrico em lados opostos e deve ser decidida pelo governo nos próximos 30 dias.

Trata-se da discussão aberta pela Consulta Externa 001/2026, do ONS (Operador Nacional do Setor Elétrico), que pode revisar parâmetros de risco que orientam a operação do parque gerador de energia no país.

Na prática, isso tem o potencial de alterar diretamente a quantidade de água armazenada pelos reservatórios das hidrelétricas e o nível de acionamento das usinas térmicas -- principais componentes do custo de energia no sistema.

De um lado, empresas de energias renováveis e comercializadoras de energia -- apoiadas por organizações de consumidores -- defendem a flexibilização dos parâmetros.

Elas veem a possibilidade de economia de até R$ 6,6 bilhões por ano com o acionamento das termelétricas e uma redução de 1,12% nas contas de luz, sem comprometer a segurança do sistema.

De outro, geradoras -- especialmente hidrelétricas -- alertam para o aumento dos riscos, com uma blindagem menos robusta contra eventuais déficits de energia.

No centro da batalha está o parâmetro chamado CVaR, que define o quanto o sistema deve ser conservador ao decidir entre usar água dos reservatórios na geração hidrelétrica ou acionar mais térmicas.

Um modelo mais conservador preserva as represas, mas requer uso mais intenso das térmicas, o que torna a energia mais cara. Já um modelo menos conservador usa mais água, fonte de energia mais barata no curto prazo.

Parte dos agentes acredita que o atual nível de aversão ao risco pode estar acima do necessário para garantir a segurança energética e eleva os níveis de "curtailment", ou seja, cortes de geração de energias renováveis para evitar sobrecarga do sistema em momentos de pico da oferta.

Para associações como Abrace (grandes consumidores de energia), Abraceel (comercializadoras de energia) e Abeeólica (energia eólica), isso significa que o país estaria operando com um “seguro elétrico” caro demais.

Segundo esses agentes, mesmo em cenários críticos, como uma hidrologia semelhante à de 2021, seria possível reduzir custos sem comprometer o atendimento.

Guerra de argumentos

Na avaliação da Serena, que atua na área de comercialização de energia e geração de fontes renováveis, há uma perda residual da capacidade de armazenamento dos reservatórios com a adoção de parâmetros mais flexíveis.

A empresa sugere uma alternativa para a operação do sistema em que haveria queda de 2,6 pontos percentuais do volume dos reservatórios em novembro -- mês de transição do período de estiagem para o chuvoso -- na comparação com a curva de referência atual.

Com uma eventual mudança, o volume baixaria de 27,5% para 24,9% da capacidade máxima. Em contrapartida, a economia poderia ser de R$ 5,4 bilhões por ano e com um impacto de 0,98% nas tarifas de energia.

"O setor elétrico tem uma oportunidade de baixar seus custos sem colocar em risco a segurança de suprimento", afirma o diretor de regulação e institucional da Serena, Bernardo Bezerra.

Além disso, Bezerra avalia que a mudança diminuiria a volatilidade do PLD (Preço de Liquidação de Diferenças) no mercado de curto prazo: "Daria maior previsibilidade para todo mundo, inclusive para o consumidor".

Enquanto isso, a Abrage (Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica) defende a manutenção dos atuais parâmetros de calibragem dos modelos de operação e de preços.

A presidente da entidade, Marisete Pereira, ressalta que o debate não pode ignorar experiências recentes do setor elétrico que custaram bilhões de reais aos consumidores.

“Em 2020 houve um afrouxamento e, no ano seguinte, o país enfrentou a pior crise hídrica em 91 anos. O resultado foi um custo de cerca de R$ 23 bilhões em encargos pagos pelos consumidores”, diz Marisete.

De acordo com ela, o cenário atual também inspira cautela. Os níveis de armazenamento estão próximos aos de 2025, e o ONS (Operador Nacional do Sistema) já sinaliza preocupação com o atendimento no segundo semestre de 2026.

As geradoras apontam ainda uma mudança estrutural no sistema elétrico: a expansão de fontes renováveis, embora positiva do ponto de vista ambiental, não garante potência firme nem flexibilidade para atender os momentos de pico da demanda.

“A expansão de fontes que não agregam potência e flexibilidade torna o sistema mais desafiador do ponto de vista da segurança”, afirma Marisete.

Para o presidente da Frente Nacional dos Consumidores de Energia e ex-diretor-geral do ONS, Luiz Eduardo Barata, o sistema interligado nacional requer análises mais inteligentes e flexíveis de risco.

"O excesso de aversão ao risco pode produzir efeitos contrários ao interesse público. Cautela em demasia não é sinônimo de prevenção. Quando mantida em um patamar desnecessariamente elevado, pode se tornar ineficiência ou até irresponsabilidade, ao impor custos e distorções evitáveis."

A definição final caberá ao CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico), que deverá se pronunciar até 20 de maio sobre os parâmetros a serem adotados a partir de 2027.

O ONS, responsável pela operação do sistema no país, foi procurado pela reportagem. Em nota, o órgão informou que, conforme o arcabouço institucional vigente, a responsabilidade por deliberar sobre a manutenção, aumento ou redução do nível de aversão ao risco cabe exclusivamente ao CMSE.

"Nesse contexto, o papel do ONS, em conjunto com a CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) e a EPE (Empresa de Pesquisa Energética), é estritamente técnico. As instituições realizam estudos que buscam avaliar o comportamento dos modelos sob diferentes níveis de aversão ao risco, com o objetivo de fornecer subsídios técnicos objetivos à tomada de decisão do CMSE."

CNN Infra