O Brasil consolidou, ao longo de décadas, uma das matrizes elétricas mais admiráveis do mundo, pautada pela robustez e pela diversificação. O sucesso desse modelo deve-se a um sistema que vinha sabendo aproveitar a complementaridade entre nossos recursos naturais. No entanto, o setor elétrico brasileiro vive hoje um momento de profundo paradoxo. Marcos regulatórios recentes têm gerado preocupações sobre a sustentabilidade econômica das fontes renováveis, impondo retrocessos estruturais que ameaçam o equilíbrio necessário para que o país lidere a economia verde global sem comprometer a segurança jurídica.
Pilar da expansão sustentável, a segurança jurídica vem sendo abalada por legislações que distorcem mecanismos de mercado. Um dos pontos mais críticos deste debate reside na manutenção da adicionalidade na autoprodução. Originalmente, esse regime foi desenhado como um potente motor para atrair capital privado destinado à construção de novas usinas de energia renovável, gerando desenvolvimento regional, inovação tecnológica e novos postos de trabalho. A tendência de permitir que usinas antigas e já amortizadas usufruam dos mesmos benefícios fiscais e de encargos distorce essa lógica.
O impacto financeiro é alarmante: estima-se que, para cada 1 GWm de usina antiga comercializada sob este modelo, o consumidor brasileiro arque com aproximadamente R$ 17,5 bilhões em encargos adicionais ao longo de 20 anos. Mais do que o custo financeiro, há um custo de oportunidade social: o país deixa de atrair cerca de R$ 12,5 bilhões em novos investimentos diretos, afetando primordialmente regiões como o Nordeste, e resultando na não criação de aproximadamente 37.500 postos de trabalho. A defesa da adicionalidade é, portanto, a defesa de um crescimento que gera valor real ao país.
No campo da confiabilidade sistêmica, a discussão sobre o leilão de reserva de capacidade trouxe à tona a necessidade de compararmos custos e eficiências de forma transparente. Recentemente, a alteração no preço-teto para a contratação de Usinas Termelétricas (UTEs) gerou intensos debates setoriais. Enquanto se discute o aumento desses tetos para viabilizar fontes térmicas — cujos custos totais podem chegar a R$ 4,95 bilhões por GW ao ano —, chama a atenção o quanto a tecnologia de armazenamento, os BESS (Battery Energy Storage Systems), apresenta-se muito mais competitivo e aderente às necessidades de uma rede moderna.
Os números são claros: um sistema BESS co-localizado (integrado a usinas renováveis), com contrato de 15 anos, usufruindo de Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (REIDI) e cobrança apenas de Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição para Geração (TUST-G), tem um custo aproximado de R$ 1,15 milhão por MW ao ano. Mesmo em um modelo stand-alone, com contrato de 10 anos, sem REIDI e sujeito a dupla cobrança, o valor fica em torno de R$ 1,65 milhão por MW ao ano. Comparativamente, o custo fixo de um sistema de baterias é significativamente inferior ao teto proposto para as fontes de reserva tradicionais. O BESS entrega “mais por menos”: oferece resposta em milissegundos para estabilização de frequência, reduz o desperdício de energia renovável e permite um gerenciamento do fluxo de energia muito mais dinâmico. Priorizar o armazenamento não é apenas uma escolha tecnológica, é um imperativo econômico para reduzir a conta de luz.
Somado a isso, o setor renovável enfrenta hoje, como se sabe, o desafio do curtailment (cortes de geração por restrições operativas). Investidores em energia eólica e solar têm visto sua produção ser limitada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) por razões de confiabilidade da rede alheias à sua gestão. Tratar esses cortes como um risco ordinário de mercado é insustentável quando as perdas de receita podem atingir patamares de até 60%. Não é razoável que as fontes renováveis, que são a base da nossa vantagem competitiva global, paguem a conta da segurança sistêmica sozinhas. É urgente estabelecer mecanismos de compensação justa e previsível, garantindo que o ônus da estabilidade do sistema seja distribuído de forma isonômica entre todos os agentes beneficiados.
Embora sejam fontes que desempenham papel importante na matriz elétrica e na economia, o país precisa reavaliar contratações compulsórias de fontes específicas, como Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) e Usinas Termelétricas (UTEs) a carvão, que muitas vezes desviam-se do critério de menor custo para o sistema. A prorrogação de outorgas de usinas menos eficientes sem a devida concorrência ou análise de necessidade física compromete a competitividade da nossa indústria, que depende de energia barata para se reindustrializar sob a égide da economia verde.
O caminho para o desenvolvimento não exige a exclusão das fontes que construíram nossa história, como as citadas acima, mas sim o dinamismo para adaptar as regras às novas realidades tecnológicas e demandas pela economia de baixo carbono. O Brasil precisa de investimentos estratégicos em infraestrutura de transmissão e na digitalização da rede para minimizar cortes e otimizar o uso de cada megawatt gerado. A transição energética deve ser sinônimo de eficiência. Somente com segurança jurídica, respeito aos contratos e um marco regulatório que incentive a inovação e a sustentabilidade, o país poderá consolidar sua liderança renovável, garantindo energia limpa, segura e, acima de tudo, justa para todos os brasileiros. O retrocesso regulatório é um custo que nossa economia não pode mais suportar.
