Por João Carlos Mello e Luiz Fernando Leone Vianna*

O país está enfrentando consequências macroeconômicas por conta da calibração inadequada da formação dos preços da energia elétrica do mercado de curto prazo.

Hoje, a forma como o risco é precificado no modelo brasileiro, por meio do CVaR, já impacta diretamente a inflação.

Ao incorporar uma aversão ao risco excessivamente conservadora, o modelo elevou estruturalmente o preço da energia elétrica na ordem de 50%.

E não há evidências de ganhos proporcionais de segurança energética. Esse aumento não fica restrito ao setor elétrico e acaba por se espalhar por toda a economia.

O impacto direto na inflação

É visível a elevação de custos de produção, pressiona cadeias industriais e impacta diretamente o consumidor.

Em 2025, a conta de luz figurou entre os principais vetores inflacionários, com efeito estimado entre 1,28% e 1,92% no índice de preços.

Trata-se de um dado revelador: uma parcela relevante da inflação brasileira recente não decorre de escassez física de energia, mas de decisões de modelagem e parametrização.

Esse fenômeno é agravado por outros efeitos colaterais do modelo, como o acionamento frequente de bandeiras tarifárias e o despacho térmico em cenários que não configuram risco real para a operação.

O consumidor, portanto, paga mais por uma segurança energética que, na prática, tem se mostrado desproporcional ao benefício entregue.

O paradoxo do curtailment e a eficiência econômica

Talvez a consequência mais paradoxal dessa má calibração seja o impacto sobre o curtailment — o corte de geração de fontes renováveis, em momentos de excesso de oferta.

Em um sistema economicamente eficiente, períodos de abundância energética deveriam ser sinalizados por preços muito baixos, próximos de zero ou até negativos, como ocorre em mercados internacionais.

Esse sinal é fundamental para coordenar decisões, reduzir desperdícios e permitir o ajuste natural entre oferta e demanda. No Brasil, entretanto, ocorre o oposto.

Mesmo em cenários de sobra de energia, o modelo mantém preços elevados, frequentemente entre R$ 200 e R$ 300/MWh. Esse comportamento rompe a lógica econômica básica do setor elétrico.

O efeito disso é direto: o curtailment não apenas persiste, como se torna mais oneroso e complexo.

Geradores acabam expostos a um mercado artificialmente caro, sendo obrigados a recomprar energia a preços elevados.

O que deveria ser um ajuste natural do sistema se transforma em uma distorção econômica relevante, com impactos financeiros e operacionais crescentes.

Cria-se, assim, um ciclo. A aversão excessiva ao risco eleva preços, os preços distorcidos pioram o curtailment, e os cortes de energia, por sua vez, evidenciam ainda mais a inadequação do modelo.

Em vez de mitigar ineficiências, o desenho atual as amplifica.

O caso do subsistema Norte e a miopia do modelo

O caso recente do subsistema Norte ilustra de forma contundente toda essa dinâmica.

Entre março e abril de 2026, dados operativos do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) indicaram a ocorrência recorrente de vertimento turbinável.

Ou seja, havia água disponível para geração, mas essa energia foi desperdiçada. Em qualquer mercado funcional, esse cenário levaria o preço da energia elétrica ao piso.

Porém, o que se observou foi um desalinhamento significativo entre a operação real e o sinal econômico.

Em um universo de 936 horas analisadas, 547 horas, cerca de 58% do período, apresentaram simultaneamente excesso de energia e preços acima do mínimo, quando o esperado seria o contrário.

Mais do que isso, houve episódios extremos em que, mesmo com vertimento, os preços atingiram níveis muito elevados.

Em determinados horários de ponta, o CMO e o PLD ultrapassaram R$ 800/MWh e chegaram a superar R$ 1.200/MWh. Trata-se de uma distorção difícil de justificar sob qualquer ótica econômica.

Esse desalinhamento revela um problema estrutural: o modelo atual é altamente eficiente para capturar cenários de escassez, mas falha de forma relevante ao representar situações de abundância.

A aversão ao risco, calibrada para proteger o sistema em horizontes de longo prazo, acaba se sobrepondo à realidade operativa de curto prazo.

O resultado é um modelo “míope”, que enxerga riscos futuros com nitidez, mas ignora o excesso presente.

Desafios estruturais e a necessidade de recalibragem

No caso do Norte, esse problema é ainda potencializado por características estruturais do sistema, como a concentração da oferta em grandes usinas hidrelétricas.

Há indícios de que indisponibilidades prolongadas e manutenções sucessivamente postergadas possam estar restringindo artificialmente a oferta em momentos de alta disponibilidade hídrica.

Isso adiciona uma camada de complexidade, aproximando o cenário de potenciais distorções competitivas e exercício de poder de mercado.

O setor elétrico deixou de refletir a realidade física do sistema. E quando o preço perde sua função de sinal, o mercado perde sua capacidade de coordenação eficiente.

As consequências são amplas. A inflação é pressionada, os efeitos do curtailment são agravados, os investimentos enfrentam sinais distorcidos, afastando futuros aportes, e a confiança no mercado é reduzida.

O setor elétrico, que deveria ser um pilar de competitividade para a economia brasileira, passa a atuar como um vetor de custo e ineficiência.

Recalibrar o CVaR não significa reduzir a segurança energética. Significa, sim, encontrar um equilíbrio mais adequado entre prudência e eficiência.

É necessário ajustar parâmetros, aprimorar a representação das novas fontes e garantir que o modelo consiga refletir tanto cenários de escassez quanto de abundância.

* João Carlos Mello é CEO e fundador da Thymos Energia, e Luiz Fernando Leone Vianna é vice-presidente Institucional e Regulatório do Grupo Delta Energia.