O governo federal avalia estruturar uma operação de crédito de até R$ 7 bilhões, possivelmente via BNDES, para atenuar os reajustes tarifários das distribuidoras das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste que registrarem maiores altas em 2026. A medida ainda está em discussão, mas surge em um contexto no qual já houve reajustes expressivos, como o da Enel Rio de Janeiro, com aumento médio de 15,46% e elevação de 19,94% para a alta tensão. Em paralelo, Norte e Nordeste tendem a sentir menor pressão tarifária imediata, porque a ANEEL já aprovou a repactuação de R$ 7,87 bilhões de saldos de Uso do Bem Público (UBP), valor que será destinado à CDE para fins de modicidade tarifária no mercado regulado dessas regiões, nos termos da Lei nº 15.235/2025.

Do ponto de vista regulatório, essa estratégia não é nova. O setor elétrico já recorreu a mecanismos semelhantes no passado, especialmente com a Conta Covid, criada em 2020, e com a Conta Escassez Hídrica, criada em 2022, ambas estruturadas para evitar o repasse imediato de custos às tarifas por meio da contratação de operações financeiras em nome dos consumidores. Nos dois casos, o alívio no curto prazo não eliminou o custo: ele apenas adiou sua cobrança, transferindo o pagamento para os ciclos tarifários seguintes.

Esse é o ponto central da crítica à medida. A operação tende a reduzir o reajuste percebido neste ano, mas onera os anos seguintes com o valor que deixou de ser cobrado agora, acrescido de juros, encargos financeiros, garantias e demais custos acessórios da estrutura. No caso da Conta Escassez Hídrica, por exemplo, a ANEEL definiu que o pagamento aos bancos seria feito por meio de encargo tarifário da ordem de 7% inserido nas tarifas. Já no caso da Conta Covid, a própria regulamentação previu o repasse integral dos custos da operação à CDE, incluindo juros, encargos, garantias e custos diretos e indiretos, sendo o custo efetivo total associado a CDI mais spread da operação, somando outros quase 3% nas contas de energia por um período longo.

Ainda que a proposta possa produzir alívio tarifário de curto prazo, ela não representa redução estrutural do custo da energia. Trata-se de uma postergação do reajuste. Em um ambiente de juros ainda muito elevados, esse diferimento tende a ficar particularmente caro pois a a Selic atualmente é de 14,75% ao ano. Como os termos finais da nova operação ainda não foram divulgados, não é possível afirmar qual será exatamente sua taxa efetiva, mas, se a modelagem repetir a lógica de operações anteriores, o custo financeiro adicional para o consumidor poderá ser bastante elevado.

A medida pode até suavizar o impacto político e inflacionário dos reajustes em 2026, mas o faz à custa de um encargo futuro maior para o consumidor. Em vez de resolver a origem da pressão tarifária, a operação apenas redistribui o problema no tempo. Historicamente, esse tipo de solução tende a ser caro, porque transforma custo setorial corrente em dívida tarifária, com cobrança diluída nas tarifas futuras. Sob a ótica da modicidade tarifária, o efeito imediato pode parecer positivo, mas o resultado econômico agregado para o consumidor costuma ser negativo.