Abel Holtz e Carlos Alberto Schoeps

Os consumidores de energia elétrica no Brasil devem arcar, em 2025, com R$ 103,6 bilhões associados a subsídios, ineficiências e custos setoriais que pressionam a conta de luz, segundo levantamento divulgado pela ABRACE. A cada R$ 100 pagos, cerca de R$ 26 não se convertem em benefício direto ao consumidor na forma de melhoria de qualidade, redução de tarifa ou maior eficiência do serviço. O diagnóstico reforça uma característica recorrente do setor: parte relevante do preço final da energia não é explicada apenas pelo custo “físico” de geração e rede, mas por uma camada crescente de encargos, compensações e mecanismos de repasse.

Nesse total, a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) aparece como um dos principais componentes, com desembolso da ordem de R$ 44,4 bilhões em 2025 e que poderá superar R$ 52 bilhões em 2026, somando-se a aproximadamente R$ 59,2 bilhões classificados como custos “ocultos” ou indiretos, que incluem itens como perdas não técnicas, receitas irrecuperáveis, compensações regulatórias e incentivos setoriais diversos. A dinâmica desses componentes tende a ser cumulativa: ao crescerem, elevam a base de arrecadação e, em alguns casos, ampliam também a incidência de tributos e efeitos financeiros ao longo dos ciclos tarifários. Para os próximos anos, a tendência é de manutenção de pressão se não houver medidas de reequilíbrio, porque muitos desses itens têm comportamento rígido e não respondem rapidamente a melhorias conjunturais no custo de energia.

Além disso, cresce a discussão sobre custos adicionais de confiabilidade, que se tornam mais relevantes conforme o sistema incorpora maior volume de fontes com geração variável ao longo do dia. Mesmo quando a energia em si é competitiva em determinados horários, o sistema precisa contratar e manter recursos capazes de garantir atendimento nos períodos críticos, por exemplo, no início da noite, quando a geração solar cai rapidamente e a demanda permanece elevada.

Isso amplia a necessidade de energia de reserva, potência firme e flexibilidade operativa (térmicas, hidrelétricas de reserva, armazenamento e outros mecanismos), que são remunerados por disponibilidade e acabam compondo encargos e tarifas. Ou seja, parte do aumento estrutural de custos decorre de manter uma “segunda camada” de infraestrutura pronta para operar quando a geração variável não está disponível.

No campo legal e regulatório, a Lei nº 15.269/2025 (oriunda da MP do setor elétrico) incorporou dispositivos que, segundo estimativas citadas no debate setorial, podem adicionar custos relevantes ao longo do tempo, incluindo manutenção de contratações e benefícios por horizontes longos. Entidades de consumidores criticam a prorrogação de determinados incentivos e a contratação de fontes específicas, argumentando que isso pode elevar encargos e reduzir a eficiência econômica do portfólio de suprimento.

Em paralelo, permanecem incertezas sobre o desenho do primeiro leilão de baterias previsto para 2026 e sobre aspectos de regulação na ANEEL, especialmente no tratamento tarifário do uso da rede e na alocação de custos, o que pode afetar competitividade e preço final. Para o consumidor, o ponto central é que a conta de luz tende a continuar refletindo uma combinação de encargos crescentes, ajustes financeiros e custos de confiabilidade, reforçando a necessidade de revisão da política energética e a prioridade dada às fontes intermitentes, com aprimoramento para reduzir subsídios cruzados e tornar o sinal de custos mais claro nos próximos anos.