Abel Holtz e Carlos Alberto Schoeps

A discussão sobre risco sistêmico voltou ao centro das atenções após a liquidação extrajudicial do Banco Master. Embora o caso financeiro não seja diretamente comparável ao setor elétrico, ele traz uma questão importante: até que ponto riscos assumidos por agentes privados podem crescer e acabar transferidos à coletividade?

No setor elétrico brasileiro, essa discussão é particularmente relevante porque existe uma tendência histórica de transformar problemas associados à atividade econômica dos agentes em custos sistêmicos e, posteriormente, transferi-los, em grande medida, aos consumidores.

Quando um problema ameaça o equilíbrio econômico-financeiro de geradores, distribuidores, comercializadores ou outros agentes, surgem mecanismos regulatórios destinados a preservar a estabilidade do setor. Na prática, porém, parte relevante das perdas acaba incorporada a tarifas, encargos, contas setoriais ou mecanismos extraordinários. Essa lógica precisa ser revista.

Quando o risco se materializa, ele deixa de ser empresarial?

Investir em geração de energia pressupõe assumir riscos relacionados à tecnologia, localização da usina, financiamento, venda da energia, expansão da demanda e capacidade de transmissão. Esses riscos são incorporados às taxas de retorno requeridas pelos investidores. O problema surge quando, depois de materializados, parte desses riscos passam a ser tratados como problemas sistêmicos e objeto de mecanismos de compensação ou compartilhamento de perdas.

Cria-se, assim, uma assimetria: o retorno remunera o risco privado, mas parte das perdas pode acabar socializada.

Esse modelo reduz a correta avaliação dos investimentos e cria um problema de moral hazard: se os agentes esperam que perdas suficientemente relevantes acabem recebendo alguma solução regulatória, a percepção do risco empresarial pode ser enviezada.

O GSF deixou uma lição importante

A crise hidrológica de 2014 e 2015 é um exemplo. A Lei nº 13.203/2015 criou um mecanismo de repactuação do risco hidrológico pelo qual os geradores poderiam transferir parcela de sua exposição mediante o pagamento de um prêmio de risco.

Os resultados mostram uma diferença expressiva entre prêmio e risco transferido. Entre 2015 e 2021, aproximadamente R$ 2,5 bilhões foram pagos pelos geradores em prêmios de risco, enquanto os consumidores cativos assumiram cerca de R$ 36 bilhões em custos relacionados ao risco hidrológico.

O objetivo era solucionar uma crise que afetava o funcionamento do mercado. Entretanto, os números deixam uma questão relevante: o risco transferido ao consumidor foi adequadamente precificado?

O curtailment traz o mesmo debate sob nova forma

Atualmente, o crescimento dos cortes de geração eólica e solar determinados pelo ONS traz novamente essa discussão. O curtailment não possui uma única causa. Pode decorrer de indisponibilidade da transmissão, requisitos de confiabilidade elétrica ou situações de sobreoferta, quando existe geração disponível em quantidade superior à capacidade de consumo ou escoamento do sistema. Essa diferenciação é fundamental.

O Brasil expandiu rapidamente a geração eólica e solar, enquanto carga, transmissão, armazenamento e flexibilidade do consumo crescem em ritmos diferentes. O resultado é um sistema que, em determinados períodos e regiões, possui mais geração disponível do que consegue absorver. Existem certamente falhas de planejamento e limitações de infraestrutura. Mas também existe risco empresarial. Se esses riscos forem integralmente transferidos ao consumidor quando se materializam, cria-se um sinal econômico inadequado.

A causalidade deveria definir quem paga

Se uma usina recebeu acesso ao sistema, cumpriu suas obrigações e posteriormente sofre restrições decorrentes de indisponibilidades externas ou de atrasos de infraestrutura previamente planejada, existe uma discussão legítima sobre compensação. O ponto central é que os eventos precisam ser separados conforme sua causa.

Antes de definir quem pagará, seria necessário responder: o risco era conhecido no momento do investimento? a restrição estava indicada nos estudos ou pareceres de acesso? o empreendimento foi instalado em região com restrições previsíveis? houve falha posterior de planejamento ou atraso de infraestrutura? o corte decorreu de sobreoferta do sistema? Somente depois dessa avaliação deveria ser discutido eventual compartilhamento do custo.

A Lei nº 15.269/2025 já avança nessa direção ao diferenciar determinadas causas de curtailment e evitar que situações como sobreoferta de energia sejam automaticamente tratadas como custos sistêmicos.

Quem provoca a necessidade deve participar do custo

As fontes de geração renováveis exigem investimentos expressivos em transmissão, armazenamento, reserva de capacidade, serviços ancilares, sistemas de controle e modernização das redes. Esses investimentos são necessários, mas não deveriam ser automaticamente financiados pelos consumidores.

O princípio deveria ser mais equilibrado: quem provoca custos adicionais ao sistema deve receber o sinal econômico correspondente; quem gera benefícios sistêmicos deve poder capturar parte desse valor.

Se determinada tecnologia ou localização exige reforços adicionais para sua integração, esse custo deveria ser considerado na decisão de investimento. Da mesma forma, consumidores capazes de reduzir a necessidade de expansão ou fornecer flexibilidade, por exemplo por resposta da demanda, deveriam ser remunerados por esse benefício.

O próprio tratamento dado às baterias pela Lei nº 15.269/2025, atribuindo aos geradores o custeio de determinados sistemas de armazenamento contratados como reserva de capacidade, representa uma mudança conceitual importante: reconhece que determinadas necessidades sistêmicas não decorrem exclusivamente do consumo, mas também das características da oferta.

O consumidor não pode ser sempre o segurador de última instância

Há ainda um problema de transparência. Quando novas compensações, encargos ou mecanismos são criados, raramente o consumidor recebe uma avaliação clara sobre quanto pagará, durante quanto tempo e qual benefício receberá em contrapartida.

Antes da socialização de perdas, deveria haver quantificação dos custos, identificação das causas, análise das alternativas e definição objetiva dos beneficiários. Durante muito tempo, diante de um problema sistêmico, a pergunta predominante foi: como distribuir esse custo entre os consumidores?

A pergunta correta deveria ser outra: quanto desse custo é efetivamente sistêmico e quanto pertence ao risco empresarial dos agentes envolvidos?

Segurança regulatória é essencial para atrair investimentos, mas não pode ser confundida com garantia de rentabilidade, garantia de escoamento da energia ou proteção contra riscos inerentes à atividade econômica. Se o retorno remunera o risco, deve existir responsabilidade quando esse risco se materializa.

O consumidor deve pagar pelos serviços que efetivamente recebe e pelos riscos sistêmicos que justificadamente lhe cabem. Não deveria continuar sendo chamado, sistematicamente, a proteger os demais agentes das consequências econômicas de riscos próprios de seus negócios.