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Energia, Regulação e Estratégia: Caminhos para Conselhos e Investidores

Introdução

Para apoiar conselheiros e investidores na leitura do atual quadro do setor elétrico, este artigo propõe uma análise prospectiva que vai além da fotografia apresentada pelo relatório InfoTarifa da ANEEL. O documento mostrou que o custo da energia no Brasil está subindo acima da inflação, pressionado por encargos crescentes e insegurança regulatória. Essa realidade exige não apenas acompanhamento técnico, mas sobretudo decisões estratégicas de médio e longo prazo.

Nosso objetivo aqui é oferecer um guia estruturado para tomada de decisão, construído a partir de quatro cenários prospectivos. Cada cenário foi elaborado com base em tendências evidenciadas no relatório — como o aumento da CDE, a descotização das usinas da Eletrobras, a volatilidade das bandeiras tarifárias e as incertezas em torno do PIS/COFINS. Ao projetar futuros alternativos, buscamos evidenciar os riscos e oportunidades que podem emergir, além de indicar ações práticas que conselhos e investidores podem implementar dentro das empresas.

Essa abordagem prospectiva é essencial porque permite compreender que os desdobramentos do setor elétrico não se limitam à política tarifária ou ao movimento de curto prazo. O que está em jogo é a capacidade de planejamento e posicionamento estratégico diante de um ambiente marcado por pressões regulatórias, transição energética e mudanças tecnológicas aceleradas.

Ao longo deste artigo, cada cenário é descrito em sua lógica interna e acompanhado de recomendações concretas — que vão desde medidas defensivas, como investimentos em eficiência energética e postergação de grandes CAPEX, até iniciativas ofensivas, como o financiamento de novos modelos de negócio em armazenamento e hidrogênio verde. Assim, o leitor encontrará não apenas hipóteses de futuro, mas também um mapa de navegação estratégico para transformar riscos em oportunidades de crescimento e posicionamento competitivo.

Diagnóstico do InfoTarifa Agosto 2025

O relatório InfoTarifa de agosto de 2025 da ANEEL registrou que o setor elétrico brasileiro atravessa um momento de forte pressão tarifária. O efeito médio projetado para o ano foi de 6,3%, superando os principais índices de inflação — IPCA (5,1%) e IGP-M (1,3%). A principal causa apontada foi o crescimento da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), que alcançou R$ 49,2 bilhões, valor 32% maior que em 2024 e R$ 8,6 bilhões acima da previsão inicial.

O relatório detalha que esse aumento está relacionado aos subsídios cruzados — voltados para a micro e minigeração distribuída, a tarifa social, as fontes incentivadas e os combustíveis fósseis. Também se destacam a pressão da descotização das usinas da Eletrobras e o acionamento das bandeiras tarifárias vermelhas. Medidas compensatórias, como o Bônus de Itaipu, com a devolução de R$ 937 milhões a consumidores residenciais e rurais, foram classificadas como insuficientes diante da magnitude da alta.

Outro ponto apresentado é a insegurança jurídica, com destaque para o debate sobre a devolução do PIS/COFINS, ainda em análise pelo STF. O relatório indica que a indefinição em torno desse tema amplia a instabilidade sobre a formação das tarifas.

Por fim, o InfoTarifa ressalta que a Medida Provisória nº 1.300/2025 representa um movimento relevante, ao ampliar a Tarifa Social, abrir o mercado livre a todos os consumidores e revisar os encargos setoriais. O documento observa que essas medidas marcam uma mudança estrutural no setor, mas ainda em fase de implementação.

Cenários Prospectivos

O relatório InfoTarifa Agosto 2025 revelou que o setor elétrico brasileiro entrou em uma fase marcada por tarifas mais altas, maior peso de encargos setoriais, insegurança jurídica e transformações regulatórias em andamento. Esse conjunto de fatores não desenha apenas um desafio imediato para consumidores e empresas de energia, mas abre diferentes trajetórias para o futuro próximo. O que está em jogo não é somente a política tarifária de um ano específico, mas a capacidade do país de oferecer previsibilidade, atrair investimentos e garantir competitividade às cadeias produtivas e digitais.

A análise prospectiva é essencial porque permite enxergar o setor como um campo de múltiplos futuros possíveis. As variáveis apontadas pelo relatório — crescimento da CDE, descotização das usinas da Eletrobras, acionamento das bandeiras tarifárias, indefinições tributárias e implementação da MP nº 1.300/2025 — são as bases que sustentam a construção de quatro cenários alternativos. Cada um deles projeta como a interação entre regulação, inovação tecnológica, segurança jurídica e comportamento dos consumidores pode redesenhar o setor elétrico até o fim da década.

Nesse contexto, os datacenters assumem papel central. Como grandes consumidores de energia e infraestrutura crítica da economia digital, eles não apenas sentem o impacto direto das tarifas, mas também podem se tornar catalisadores da modernização. O Programa Nacional de Datacenters, ao prever incentivos para esse setor, adiciona uma nova camada estratégica à análise: a expansão da infraestrutura digital dependerá diretamente da solidez regulatória e da disponibilidade de energia limpa, competitiva e previsível.

Assim, os cenários prospectivos aqui apresentados não são exercícios de imaginação. São mapas de decisão que permitem a conselheiros, investidores, empresas de energia e grandes consumidores — incluindo os datacenters — avaliar riscos, antecipar movimentos e identificar oportunidades de crescimento. Cada cenário combina descrição, ações práticas que podem ser adotadas dentro das empresas e oportunidades de negócio que se abrem em contextos tão distintos.

Cenário A – Estagnação Cara

Neste cenário, as condições atuais se prolongam sem avanços significativos. O orçamento da CDE continua crescendo ano após ano, alimentado por subsídios cruzados para micro e minigeração, tarifa social e fontes incentivadas. A descotização das usinas da Eletrobras pressiona os custos da geração, enquanto as bandeiras tarifárias permanecem acionadas em função da baixa hidraulicidade e do uso mais intenso de termelétricas. Paralelamente, a indefinição sobre o PIS/COFINS no STF mantém o setor em um ambiente de insegurança jurídica permanente.

O efeito combinado é um setor caro, pesado em encargos e sem estímulos claros à inovação. Grandes consumidores enfrentam margens cada vez mais comprimidas, e investidores recuam, priorizando ativos já amortizados ou projetos de baixo risco. A previsibilidade é mínima, e cada ciclo tarifário gera novas surpresas.

Ações práticas nas empresas:

• Intensificar programas de eficiência energética e automação para reduzir consumo específico.
• Postergar grandes investimentos de expansão ou diversificação até maior clareza regulatória.
• Utilizar contratos curtos ou de média duração no mercado livre apenas como instrumentos de hedge.
• Revisar continuamente provisões jurídicas e contingências tributárias.
• Reduzir exposição em ativos que dependam fortemente de subsídios.

Oportunidades:

• Investimentos em autoprodução solar/eólica onshore, como blindagem de custos no longo prazo.
• Projetos de biomassa em cadeias regionais, aproveitando sinergias locais.
• Serviços de consultoria em eficiência energética para terceiros, transformando aprendizado interno em fonte de receita.

Cenário B – Ajuste Controlado

Nesse cenário, a MP nº 1.300/2025 avança de forma consistente, promovendo ajustes graduais. O mercado livre se amplia, os subsídios cruzados começam a ser reduzidos e os encargos passam a ter maior previsibilidade. As revisões da CDE e dos encargos setoriais criam uma base mais transparente, ainda que sem mudanças disruptivas.

O ambiente permite a empresas e investidores algum grau de confiança para planejar no médio prazo. Os consumidores encontram no mercado livre e em PPAs instrumentos sólidos de previsibilidade. Investidores priorizam ativos convencionais (solar e eólica onshore), mas começam a ensaiar movimentos em híbridos e contratos estruturados.

Ações práticas nas empresas:

• Migrar gradualmente para o mercado livre, com PPAs de médio e longo prazo.
• Estruturar consórcios de autoprodução entre grandes consumidores, incluindo datacenters, diluindo custos.
• Incorporar planejamento energético estratégico ao planejamento corporativo.
• Expandir áreas internas de gestão de portfólio de energia.
• Integrar energia às políticas de ESG e sustentabilidade corporativa.

Oportunidades:

• Consolidação de ativos estáveis em solar e eólica, incluindo o abastecimento de datacenters.
• Criação de serviços de gestão energética e comercialização para novos entrantes no mercado livre.
• Parcerias com investidores interessados em retornos previsíveis.
• Desenvolvimento de projetos híbridos simples (solar + storage em escala limitada).

Cenário C – Inovação Caótica

Aqui, o governo acelera incentivos a novas tecnologias, como BESS, hidrogênio verde e biomassa. Contudo, a regulação permanece fragmentada, sem arcabouço jurídico sólido. Projetos surgem em clusters industriais, corredores logísticos e hubs regionais, mas sofrem com instabilidade regulatória, mudanças abruptas em incentivos e judicialização frequente.

O resultado é um ambiente de dinamismo tecnológico, mas de alto risco. Investidores com maior tolerância à volatilidade podem obter ganhos expressivos, enquanto empresas avessas ao risco permanecem retraídas. Consumidores dispostos a investir em inovação encontram vantagens, mas carregam elevada exposição regulatória.

Ações práticas nas empresas:

• Priorizar projetos-piloto em clusters industriais ou parcerias com governos locais, que incluam datacenters como consumidores-âncora. 
• Estruturar contratos com cláusulas de adaptação regulatória.
• Criar comitês internos de regulação e inovação para monitorar riscos em tempo real.
• Diversificar portfólio: manter ativos convencionais enquanto aposta seletivamente em inovação.
• Desenvolver capacidades internas em captação de fundos de inovação nacionais e internacionais.

Oportunidades:

• Datacenters como catalisadores de inovação, testando BESS, cogeração com biomassa e integração com H₂V.
• Retornos elevados em projetos pioneiros de BESS e H₂V.
• Acesso a fundos de inovação, capital de risco e financiamentos multilaterais.
• Inserção em cadeias de biomassa e biogás como complemento firme às renováveis.
• Posicionamento de marca como agente inovador e de vanguarda.

Cenário D – Transformação Estratégica

Neste cenário, o Brasil adota um modelo regulatório moderno, inspirado em práticas internacionais. As tarifas passam a ser horárias e locacionais, o mercado livre é universalizado e os incentivos para inovação são claros e estáveis. Investidores internacionais veem o Brasil como destino estratégico de capital em energia limpa.

Empresas de energia ampliam portfólios, incorporando baterias, hidrogênio e projetos híbridos em larga escala. Grandes consumidores deixam de ser passivos: tornam-se protagonistas, negociando PPAs sofisticados, investindo em autoprodução e participando de programas de resposta da demanda. O país se posiciona como hub exportador de energia limpa e hidrogênio verde.

Ações práticas nas empresas:

• Escalar investimentos em BESS, H₂V e híbridos em grande porte.
• Reestruturar modelos de negócio para capturar receitas em serviços ancilares e mercados de capacidade.
• Estabelecer parcerias público-privadas em transmissão e integração de sistemas.
• Capacitar conselhos e executivos em finanças energéticas, digitalização e governança de risco.
• Integrar energia à estratégia central de competitividade, e não apenas à gestão de custos.

Oportunidades:

• Datacenters como âncora da transição energética, articulando PPAs e storage em escala.
• Atrair capital internacional em grande escala.
• Tornar o Brasil hub global de energia limpa e exportador de H₂V.
• Explorar novos mercados baseados em flexibilidade e inovação digital.
• Consolidar imagem de liderança em transição energética.

Quadro-Síntese – Ações Estratégicas por Cenário

Cenário	Descrição	Ações Práticas nas Empresas	Oportunidades
A – Estagnação Cara	Crescimento contínuo da CDE, manutenção de subsídios cruzados, descotização das usinas da Eletrobras e insegurança jurídica (PIS/COFINS). Tarifas seguem em alta e imprevisíveis.	– Intensificar eficiência energética e automação. – Postergar ou escalonar CAPEX de novos projetos. – Firmar contratos curtos de hedge no mercado livre – Provisionar riscos tributários e regulatórios. – Datacenters: adiar expansão e investir em otimização do consumo.	– Autoprodução solar/eólica onshore para redução de custos. – Projetos regionais de biomassa. Serviços de consultoria em eficiência energética, incluindo para datacenters.
B – Ajuste Controlado	Avanço gradual da MP 1.300/2025, revisão de subsídios cruzados e ampliação do mercado livre com previsibilidade, mas foco em tecnologias maduras.	– Migrar gradualmente para o mercado livre, com PPAs de médio/longo prazo. – Formar consórcios de autoprodução (incluindo datacenters). – Incorporar planejamento energético estratégico. – Ampliar gestão de portfólio de energia. – Datacenters: firmar PPAs renováveis para atrair clientes globais.	– Expansão de ativos solares e eólicos maduros. – Serviços de gestão energética digitalizada. – “Green datacenters” certificados como diferencial competitivo.
C – Inovação Caótica	Incentivos aceleram BESS, H₂V e biomassa, mas sem regulação clara. Projetos avançam em clusters e hubs, sob risco de instabilidade e judicialização.	– Priorizar projetos-piloto em clusters industriais. – Estruturar contratos flexíveis com cláusulas de adaptação. – Criar comitês internos de monitoramento regulatório. – Balancear portfólio entre ativos convencionais e inovadores. – Datacenters: testar modelos inovadores de abastecimento (BESS, cogeração, H₂V).	– Retornos elevados em projetos pioneiros de BESS e H₂V. – Acesso a fundos de inovação e capital de risco. – Datacenters como catalisadores de inovação energética, oferecendo infraestrutura resiliente.
D – Transformação Estratégica	Regulação clara, mercado livre universalizado, tarifas horárias e locacionais. Incentivos estáveis atraem capital internacional e viabilizam tecnologias emergentes.	– Investir em BESS, H₂V e projetos híbridos em grande escala. – Estruturar modelos de negócio para capturar serviços ancilares e mercados de capacidade. – Estabelecer PPPs em transmissão e integração regional. – Capacitar conselhos em finanças energéticas e digitalização. – Datacenters: operar como âncoras energéticas, integrando PPAs híbridos e storage.	– Brasil como hub global de energia limpa e H₂V. Atração de capital internacional em larga escala. – Novos mercados baseados em flexibilidade e inovação digital. – Datacenters como infraestrutura estratégica da economia digital, competitivos globalmente.

Conclusão

O InfoTarifa Agosto 2025 evidencia que o setor elétrico brasileiro vive um ponto de inflexão. O aumento do efeito médio das tarifas, impulsionado pelo crescimento da CDE, pela descotização das usinas da Eletrobras e pela instabilidade jurídica em torno de encargos e tributos, mostra que a energia deixou de ser apenas um insumo: ela se transformou em uma variável estratégica para a competitividade das empresas e para a atração de investimentos.

Os quatro cenários prospectivos apresentados demonstram que o futuro do setor não está pré-determinado, mas dependerá das escolhas regulatórias, da capacidade de oferecer segurança jurídica e da forma como empresas e consumidores — incluindo os datacenters — se posicionarem. Na estagnação cara, prevalece a lógica de defesa; no ajuste controlado, a prioridade é a blindagem de custos; na inovação caótica, surgem retornos altos, mas em ambiente de risco; e na transformação estratégica, o Brasil pode se consolidar como hub global de energia limpa e infraestrutura digital.

Para conselhos e investidores, a mensagem central é inequívoca: sem regulação clara e previsibilidade jurídica, não haverá capital novo disposto a financiar a transição energética e digital. Mas, ao mesmo tempo, existem caminhos de ação prática dentro das empresas — desde investimentos em eficiência e autoprodução até a exploração de modelos híbridos e armazenamento em larga escala.

O Programa Nacional de Datacenters adiciona um componente decisivo a este quadro. Como grandes consumidores e infraestrutura crítica da economia digital, os datacenters podem acelerar a demanda por energia renovável e resiliente, funcionando como catalisadores da modernização do setor. Para isso, é essencial que estejam inseridos em um ambiente regulatório sólido, capaz de dar suporte a contratos de longo prazo e estimular a inovação.

Assim, a leitura é clara: os riscos são grandes, mas as oportunidades também. Cabe às lideranças empresariais e institucionais pressionar por regulação estável, adotar medidas práticas de mitigação e se preparar para transformar a pressão tarifária em vantagem competitiva. O futuro do setor elétrico brasileiro — e da própria infraestrutura digital do país — será moldado pela capacidade de alinhar segurança jurídica, inovação tecnológica e estratégia empresarial.

Sumário Executivo

O Brasil avança rapidamente na transição energética. A expansão da energia solar e eólica trouxe ganhos de sustentabilidade e competitividade, mas também novos desafios: a intermitência da geração e o aumento do curtailment, ou seja, o desperdício de energia renovável por falta de capacidade de armazenamento ou escoamento. Hoje, excedentes de vento e sol são produzidos no Nordeste e não chegam ao consumidor final. Esse quadro ameaça a atratividade de investimentos em renováveis e reduz a eficiência do sistema elétrico.

As Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHRs) surgem como resposta estratégica a esse dilema. Mais do que ativos de geração, são infraestruturas críticas de armazenamento de energia em grande escala. Funcionam como “baterias hídricas”: bombeiam água para um reservatório superior quando há sobra de energia e turbina essa água em momentos de maior demanda. Trata-se da tecnologia de armazenamento mais madura do mundo, representando 96% da capacidade global instalada. Com eficiência entre 70% e 80% e vida útil superior a 60 anos, as UHRs oferecem previsibilidade e resiliência que poucos ativos conseguem entregar.

O Brasil tem potencial expressivo. A EPE já identificou 21 GW em locais promissores no Rio de Janeiro e em São Paulo, equivalentes a quase 20% da capacidade instalada do país. Estudos de viabilidade em Furnas e Henry Borden mostram que é possível modernizar ativos existentes e integrá-los a fontes como solar flutuante, ampliando ganhos econômicos e ambientais. Apesar disso, não há projetos em implantação. Os entraves ainda residem no ambiente regulatório: enquadramento incerto (geração ou carga), risco de bitributação (TUSD, TUST, ICMS) e ausência de mecanismos de remuneração por capacidade e serviços ancilares.

Do ponto de vista estratégico, as UHRs interessam a diferentes perfis de investidores: geradoras tradicionais que buscam diversificação, fundos de infraestrutura que valorizam estabilidade de longo prazo, big techs e indústrias eletrointensivas que necessitam de contratos renováveis firmes, além de bancos multilaterais com agendas climáticas. Para conselhos de administração, três dimensões devem guiar a análise: o equilíbrio entre retorno e resiliência de longo prazo, a gestão de riscos regulatórios e ambientais e a valorização de atributos ESG e usos multipropósito da água, como irrigação, piscicultura e abastecimento humano.

Os próximos passos estão claros: apoiar projetos-piloto, engajar-se em ajustes regulatórios e estruturar contratos de longo prazo com grandes consumidores. Quem se antecipar poderá capturar não apenas retorno financeiro, mas também liderança em uma agenda que redefinirá o futuro da energia no Brasil.

Introdução

O Brasil é, historicamente, um dos países mais bem posicionados no cenário global de energia limpa. A matriz elétrica brasileira já é predominantemente renovável, sustentada principalmente por grandes usinas hidrelétricas com reservatórios de regularização. Esse modelo garantiu, por décadas, segurança de suprimento e preços competitivos. Entretanto, o cenário atual está em plena transformação.

Nos últimos dez anos, assistimos a uma expansão acelerada das fontes eólica e solar fotovoltaica, que já respondem por mais de 15% da matriz elétrica nacional, segundo dados da EPE e do ONS . Essa trajetória é irreversível, pois o custo dessas tecnologias caiu drasticamente e o Brasil possui abundância de recursos naturais. No entanto, o crescimento dessas fontes traz consigo um desafio estrutural: a intermitência da geração.

Fontes intermitentes, como a solar e a eólica, dependem de condições climáticas e, portanto, não podem ser despachadas sob demanda. O sol produz energia durante o dia, mas não à noite; o vento sopra em determinados períodos, muitas vezes fora dos horários de maior consumo. Essa falta de alinhamento entre oferta e demanda pressiona a operação do Sistema Interligado Nacional (SIN).

O resultado prático é o curtailment: energia renovável sendo desperdiçada. Na região Nordeste, por exemplo, já existem períodos em que a geração eólica excede a capacidade de transmissão para os centros de carga, obrigando o Operador Nacional do Sistema (ONS) a reduzir a produção dessas usinas . Trata-se de um paradoxo: ao mesmo tempo em que o país investe em fontes limpas, uma parte significativa dessa energia não chega ao consumidor final.

É nesse contexto que as Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHRs) ganham relevância. Reconhecidas internacionalmente como a forma mais madura e escalável de armazenamento de energia — representando 96% da capacidade de armazenamento instalada no mundo  — as UHRs funcionam como verdadeiras “baterias hídricas”. Durante os momentos de sobra de energia (como ao meio-dia solar ou durante madrugadas de vento intenso), a eletricidade é usada para bombear água para um reservatório superior. Quando a demanda cresce, essa água é liberada, gerando energia firme e confiável.

Segundo o Roadmap da EPE (2025), as UHRs no Brasil poderiam assumir papel central na transição energética, reduzindo curtailment, fornecendo flexibilidade ao sistema e garantindo a inserção segura de renováveis variáveis . Apesar disso, não há ainda projetos em construção no país, em grande parte devido a barreiras regulatórias, econômicas e ambientais que analisaremos nos próximos capítulos.

Este artigo, portanto, tem um propósito claro: orientar investidores e conselhos de administração na avaliação de investimentos em UHRs no Brasil. Não se trata apenas de uma análise técnica, mas de um guia estratégico, que combina fundamentos de engenharia, regulação e finanças, de modo a oferecer uma visão completa para a tomada de decisão.

Resumo

• A matriz elétrica brasileira é predominantemente renovável, mas o avanço de solar e eólica aumenta a intermitência.
• O curtailment já ocorre no Nordeste, com desperdício de energia limpa.
• As UHRs são a solução de armazenamento mais madura do mundo, podendo transformar excedentes intermitentes em energia firme.
• O objetivo deste artigo é orientar investidores e conselhos sobre oportunidades e riscos das UHRs no Brasil.

Call to Action

Para investidores e conselheiros, o desafio é claro: o Brasil não precisa apenas de mais geração renovável, mas de armazenamento estratégico. Avaliar UHRs hoje significa estar um passo à frente, transformando desperdício em valor, risco em oportunidade e intermitência em resiliência.

Fontes Intermitentes e o Desafio do Curtailment

A transição energética global é marcada pela ascensão das fontes intermitentes de geração de eletricidade, principalmente a solar fotovoltaica e a eólica. Diferentemente das usinas hidrelétricas convencionais ou das térmicas, essas fontes não podem ser acionadas sob demanda. Sua produção depende de condições naturais — radiação solar e intensidade do vento — que variam de hora em hora, de dia para dia e de estação para estação.

Definição de intermitência

A intermitência caracteriza-se pela variabilidade e imprevisibilidade da geração. Ainda que os avanços em modelagem climática e previsão tenham aumentado a confiabilidade das estimativas, a produção efetiva de uma usina solar ou eólica pode mudar abruptamente em questão de minutos. Isso impõe ao operador do sistema elétrico um desafio crescente: equilibrar oferta e demanda em tempo real.

• Solar fotovoltaica: gera somente durante o dia, com pico de produção próximo ao meio-dia. Nuvens passageiras ou mudanças sazonais podem reduzir a produção rapidamente.
• Eólica: embora apresente fator de capacidade elevado no Brasil (em torno de 50% no Nordeste), depende da velocidade e constância dos ventos. Em muitos casos, os ventos sopram com maior intensidade à noite, quando a demanda de energia é menor.

O problema central é o desalinhamento da curva de geração intermitente com a curva de consumo. O pico de demanda elétrica no Brasil costuma ocorrer no início da noite, justamente quando a energia solar já não está disponível e a eólica pode não ser suficiente para suprir o sistema.

Conceito de curtailment

Quando o sistema elétrico não consegue absorver toda a energia renovável produzida, seja por falta de demanda, por limitações de transmissão ou por questões de estabilidade da rede, ocorre o chamado curtailment. Nesse cenário, o operador determina a redução da produção de usinas solares e eólicas, mesmo quando há condições de geração.

O curtailment é uma contradição evidente: energia limpa e de baixo custo é produzida, mas não chega ao consumidor final. O resultado é duplamente negativo:

• Econômico: os geradores deixam de auferir receita, comprometendo a atratividade de novos investimentos.
• Ambiental: perde-se a oportunidade de substituir geração fóssil, reduzindo o impacto positivo da matriz renovável.

Impactos econômicos

Do ponto de vista de investidores e conselhos de administração, o curtailment representa um risco direto ao fluxo de caixa de projetos de energia renovável. A perda de receita associada à indisponibilidade de escoamento pode afetar o retorno esperado e aumentar a percepção de risco regulatório e sistêmico. Além disso, o excesso de geração não utilizada pressiona a precificação no mercado de curto prazo, reduzindo o valor marginal da energia.

O contexto brasileiro: o caso do Nordeste

O Brasil já começa a vivenciar esse fenômeno em escala relevante. O Nordeste, região com o maior potencial eólico e solar do país, tem registrado excedentes de geração renovável em determinados períodos. O Operador Nacional do Sistema (ONS) tem recorrido ao despacho de restrição para limitar a produção de usinas eólicas e solares, em função da capacidade limitada de transmissão para outras regiões do país.

Esse gargalo é emblemático: ao mesmo tempo em que o Brasil busca expandir a matriz limpa, enfrenta a contradição de desperdiçar energia renovável por falta de capacidade de armazenamento ou de infraestrutura de transmissão. É nesse ponto que entram as soluções de armazenamento de energia de longa duração, como as Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHRs), capazes de transformar excedentes intermitentes em energia firme e disponível sob demanda.

Resumo

• Intermitência: geração solar e eólica depende de fatores climáticos e não acompanha a curva de consumo.
• Curtailment: ocorre quando o sistema não consegue absorver toda a energia gerada, gerando perdas econômicas e ambientais.
• Impacto no Brasil: o Nordeste já vive restrições, com excedentes renováveis e limites de transmissão.
• Mensagem-chave: o curtailment não é um problema futuro, mas uma realidade presente, que exige soluções estruturais de armazenamento.

Call to Action

Para investidores e conselhos, compreender o impacto da intermitência e do curtailment é essencial. Projetos de energia renovável só terão sustentabilidade financeira se acompanhados de estratégias de armazenamento. As UHRs surgem como oportunidade de transformar esse risco em diferencial competitivo.

O Papel das Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHR)

As Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHR), também chamadas de Pumped Storage Hydropower (PSH), representam a espinha dorsal do armazenamento de energia em grande escala no mundo. Mais do que uma alternativa tecnológica, elas são consideradas uma peça-chave na transição energética porque aliam maturidade comprovada, vida útil longa e capacidade única de equilibrar um sistema cada vez mais dominado por fontes intermitentes. Segundo a literatura recente, cerca de 96% da capacidade de potência instalada em armazenamento no mundo está concentrada nas UHRs.

Como funcionam as UHRs

O princípio é engenhosamente simples. Uma UHR funciona com dois reservatórios localizados em cotas distintas. Quando há excesso de energia elétrica disponível no sistema — tipicamente ao meio-dia solar ou durante madrugadas de ventos fortes — essa energia é usada para bombear água do reservatório inferior para o superior. Nos momentos em que a demanda cresce e os preços sobem, a água retorna para o reservatório inferior por meio de turbinas, gerando eletricidade.

Esse ciclo de bombeamento e turbinamento transforma a UHR em uma espécie de “bateria hídrica”, armazenando energia elétrica na forma de energia potencial gravitacional. A eficiência do processo, conhecida como round-trip efficiency, fica entre 70% e 80%, e a vida útil das instalações pode ultrapassar 60 anos, algo que confere às UHRs um caráter de ativo estrutural de longo prazo .

Diferentes arranjos e tipologias

As UHRs podem assumir configurações distintas:

• Circuito aberto: aproveitam rios ou reservatórios naturais já existentes.
• Circuito fechado (off-river): utilizam reservatórios artificiais isolados, o que minimiza impactos ambientais e facilita o licenciamento.
• Arranjos híbridos: associam-se a usinas hidrelétricas convencionais, reforçando a flexibilidade de empreendimentos já em operação.

Estudos recentes ressaltam que o futuro da expansão está nos sistemas fechados off-river, pois eles evitam conflitos com o uso múltiplo da água, reduzem impactos em ecossistemas e oferecem maior liberdade de localização .

Contribuições sistêmicas

Mais do que armazenar energia, as UHRs oferecem ao sistema elétrico um conjunto de serviços de alto valor estratégico:

• Armazenamento de longa duração: com capacidade de operar em ciclos diários, semanais e até sazonais, algo inviável para baterias de lítio.
• Integração de renováveis: absorvem os excedentes solares e eólicos que, de outra forma, seriam desperdiçados por curtailment.
• Serviços ancilares: fornecem regulação de frequência, controle de tensão e reserva girante, funções antes garantidas por térmicas fósseis.
• Segurança energética: aumentam a resiliência do sistema diante de choques de demanda ou falhas de geração.

Não por acaso, países com alta penetração de renováveis intermitentes já se apoiam fortemente nas UHRs. A China, por exemplo, expandiu agressivamente essa tecnologia para dar estabilidade à sua rede, enquanto na Europa há projetos integrando UHRs a parques solares e eólicos em regime híbrido .

Comparação estratégica com outras tecnologias

As baterias de íon-lítio (BESS) ganharam protagonismo nos últimos anos devido à queda de preços e à rapidez de instalação. Elas são ideais para ciclos curtos, entre 2 e 6 horas. Porém, quando se trata de armazenamento de longa duração — 8 a 12 horas ou até sazonais — as UHRs permanecem imbatíveis em custo e robustez.

Enquanto as baterias exigem reposição periódica (10–15 anos), as UHRs entregam operação estável por mais de meio século. Em análises de custo nivelado de armazenamento (LCOS) em horizontes de 30 a 50 anos, a UHR figura como a solução mais competitiva . Essa diferença de horizonte é crucial para conselhos de administração: baterias atendem a estratégias de curto prazo, mas UHRs estruturam o futuro energético de longo prazo.

Resumo

• UHRs concentram quase toda a capacidade global de armazenamento, com eficiência de 70–80% e vida útil superior a 60 anos.
• Funcionam como “baterias hídricas”, armazenando energia em reservatórios superiores para devolvê-la em momentos de maior valor.
• Possuem diferentes tipologias, com destaque para sistemas off-river, ambientalmente mais adequados.

• Fornecem serviços críticos de segurança e flexibilidade, comparáveis aos das térmicas, mas em formato renovável.

• São mais competitivas que baterias em ciclos longos, sendo ativos estruturais para quem investe com horizonte de décadas.

Call to Action

Para investidores e conselhos, o recado é claro: as UHRs não são apenas mais uma tecnologia, mas uma infraestrutura estratégica. São elas que podem transformar excedentes renováveis em energia firme, dar estabilidade ao sistema e garantir valor de longo prazo. Ignorar esse potencial pode significar perder espaço em um mercado que caminha para depender cada vez mais de armazenamento em larga escala.

Condições Técnicas de Viabilidade

As Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHRs), embora tecnicamente maduras, exigem um conjunto específico de condições para se tornarem viáveis. Para investidores e conselhos de administração, compreender esses fatores é essencial: não basta avaliar apenas a rentabilidade financeira, é preciso entender se o projeto é factível do ponto de vista topográfico, ambiental e de integração com o sistema elétrico.

Requisitos topográficos

O primeiro fator crítico é a topografia. Uma UHR só pode ser construída em locais onde haja:

• Desnível (head) significativo entre dois pontos, garantindo altura suficiente para turbinar a água;
• Reservatórios próximos o bastante para reduzir o custo com túneis e adutoras;
• Geologia favorável, evitando infiltrações e instabilidades de terreno.

Estudos indicam que, quanto maior o desnível natural, menor o CAPEX relativo por MWh armazenado. Isso explica por que regiões montanhosas ou com vales profundos são candidatas naturais para implantação de UHRs .

Ferramentas de inventário: o GeoUHR da EPE

Para avaliar o potencial das usinas hidrelétricas reversíveis, a EPE desenvolveu a ferramenta GeoUHR, um plugin para ArcGIS que cruza informações topográficas, de uso da terra, rede de transmissão e restrições ambientais. A primeira aplicação prática ocorreu no estado do Rio de Janeiro, onde foram identificados 15 sítios potenciais para implantação de UHRs .

Os resultados são expressivos:

• Potência instalada total estimada: aproximadamente 21 GW.
• Energia armazenável total: cerca de 63 GWh.

Locais identificados no estado do Rio de Janeiro

De acordo com a EPE, entre os principais pontos mapeados no inventário estão regiões com relevos favoráveis, proximidade da rede de transmissão e relativa distância de áreas ambientalmente sensíveis. Alguns exemplos destacados incluem:

• Serra da Mantiqueira (RJ-SP-MG): aproveitamento de desníveis naturais e proximidade com o sistema de Furnas.
• Região Serrana do Rio de Janeiro: áreas de Petrópolis, Teresópolis e Nova Friburgo, com altitudes superiores a 1.000 metros.
• Vale do Paraíba Fluminense: regiões próximas à divisa com São Paulo, com topografia acidentada e conexão próxima a linhas de transmissão de alta tensão.
• Entorno da Serra do Mar: potenciais aproveitamentos em áreas já impactadas por reservatórios de abastecimento e antigos projetos hidrelétricos.

O relatório também recomenda priorizar locais fora de unidades de conservação integral, explorando áreas já modificadas pela ação humana, como pedreiras desativadas, reservatórios existentes ou áreas industriais.

Expansão para outros estados

Embora o estudo inicial tenha se concentrado no Rio de Janeiro, a própria EPE indica que a metodologia pode ser replicada em São Paulo, Minas Gerais e regiões do Sul, todas com grande potencial de desnível topográfico e infraestrutura elétrica próxima .

Integração com solar flutuante e eólica

Uma das tendências mais promissoras é a hibridização das UHRs com outras fontes renováveis:

• Solar flutuante: a instalação de painéis sobre os reservatórios traz benefícios duplos — aumenta a geração renovável disponível para o bombeamento e reduz a evaporação da água, ampliando a eficiência do sistema .
• Eólica: complementaridade natural, sobretudo no Nordeste. O vento noturno pode alimentar o bombeamento, enquanto a água armazenada garante geração firme em horários de pico.

Essas sinergias não apenas elevam a produtividade do sistema, mas também reforçam a narrativa ESG, tão valorizada por investidores institucionais.

Comparação com BESS e H₂

Ao avaliar condições de viabilidade, é inevitável comparar as UHRs com outras tecnologias de armazenamento:

Critério	UHR	BESS (baterias de lítio)	H₂ (hidrogênio verde)
Duração típica	8–12 horas (até sazonal)	2–6 horas	Dias a semanas (com reconversão)
CAPEX inicial	Alto (infraestrutura civil)	Médio, em queda	Muito alto (eletrólise + célula)
Payback	Longo (10–15 anos)	Curto (3–7 anos)	Muito longo (>15 anos)
Vida útil	> 60 anos	10–15 anos	20–30 anos (dependente da tecnologia)
Risco tecnológico	Baixo (tecnologia madura)	Médio (degradação de células)	Alto (custos e eficiência incertos)
Escala de projeto	Centenas de MW a GW	Modular, de kW a centenas de MW	Grande porte, ainda experimental

Essa comparação mostra claramente que as UHRs se posicionam como solução estrutural de longo prazo, enquanto os BESS são mais adequados para respostas rápidas e o hidrogênio ainda enfrenta incertezas tecnológicas e econômicas .

Resumo

• UHRs dependem de condições topográficas favoráveis (desnível, proximidade e geologia).
• O GeoUHR da EPE já identificou potenciais de grande escala no Brasil, principalmente no Sudeste.
• Integração híbrida com solar flutuante e eólica aumenta a atratividade técnica e financeira.
• Frente a BESS e H₂, as UHRs se destacam pela durabilidade, escala e maturidade tecnológica, embora exijam CAPEX inicial elevado e payback mais longo.

Call to Action

A identificação de 21 GW potenciais no RJ é significativa. Para efeito de comparação, isso representa quase 20% da capacidade instalada atual de todo o sistema elétrico brasileiro. Esse dado mostra que o país não carece de oportunidades técnicas para desenvolver UHRs — o desafio está em transformar esse potencial em projetos concretos, superando entraves regulatórios e ambientais.

Desafios Regulatórios e de Mercado

Apesar do enorme potencial técnico identificado para as Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHRs) no Brasil, essa tecnologia ainda não saiu do papel. A explicação está menos nos aspectos de engenharia — maduros e consolidados — e mais nas barreiras regulatórias e econômicas que historicamente impediram sua viabilização.

Histórico: ausência de sinal econômico e regulatório claro

Durante décadas, o Brasil não teve uma política definida para o armazenamento de energia. O Sistema Interligado Nacional (SIN) contou com a flexibilidade natural de seus grandes reservatórios, que funcionaram como “baterias hídricas” de longo prazo. Isso reduziu a urgência por tecnologias como as UHRs. Somado a isso, os sinais de preço da energia eram semanais e depois diários, o que não favorecia modelos de negócios baseados em arbitragem de preços. Sem volatilidade suficiente, não havia incentivo para investir em armazenamento .

Problemas de enquadramento: geração ou carga?

Outro entrave fundamental é regulatório: uma UHR pode ser vista ao mesmo tempo como geração (quando turbina) e carga (quando bombeia). Essa ambiguidade de enquadramento gera insegurança jurídica para investidores. Sem clareza, surgem dúvidas sobre a incidência de encargos, tributos e até sobre a elegibilidade da tecnologia em leilões de energia .

Barreiras tarifárias (TUST/TUSD/ICMS)

As UHRs enfrentam risco de bitributação. Durante o bombeamento, podem ser tarifadas como consumidoras (pagando TUSD/TUST e ICMS). Na geração, são novamente tarifadas como geradoras. Essa duplicidade inviabiliza a competitividade frente a outras soluções. A ausência de uma regra clara sobre como cobrar pelo uso da rede e pelos tributos cria um ambiente de alto risco regulatório .

Avanços recentes: Nota Técnica EPE (2019), Roadmap UHR (2025) e debates ANEEL/MME

Nos últimos anos, houve progresso. A Nota Técnica EPE-DEE-NT-006/2019 foi um marco ao mapear o potencial de UHRs no Rio de Janeiro, utilizando a ferramenta GeoUHR para identificar sítios tecnicamente promissores . Esse trabalho abriu caminho para discussões mais estruturadas sobre a inserção das UHRs no planejamento energético.

Em 2025, a EPE publicou o Caderno de Estudos – Roadmap Usinas Hidrelétricas Reversíveis, que detalha as barreiras técnicas, econômicas e regulatórias e propõe caminhos para superar esses entraves . O estudo reconhece a necessidade de mecanismos específicos de remuneração e de um marco regulatório adaptado à realidade do armazenamento.

Paralelamente, a ANEEL iniciou debates sobre a regulamentação do armazenamento de energia, enquanto o MME promoveu workshops e consultas públicas sobre a viabilidade das UHRs como parte da transição energética . Esses movimentos indicam que o tema finalmente entrou na agenda do setor.

Perspectivas de remuneração: mercado de capacidade e serviços ancilares

A perspectiva de viabilização das UHRs no Brasil passa por sua inclusão em novos mecanismos de remuneração:

• Mercado de capacidade: além de vender energia, as UHRs poderiam ser remuneradas pela garantia de potência firme, assegurando estabilidade ao SIN.
• Serviços ancilares: frequência, tensão, reserva girante e black-start são serviços valiosos que as UHRs podem fornecer, mas que ainda não possuem remuneração adequada.
• P&D e pilotos regulatórios: iniciativas regulatórias experimentais, como as aplicadas em baterias (BESS), poderiam ser replicadas para UHRs, reduzindo risco e atraindo capital privado.

Esses avanços mostram que o Brasil começa a construir as bases para destravar investimentos em UHRs, mas ainda há um longo caminho a percorrer até que as barreiras tarifárias e jurídicas sejam plenamente resolvidas.

Resumo

• Ausência histórica de sinal econômico e regulatório impediu o avanço das UHRs.
• Ambiguidade de enquadramento como geração ou carga gera insegurança jurídica.
• Barreiras tarifárias (TUSD, TUST e ICMS) criam risco de bitributação.
• Avanços recentes: Nota Técnica EPE (2019), Roadmap UHR (2025), debates ANEEL/MME.
• Perspectivas: remuneração via mercado de capacidade e serviços ancilares é o caminho para viabilizar projetos.

Call to Action

Para investidores e conselhos de administração, o recado é claro: o ambiente regulatório é hoje o maior risco e, ao mesmo tempo, a maior oportunidade. Monitorar os desdobramentos da ANEEL, da EPE e do MME será crucial para antecipar movimentos. Apoiar pilotos e projetos de demonstração pode garantir posição de vantagem quando o mercado de capacidade e a remuneração por serviços ancilares se tornarem realidade.

Desafios Ambientais e Sociais

A viabilidade das Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHRs) no Brasil não depende apenas de engenharia e economia. Questões ambientais e sociais estão no centro do debate e podem ser tanto barreiras como oportunidades de diferenciação. Projetos mal planejados enfrentam atrasos, judicializações e custos adicionais, enquanto projetos concebidos com visão multipropósito e sustentabilidade podem conquistar licenciamento mais rápido e apoio da sociedade.

Complexidade do licenciamento ambiental

O processo de licenciamento ambiental no Brasil é reconhecidamente rigoroso. Para UHRs, a complexidade é ainda maior por dois motivos:

1. Alterações hidrológicas: o ciclo de bombeamento e turbinamento implica em variações diárias no nível dos reservatórios, algo pouco usual em hidrelétricas convencionais.
2. Uso de novos reservatórios: em projetos greenfield, a criação de reservatórios artificiais exige avaliação de impacto sobre flora, fauna e comunidades locais.

A experiência internacional mostra que sistemas off-river (circuito fechado), que não utilizam rios naturais, tendem a ter licenciamento mais simples, pois reduzem o risco de afetar ecossistemas fluviais .

Impactos em ecossistemas aquáticos

Entre os principais impactos ambientais das UHRs, destacam-se:

• Oscilações do nível da água: variações diárias podem afetar margens, solos e habitats ripários.
• Oxigenação e qualidade da água: mudanças na estratificação térmica podem comprometer a qualidade, exigindo monitoramento constante.
• Biodiversidade aquática: ciclos de bombeamento podem interferir na fauna e flora aquática, com riscos à migração de peixes e a outros organismos .

Estudos apontam que esses impactos podem ser mitigados com planejamento adequado de operação, escolha de espécies resistentes e introdução de passagens para a fauna aquática.

Estratégias de mitigação

Para reduzir riscos ambientais e acelerar a aprovação regulatória, algumas estratégias são recomendadas:

• Reservatórios artificiais fechados: minimizam contato com ecossistemas naturais e reduzem conflitos sobre o uso da água.
• Uso de áreas já impactadas: pedreiras desativadas, reservatórios de abastecimento ou áreas industriais degradadas são candidatas promissoras.
• Monitoramento e gestão adaptativa: programas de medição de oxigênio, qualidade da água e biodiversidade, com ajustes operacionais em tempo real .

Essas medidas não apenas facilitam o licenciamento, como também podem atrair financiamento verde, já que projetos com estratégias claras de mitigação se alinham melhor a critérios ESG.

Potencial multipropósito

Uma UHR pode ir além de sua função energética. Seus reservatórios podem ser planejados como ativos multipropósito:

• Irrigação agrícola: armazenando água para períodos secos, fortalecendo cadeias produtivas locais.
• Piscicultura e aquicultura: uso dos reservatórios para criação de espécies adaptadas.
• Abastecimento humano: integração com sistemas de fornecimento de água potável em regiões com déficit hídrico.

Esses usos complementares aumentam a aceitação social dos projetos, pois geram benefícios diretos para comunidades vizinhas .

Aceitação social como diferencial competitivo

Projetos hidrelétricos no Brasil têm histórico de resistência social. Entretanto, UHRs, quando planejadas de forma inclusiva, podem reverter essa tendência. A chave é:

• Engajamento comunitário precoce: ouvir preocupações desde a fase de estudos.
• Transparência: disponibilizar dados ambientais em tempo real.
• Benefícios tangíveis: empregos locais, acesso à água e projetos sociais associados.

Para investidores e conselhos de administração, a aceitação social deve ser tratada como fator estratégico de risco e retorno. Projetos com legitimidade social tendem a evitar litígios e destravar financiamentos, especialmente junto a bancos multilaterais.

Resumo

• O licenciamento ambiental é complexo e requer atenção especial às variações de nível e ao impacto em ecossistemas aquáticos.
• Estratégias como reservatórios artificiais, uso de áreas já impactadas e monitoramento adaptativo reduzem riscos.
• O potencial multipropósito amplia os benefícios sociais, incluindo irrigação, piscicultura e abastecimento humano.
• A aceitação social não é um detalhe: é diferencial competitivo para destravar projetos e atrair capital ESG.

Call to Action

Para investidores e conselhos, o recado é claro: a agenda ambiental e social deve ser tratada como eixo central de qualquer UHR. Projetos que ignorem esse aspecto enfrentarão resistência e atrasos; projetos que o incorporarem poderão se tornar referência em sustentabilidade, inovação e retorno seguro.

Perspectivas no Brasil

O Brasil reúne condições privilegiadas para o desenvolvimento de Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHRs). O país dispõe de abundância hídrica, relevo acidentado em diversas regiões e experiência consolidada em engenharia hidrelétrica. Além disso, enfrenta hoje o paradoxo da expansão acelerada de fontes intermitentes, que convivem com episódios crescentes de curtailment no Nordeste. Essas características tornam as UHRs não apenas uma opção técnica, mas uma oportunidade estratégica de transformação do sistema elétrico brasileiro .

Inventário da EPE: Rio de Janeiro e São Paulo

A Nota Técnica EPE-DEE-NT-006/2019 aplicou a ferramenta GeoUHR para mapear potenciais locais de implantação de UHRs no estado do Rio de Janeiro. O estudo identificou 15 sítios com potência instalada estimada de 21 GW e energia armazenável total de 63 GWh . Trata-se de um valor expressivo: corresponde a quase 20% da capacidade instalada de todo o parque gerador brasileiro em 2024.

A própria EPE destacou que essa metodologia é replicável em São Paulo e Minas Gerais, estados com topografia montanhosa e proximidade dos principais centros de carga. Essa característica amplia a atratividade, já que UHRs localizadas nessas regiões podem fornecer energia firme diretamente onde há maior consumo, reduzindo perdas de transmissão .

Estudos de Furnas e Henry Borden

Além dos inventários geográficos, estudos acadêmicos recentes vêm avaliando a conversão de usinas existentes para operação reversível:

• UHE Furnas: análises de viabilidade econômico-financeira mostraram que a inserção de uma UHR no reservatório permitiria maior flexibilidade de operação do sistema, viabilizando o armazenamento de excedentes de renováveis e o fornecimento de energia no pico da demanda .
• Henry Borden (SP): pesquisa da Universidade de São Paulo modelou a transformação da usina em um sistema reversível híbrido, associado a solar fotovoltaica flutuante. Os resultados indicaram ganhos significativos de receita e estabilidade em um horizonte de 20 anos, maximizando o uso de recursos hídricos e solares na região .

Esses dois exemplos ilustram como o Brasil pode combinar modernização de ativos existentes com novos projetos reversíveis, reduzindo custos de implantação e acelerando resultados.

Situação atual

Apesar do potencial técnico identificado, o país ainda não possui nenhuma UHR em construção. As barreiras regulatórias, tarifárias e ambientais continuam sendo os principais obstáculos, conforme discutido no capítulo anterior. Entretanto, a agenda política e institucional vem avançando:

• A EPE publicou em 2025 o Roadmap de Usinas Hidrelétricas Reversíveis, documento que consolida barreiras e caminhos para inserção dessa tecnologia .
• A ANEEL intensificou os debates sobre a regulação do armazenamento de energia e iniciou estudos de impacto regulatório (AIR) específicos.
• O MME promoveu workshops e seminários para avaliar a viabilidade de UHRs na transição energética brasileira .

Esses movimentos reforçam que o tema entrou de vez na pauta de planejamento do setor elétrico.

Oportunidades estratégicas

O potencial de implantação de UHRs no Brasil pode ser explorado em três frentes prioritárias:

1. Redução de curtailment no Nordeste: A região já enfrenta excedentes de geração eólica e solar, sobretudo por gargalos de transmissão. UHRs poderiam absorver essa energia e devolvê-la em horários de maior demanda, evitando desperdícios e melhorando o retorno dos investimentos em renováveis .
2. Apoio a PPAs de datacenters e indústrias eletrointensivas: Empresas globais de tecnologia e grupos industriais buscam contratos de energia renovável firme e de longo prazo. A combinação solar/eólica + UHR garante a confiabilidade necessária para esses PPAs, tornando-os atrativos para consumidores estratégicos como data centers (Google, Microsoft, AWS) e indústrias eletrointensivas (Vale, Gerdau, Alcoa).
3. Reforço sistêmico nos corredores de transmissão: Localizadas próximas a linhas de transmissão estratégicas, as UHRs poderiam funcionar como nós de flexibilidade, reduzindo congestionamentos, estabilizando fluxos e ampliando a segurança do intercâmbio entre regiões .

Resumo

• A EPE identificou 21 GW de potenciais UHRs no Rio de Janeiro, com metodologia replicável em São Paulo.
• Estudos de Furnas e Henry Borden comprovam viabilidade técnica e ganhos econômicos da conversão de usinas existentes.
• Não há projetos em implantação, mas a agenda regulatória avança com a EPE (Roadmap 2025), ANEEL e MME.
• As UHRs oferecem oportunidades concretas: reduzir curtailment no Nordeste, dar suporte a PPAs firmes e reforçar corredores de transmissão.

Call to Action

Para conselhos e investidores, o Brasil é um mercado em formação para UHRs. O potencial técnico já está comprovado e os debates regulatórios estão maduros. Entrar cedo, seja em projetos-piloto ou em consórcios híbridos com solar e eólica, pode garantir não apenas retorno financeiro, mas também posição estratégica em um setor que terá no armazenamento sua nova fronteira de valor.

Comparativo Estratégico: UHR x BESS

Ao avaliar investimentos em armazenamento de energia, conselhos de administração e investidores precisam comparar as principais alternativas disponíveis. Hoje, duas tecnologias se destacam: as Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHRs) e os sistemas de baterias em larga escala (BESS, Battery Energy Storage Systems). Ambas têm papéis relevantes, mas características muito distintas em termos de horizonte de investimento, escala, risco tecnológico e perfil de retorno.

BESS: agilidade e modularidade

Os BESS se tornaram a solução mais difundida de armazenamento no curto prazo. A queda expressiva nos custos das baterias de íon-lítio — impulsionada pelo mercado automotivo — permitiu que essa tecnologia se expandisse rapidamente para aplicações em rede elétrica.

Seus principais atributos são:

• Modularidade: podem ser instalados em pequenas ou grandes escalas, próximos à carga, às usinas ou em subestações.
• Rapidez: tempo de implantação de meses, contra anos para uma UHR.
• Resposta imediata: oferecem serviços ancilares de frequência e tensão em milissegundos.
• Payback curto: em alguns casos entre 3 e 7 anos, dependendo dos sinais de preço e de contratos firmados.
• Limitação de duração: os BESS são mais adequados para armazenar energia por 2 a 6 horas, sendo pouco competitivos para períodos mais longos .

No entanto, há fragilidades importantes: a vida útil é limitada (10–15 anos), os custos de reposição são significativos e os riscos relacionados à cadeia de suprimentos (lítio, cobalto) ainda são elevados.

UHR: ativos estruturantes de longa duração

As UHRs representam uma solução de escala muito maior, com características que as diferenciam profundamente dos BESS:

• Armazenamento de longa duração: típicos 8 a 12 horas, podendo chegar a ciclos semanais ou sazonais.
• Vida útil centenária: projetos podem operar por 60–80 anos com manutenção adequada.
• Baixo risco tecnológico: é a forma de armazenamento mais madura do mundo, representando 96% da capacidade global instalada .
• Economia de escala: quanto maior o empreendimento, menor o custo nivelado de armazenamento (Levelized Cost of Storage – LCOS) ao longo da vida útil.
• Serviços ancilares: oferecem regulação de frequência, tensão, inércia e capacidade de partida a frio (black-start).

O trade-off é que exigem CAPEX inicial elevado e prazos longos de licenciamento e construção. O retorno financeiro vem em horizontes mais extensos, mas com estabilidade incomparável.

Cenário de complementaridade

Longe de serem concorrentes diretos, BESS e UHR devem ser vistos como complementares:

• BESS: ideais para resposta ultrarrápida, estabilidade de frequência e arbitragem em períodos curtos (2–6h). Funcionam como amortecedores imediatos do sistema.
• UHRs: oferecem a espinha dorsal da segurança energética, garantindo energia firme em picos prolongados ou períodos de escassez. São ativos estruturais de longa duração.

Essa complementaridade já é reconhecida internacionalmente, onde se testam arranjos híbridos: UHRs fornecendo a base de armazenamento e BESS atuando em sinergia para serviços de curto prazo .

Comparativo Estratégico: UHR x BESS

Critério	Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHR)	Baterias em Larga Escala (BESS)
Maturidade tecnológica	Tecnologia centenária; responde por 96% da capacidade global de armazenamento	Em expansão acelerada; dependente da evolução das baterias de íon-lítio
Escala típica	Centenas de MW a vários GW	kW a centenas de MW (modular)
Duração de armazenamento	8–12h, podendo chegar a ciclos sazonais	2–6h, ideal para arbitragem de curto prazo
Tempo de implantação	Longo (5–10 anos, devido a licenciamento e obras civis)	Curto (meses a poucos anos)
Vida útil	60–80 anos, com manutenção adequada	10–15 anos, exigindo substituições
CAPEX inicial	Elevado, mas diluído no longo prazo (baixo LCOS em 30–50 anos)	Médio, em queda, mas com custos de reposição recorrentes
Payback	Longo (10–15 anos)	Curto (3–7 anos)
Risco tecnológico	Baixíssimo (tecnologia consolidada)	Médio (dependência da cadeia de suprimentos e degradação das células)
Serviços ancilares	Frequência, tensão, inércia, black-start	Frequência e tensão (resposta ultrarrápida)
Perfil estratégico	Ativo estruturante de longa duração	Solução ágil para resposta rápida
Narrativa ESG	Sustentabilidade de longo prazo, multipropósito (água, piscicultura, irrigação)	Sustentabilidade de curto prazo, mas com pegada de mineração (lítio, cobalto)

Resumo

• BESS: rápidos de implantar, modulares, com payback curto; limitados a 2–6h e vida útil de 10–15 anos.
• UHRs: ativos estruturantes, armazenam 8–12h (ou mais), vida útil de até 80 anos e LCOS competitivo em horizontes longos.
• Complementaridade: BESS garantem resposta rápida; UHRs asseguram estabilidade estrutural e energia firme.

Call to Action

Para investidores e conselhos de administração, a escolha não é “BESS ou UHR”, mas como combinar as duas tecnologias em portfólios de longo prazo. Os BESS oferecem retorno rápido e flexibilidade imediata, enquanto as UHRs constroem a base de resiliência do sistema elétrico por décadas. Projetos híbridos podem ser o caminho mais inteligente para capturar valor hoje e garantir estabilidade amanhã.

Estratégia para Investidores e Conselhos

As Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHRs) não devem ser vistas apenas como projetos de geração de energia, mas como infraestruturas estratégicas de armazenamento que redefinem o futuro da matriz elétrica brasileira. A avaliação por parte de investidores e conselhos de administração precisa ir além da análise financeira convencional, incorporando fatores regulatórios, ambientais, sociais e de governança corporativa (ESG).

Perfis de investidores potenciais

O cenário de UHRs no Brasil abre espaço para uma diversidade de perfis de investidores:

• Geradoras tradicionais: Eletrobras, Copel, Cemig, Neoenergia e Engie têm histórico em hidrelétricas e poderiam liderar projetos reversíveis, aproveitando sinergias operacionais e expertise em licenciamento.
• Fundos de infraestrutura: nacionais (BTG, Pátria, Vinci) e internacionais buscam ativos estáveis, com horizonte de décadas, onde UHRs podem se tornar portfólio resiliente.
• Big techs: empresas como Google, Microsoft e AWS têm compromissos de neutralidade climática e buscam contratos de energia renovável firme; podem atuar como âncoras de demanda em PPAs híbridos (solar/eólica + UHR).
• Indústrias eletrointensivas: Vale, Gerdau, Alcoa e Braskem necessitam de contratos estáveis de longo prazo e poderiam se beneficiar de UHRs para garantir previsibilidade de custos.
• Multilaterais e bancos de desenvolvimento: BNDES, BID, CAF e Banco Mundial priorizam financiamentos em projetos alinhados ao clima e à segurança hídrica, aumentando a atratividade de UHRs multipropósito.

Questões-chave para conselhos de administração

Na avaliação de investimentos em UHRs, conselhos devem considerar três dimensões críticas:

1. Horizonte de retorno vs. resiliência de longo prazo

• UHRs têm payback mais longo (10–15 anos), mas garantem operação estável por até 80 anos.
• A decisão deve equilibrar retorno imediato (BESS) e legado de resiliência estrutural (UHR).

2. Gestão de risco regulatório e ambiental

• Incertezas sobre enquadramento regulatório, tarifação (TUSD/TUST/ICMS) e licenciamento ambiental podem atrasar ou inviabilizar projetos.
• Conselhos devem exigir análises de sensibilidade e stress tests regulatórios antes da aprovação de aportes.

3. Valorização ESG e multipropósito hídrico

• Projetos multipropósito (irrigação, piscicultura, abastecimento humano) aumentam a aceitação social e facilitam financiamento verde.
• Incorporar externalidades positivas é decisivo para atrair capital ESG e reduzir custo de funding.

Modelos de negócio possíveis

Para viabilizar UHRs no Brasil, será necessário explorar arranjos institucionais inovadores:

• Parcerias público-privadas (PPPs): compartilhamento de riscos de CAPEX elevado e licenciamento, com garantias de remuneração por capacidade.
• Projetos de P&D regulados pela ANEEL: podem servir como pilotos de UHR, criando segurança tecnológica e regulatória antes de grandes investimentos.
• Contratos com âncoras de consumo (PPAs): data centers e eletrointensivas podem assumir compromissos de longo prazo, garantindo receita firme para os projetos.
• Financiamento híbrido: combinação de fundos de infraestrutura, capital corporativo e multilaterais, atrelado a compromissos de sustentabilidade.

Resumo

• Investidores potenciais incluem geradoras tradicionais, fundos, big techs, indústrias eletrointensivas e multilaterais.
• Questões-chave para conselhos: equilibrar horizonte de retorno com resiliência, gerir riscos regulatórios e ambientais, e valorizar atributos ESG.
• Modelos de negócio: PPPs, P&D regulado, contratos com âncoras de consumo e financiamento híbrido.

Call to Action

Para conselhos e investidores, a estratégia vencedora será aquela que enxergar as UHRs como ativos estruturantes. Mais do que retorno financeiro, esses projetos oferecem segurança energética, valorização ESG e resiliência de longo prazo. O momento é de se posicionar em consórcios, apoiar pilotos regulatórios e negociar PPAs com grandes consumidores — quem entrar primeiro capturará as maiores vantagens competitivas.

Conclusão

As Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHRs) não devem ser compreendidas apenas como uma opção adicional de geração de energia. Elas constituem infraestruturas críticas para a segurança energética do Brasil, capazes de sustentar a transição para uma matriz mais limpa e intermitente.

Num cenário de expansão acelerada da solar e eólica, o país já enfrenta desafios de intermitência e curtailment. Energia renovável é produzida em excesso em determinados horários, mas não chega ao consumidor final por limitações de transmissão ou falta de armazenamento. As UHRs oferecem uma solução estrutural para esse dilema: absorver excedentes quando a geração supera a demanda e devolver energia firme nos momentos críticos.

Para investidores e conselhos de administração, trata-se de uma oportunidade singular. Diferentemente de tecnologias emergentes, as UHRs apresentam baixo risco tecnológico, vida útil centenária e competitividade em horizontes de longo prazo. Embora o payback inicial seja mais extenso, os benefícios estratégicos incluem estabilidade, previsibilidade e valorização ESG — atributos cada vez mais valorizados no mercado de capitais.

O caminho à frente envolve três movimentos fundamentais:

1. Projetos-piloto: testar modelos de UHR em escala reduzida para reduzir incertezas técnicas e regulatórias.
2. Ajustes regulatórios: resolver a ambiguidade de enquadramento (geração ou carga), corrigir a bitributação (TUSD/TUST/ICMS) e criar mecanismos de remuneração por capacidade e serviços ancilares.
3. Integração com grandes consumidores: estruturar contratos de longo prazo (PPAs) com data centers e indústrias eletrointensivas, que demandam energia renovável firme e podem ser âncoras de investimento.

Mensagem Final

As UHRs não são apenas uma resposta ao presente, mas um investimento estratégico no futuro da energia brasileira. São elas que podem transformar desperdício em valor, risco em oportunidade e intermitência em resiliência.

Call to Action

Para conselhos e investidores, o momento é de antecipação. Apoiar pilotos, engajar no debate regulatório e firmar parcerias com grandes consumidores é garantir não apenas retorno financeiro, mas também protagonismo na transição energética.

Introdução

Em setembro de 2025, uma notícia ganhou grande repercussão no setor de negócios e varejo brasileiro: a Raízen anunciou sua saída da operação das lojas OXXO no país. A decisão marcou o fim da parceria com a mexicana FEMSA, que agora assume integralmente o controle da rede. O movimento surpreendeu parte do mercado, não apenas pelo porte dos grupos envolvidos, mas porque expôs com clareza o quanto o “Custo Brasil” ainda representa um desafio para empresas estrangeiras e para modelos de negócios importados.

O caso rapidamente se transformou em símbolo. OXXO, que no México é uma máquina de crescimento e domina o varejo de conveniência, encontrou no Brasil um ambiente muito menos receptivo. A estratégia de expansão acelerada, com promessa de abrir praticamente uma loja por dia, enfrentou barreiras estruturais, culturais e regulatórias que minaram a rentabilidade. A saída da Raízen, apesar de estratégica para seu foco em energia e biocombustíveis, soou para muitos como uma confissão de que o modelo não se adaptou ao país.

Esse episódio é mais do que uma história empresarial isolada. Ele deve ser lido como um alerta estratégico para outros setores, especialmente para o de energia, que vive um momento de transformação com a perspectiva de abertura do mercado livre para consumidores de baixa tensão – residenciais e pequenos negócios. Assim como aconteceu com o OXXO, há o risco de que soluções que funcionam em outros países não encontrem a mesma aceitação por aqui se não forem adaptadas.

A tese central deste artigo é clara: a experiência OXXO mostra que a entrada em mercados massificados no Brasil exige mais do que capital e escala. Exige adaptação cultural, inovação regulatória e uma visão realista do ambiente local. O mesmo vale para a energia: o desenho do mercado livre para baixa tensão não pode simplesmente copiar modelos internacionais sem considerar as peculiaridades brasileiras.

Ao longo do texto, vamos seguir uma linha de raciocínio em quatro etapas. Primeiro, revisaremos em detalhe o que foi o caso OXXO no Brasil e as principais lições que ele deixa. Em seguida, apresentaremos o contexto do mercado livre de energia e o que significa a abertura para consumidores de baixa tensão. Depois, faremos os paralelos entre o “efeito OXXO” e os riscos do setor elétrico, destacando experiências internacionais de sucesso e fracasso. Por fim, proporemos caminhos para que o Brasil evite repetir erros e construa um mercado mais inclusivo, competitivo e sustentável.

O Caso OXXO no Brasil

O episódio da saída da Raízen da operação OXXO no Brasil trouxe à tona uma série de reflexões que vão além do varejo de conveniência. Mais do que um caso de “fracasso” ou “sucesso”, o OXXO deve ser entendido como um alerta estratégico: um exemplo de como modelos globais de negócio, mesmo testados e consolidados em outros países, enfrentam enormes desafios ao tentar se adaptar ao ambiente brasileiro.

Este capítulo analisa a trajetória da rede: de sua origem e expansão meteórica no México até a entrada ambiciosa no Brasil, marcada pela promessa de abrir praticamente uma loja por dia. Em seguida, aborda os obstáculos que surgiram no caminho — logísticos, regulatórios, culturais e ligados à informalidade — e que acabaram criando um descompasso entre as expectativas iniciais e os resultados alcançados.

Mais do que números negativos ou decisões societárias, a história do OXXO no Brasil revela um ponto central: escala e capital não substituem adaptação cultural, proximidade com o consumidor e resiliência frente ao Custo Brasil. A saída da Raízen pode ser lida como um movimento estratégico de foco, enquanto a FEMSA permanece apostando no projeto. Ainda assim, a experiência deixa lições claras para qualquer empresa global que veja o Brasil como mercado de expansão.

Para reforçar esse padrão, o capítulo traz também o exemplo do Walmart, outro gigante que enfrentou barreiras semelhantes ao tentar tropicalizar seu modelo. Juntos, OXXO e Walmart ilustram um mesmo recado: quem não compreende as especificidades brasileiras corre o risco de tropeçar, independentemente de seu tamanho ou prestígio internacional.

Origem e trajetória no México e na América Latina

OXXO nasceu em 1978, em Monterrey, como uma pequena loja de conveniência ligada à FEMSA, gigante mexicana do setor de bebidas e varejo. O conceito combinava praticidade, proximidade e preços competitivos, conquistando rapidamente os consumidores urbanos. Ao longo das décadas, transformou-se em um verdadeiro fenômeno de expansão: hoje são mais de 20 mil lojas espalhadas pelo México e milhares em outros países da América Latina, como Chile, Colômbia e Peru.

O segredo do sucesso estava em uma fórmula aparentemente simples: padronização, logística eficiente e capacidade de atender necessidades básicas a qualquer hora e em qualquer esquina. No México, o OXXO se tornou quase onipresente, comparado muitas vezes ao que o McDonald’s representa para o fast food — ubiquidade, consistência e familiaridade. Esse prestígio e escala deram à FEMSA confiança para tentar expandir o modelo ao Brasil.

A entrada no Brasil e a promessa de escala

Em 2019, a FEMSA se uniu à Raízen, criando a joint venture Grupo Nós. O projeto brasileiro foi anunciado com ambição: abrir praticamente uma loja por dia, aproveitando a experiência internacional da FEMSA e a capilaridade da Raízen, por meio da rede de postos Shell. A proposta era clara: replicar no Brasil a mesma lógica de escala que fez do OXXO um sucesso no México.

No início, o entusiasmo era grande. A OXXO se apresentava como a “nova cara” do varejo de conveniência no Brasil, trazendo um mix moderno de produtos e a promessa de proximidade. O mercado enxergava na combinação FEMSA–Raízen uma parceria poderosa, capaz de desafiar o ecossistema já consolidado de padarias, mercadinhos e pequenos comércios de bairro.

Os desafios enfrentados: logística, regulação, cultura e informalidade

A realidade, contudo, se impôs com força. O modelo que funcionava no México encontrou barreiras significativas no Brasil:

• Logística complexa: estradas precárias, altos custos de transporte e burocracia fiscal dificultaram a eficiência do modelo.
• Regulação local: normas municipais sobre zoneamento e operação criaram obstáculos inesperados e encareceram o processo de expansão.
• Cultura de consumo: no Brasil, o consumidor valoriza a padaria, o mercadinho e a mercearia de confiança. Essa proximidade cultural reduziu a diferenciação da OXXO, percebida muitas vezes como apenas “mais uma loja”.
• Concorrência informal: negócios que operam fora da formalidade ofereciam preços e flexibilidade difíceis de replicar em um modelo corporativo de grande escala.

O resultado foi um descompasso entre a expectativa de rápida adesão e a realidade de uma expansão marcada por dificuldades operacionais e culturais.

Resultados financeiros e a saída da Raízen

Do ponto de vista financeiro, os desafios foram expressivos. O Grupo Nós acumulou prejuízos, chegando a mais de R$ 165 milhões negativos em 2022. A operação demandava investimentos pesados em capital e apresentava margens mais estreitas do que o previsto.

Em 2025, a Raízen anunciou sua saída da sociedade, vendendo sua participação para a FEMSA. A decisão foi justificada como parte de um foco estratégico em energia, biocombustíveis e distribuição de combustíveis, áreas centrais para a companhia.

Esse movimento não significa necessariamente um fracasso total do OXXO no Brasil. Para a Raízen, foi uma decisão pragmática de priorização. Para a FEMSA, é a oportunidade de assumir integralmente a operação e seguir acreditando no potencial de longo prazo. Ainda assim, o recado para o mercado é claro: a promessa inicial não se materializou nos prazos e nos resultados esperados.

Lições-chave para modelos de negócio globais

O caso OXXO no Brasil deve ser lido como um alerta estratégico. Ele mostra que:

• Escala não substitui adaptação – importar modelos globais sem ajustes profundos gera desalinhamentos com a cultura local.
• O “Custo Brasil” é estrutural – logística cara, burocracia e tributação complexa impactam diretamente a rentabilidade.
• O consumidor valoriza proximidade – vínculos locais, confiança e personalização são diferenciais difíceis de replicar em modelos padronizados.
• Expansão acelerada exige cautela – crescer rápido sem consolidar bases sólidas de rentabilidade aumenta o risco de fragilidade financeira.
• Alinhamento societário é essencial – divergências de visão entre sócios aceleram rupturas estratégicas.

Mais do que fracasso, o OXXO representa um descompasso entre expectativas e execução, e serve de alerta para qualquer setor que busque expansão massiva no Brasil.

Walmart no Brasil – quando até gigantes sucumbem ao Custo Brasil

O OXXO não é o primeiro exemplo de modelo global que precisou rever suas ambições no Brasil. O Walmart, maior varejista do mundo, chegou em 1995 prometendo revolucionar o mercado com sua filosofia de “Everyday Low Prices”. Expandiu por meio de aquisições (Bompreço, BIG), mas encontrou barreiras semelhantes:

Dificuldade em adaptar-se ao perfil do consumidor, que prefere promoções pontuais.

Complexidade tributária e logística que corroíam margens.

Concorrência ágil de Carrefour e Pão de Açúcar, mais próximos do consumidor local.

Resistência cultural à padronização.

Em 2018, o Walmart vendeu 80% da operação ao fundo Advent International e, em 2021, deixou definitivamente o país.

Alerta Estratégico para Modelos Globais no Brasil

O paralelo é evidente: se até gigantes como Walmart e OXXO enfrentaram dificuldades em adaptar modelos de sucesso global ao Brasil, o alerta é claro para outros setores – como o de energia – que se preparam para abrir mercados complexos como o de baixa tensão.

Dimensão	OXXO (2019–2025)	Walmart (1995–2021)	Alerta Estratégico
Proposta inicial	Escala rápida (1 loja/dia) e sinergia com postos Shell	Revolução no varejo com “Everyday Low Prices”	Expectativas elevadas de rápida transformação
Principais barreiras	Logística, regulação municipal, cultura de consumo local, informalidade	Tributação complexa, logística cara, concorrência agressiva, cultura de promoções pontuais	O Custo Brasil é estrutural e exige adaptação profunda
Adaptação ao consumidor	Percepção de ser “mais uma loja”, sem proximidade cultural	Estratégia global desalinhada com hábitos de compra locais	Consumidor brasileiro valoriza confiança, proximidade e flexibilidade
Resultado financeiro	Prejuízos (R$ 165 milhões em 2022) e saída da Raízen	Margens corroídas e venda da operação para Advent	Escala e capital não garantem rentabilidade no Brasil
Decisão societária	Raízen sai por foco estratégico, FEMSA segue acreditando	Walmart sai definitivamente após write-off histórico	Divergências e desalinhamento estratégico aceleram mudanças
Mensagem-chave	Abertura ainda em andamento, mas abaixo das expectativas iniciais	Encerramento definitivo após tentativa de adaptação	Alerta para o setor de energia: não repetir erros de importação de modelos sem tropicalização

Síntese do box:

• OXXO e Walmart não devem ser vistos como fracassos isolados, mas como alertas sistêmicos.
• Ambos mostram que o Brasil exige tropicalização, resiliência e visão de longo prazo.
• A abertura do mercado livre de energia em baixa tensão precisa aprender com esses exemplos para evitar o “efeito OXXO” no setor elétrico.

O Mercado Livre de Energia no Brasil

O Brasil vive um dos momentos mais transformadores de sua história no setor elétrico. Após quase três décadas de liberalização gradual, que começou nos anos 1990 com grandes consumidores de alta tensão, o país se prepara para dar o passo decisivo: a abertura do mercado livre de energia para consumidores de baixa tensão, incluindo residenciais e pequenos negócios.

Essa transição não é apenas regulatória; ela representa uma mudança cultural e estrutural de grandes proporções. A energia, tradicionalmente percebida como um serviço padronizado e regulado, passa a ser tratada como um produto de escolha, com fornecedores concorrendo por clientes em um ambiente que promete maior diversidade de ofertas, potencial redução de custos e integração com serviços digitais.

Ao mesmo tempo, o processo é cercado de desafios. A experiência internacional mostra que liberalizações mal planejadas podem resultar em volatilidade, inadimplência e perda de confiança, enquanto modelos bem desenhados trazem inovação, competição saudável e empoderamento do consumidor. O Brasil está, portanto, diante de uma encruzilhada: pode transformar-se em referência para outros países emergentes ou repetir erros já conhecidos de mercados que se abriram sem a devida preparação.

Este capítulo examina a trajetória da abertura brasileira, os principais marcos regulatórios, o papel das instituições que conduzem o processo e os horizontes que se abrem com a chegada da baixa tensão ao mercado livre. Também traz um olhar comparativo sobre experiências internacionais — da Europa a Portugal, do Texas ao Chile — que ajudam a iluminar o caminho do país.

Linha do tempo da abertura: de alta tensão à baixa tensão

A abertura do mercado livre de energia no Brasil teve início tímido, focado em grandes consumidores. Em 1995, a Lei 9.074 abriu caminho para que empresas com demanda superior a 10 000 kW (alta tensão) pudessem negociar contratos bilaterais diretamente com geradoras ou comercializadoras   .

Avançando no tempo, a Portaria Normativa nº 50/2022 estabeleceu que, a partir de janeiro de 2024, todos os consumidores do Grupo A (alta e média tensão) poderiam migrar para o mercado livre   . Esse movimento foi um divisor de águas: mais de 72 mil consumidores migraram no primeiro ano, impulsionados por um ambiente competitivo e pela atuação de comercializadoras varejistas  .

Hoje, o Brasil se prepara para a próxima etapa: consumidores de baixa tensão — residenciais e pequenos negócios — devem ganhar acesso ao mercado livre. A previsão atual é de abertura escalonada entre 2026 e 2028: grupos industriais e comerciais já em baixa tensão poderão migrar a partir de agosto de 2026 (MP 1.300/2025)  , enquanto os residenciais e rurais poderão migrar a partir de janeiro de 2028  . Paralelamente, a ANEEL já testou modelos por meio de sandboxes tarifários para analisar a reação dos consumidores   .

O papel do regulador e os marcos da liberalização

A liberalização do mercado passou por marcos regulatórios importantes. O MME e a CCEE, em conjunto com a ANEEL, foram protagonistas. A Portaria 50/2022 foi um salto que ampliou a migração ao mercado livre, enquanto a MP 1.300/2025 definiu cronograma para baixa tensão   .

A ANEEL, por sua vez, lançou instrumentos como o sandbox tarifário, ferramenta para testar e ajustar tarifas e modelos de migração antes da adoção em larga escala   . Além disso, consultas públicas como a CP MME 137/2022 buscaram subsídios para definir os limites de carga e direcionar os próximos passos da liberalização  .

O horizonte da baixa tensão: residenciais e pequenos negócios

Com a democratização do mercado livre, residências e pequenos comércios se tornam os novos protagonistas. A mudança propõe mais do que oferta: pretende provocar transformação cultural, com consumidores com menor poder de negociação ganhando autonomia para escolher fornecedor, tarifa e fonte de energia.

No entanto, trazer esse modelo à escala exige superar desafios — complexidade administrativa, necessidade de educação energética e adaptação de processos contratuais — temas que serão aprofundados nas seções seguintes.

Modelos internacionais de liberalização (Europa, EUA, Chile, Índia, Portugal)

O Brasil observa experiências internacionais para orientar sua própria abertura de mercado. Alguns modelos se tornaram referências diretas para reguladores e formuladores de políticas, mas cada caso traz nuances que precisam ser compreendidas com profundidade.

Brasil em perspectiva

Em 2024 e 2025, o mercado livre já respondia por 43% a 44% do consumo total de eletricidade no país, um avanço expressivo frente ao patamar histórico. Esse crescimento decorre principalmente da abertura em janeiro de 2024, quando todos os consumidores de alta e média tensão (Grupo A) passaram a ter direito de migrar para o ambiente de contratação livre.

Ainda assim, o mercado brasileiro continua híbrido: consumidores residenciais e pequenos negócios (baixa tensão) permanecem cativos, aguardando a implementação da abertura prevista para 2026–2028. Isso significa que o Brasil vive uma fase de transição — com uma participação já significativa do mercado livre, mas sem universalização.

Texas (EUA)

O Texas é um caso frequentemente citado como benchmark por sua liberalização ampla e pelo papel da ERCOT (Electric Reliability Council of Texas) como operador de mercado. Aproximadamente 85% do consumo de energia no estado ocorre em ambiente competitivo, onde consumidores podem escolher livremente seus fornecedores.

No entanto, a rede de transmissão e distribuição continua regulada, e nem todo o território do Texas participa do modelo. Regiões atendidas por cooperativas ou utilities municipais, por exemplo, não oferecem escolha de fornecedor. Esse detalhe relativiza a ideia de “liberalização total”, ainda que o estado seja um dos exemplos mais avançados em competição no varejo de energia.

Europa

Na União Europeia, a liberalização foi estabelecida formalmente por diretivas que culminaram no Terceiro Pacote Energético (2009). Desde 2007, todos os consumidores da UE têm, em teoria, o direito de escolher seu fornecedor de energia. Na prática, porém, a efetividade varia.

Alguns países — como Reino Unido, Alemanha e os nórdicos — desenvolveram mercados altamente competitivos, com intensa troca de fornecedores e diversidade de ofertas. Outros, porém, enfrentam concentração de mercado, barreiras práticas à troca e baixa concorrência efetiva, o que torna a experiência europeia desigual.

Portanto, é incorreto falar em “universalização plena” desde 2007: trata-se de um processo contínuo e ainda em evolução, com diferenças regulatórias, de infraestrutura e de comportamento do consumidor entre os Estados-membros.

Chile e Índia

O Chile avançou de forma gradual, começando pelos grandes consumidores e expandindo para faixas menores, com regras claras e estabilidade regulatória. Isso consolidou um ambiente de confiança, embora a abertura residencial ainda não seja plena.

A Índia, por outro lado, tem um processo fragmentado, com forte presença de distribuidoras estatais e uma liberalização que avança de forma desigual entre estados, enfrentando desafios de inadimplência e governança.

Portugal

Entre os modelos internacionais, Portugal se destaca como referência direta para o Brasil. Desde 2006, o país opera um mercado livre consolidado, com diversidade de comercializadoras (EDP Comercial, Endesa, Iberdrola, Galp, Goldenergy, entre outras).

O país integrou-se à Espanha no MIBEL (Mercado Ibérico de Eletricidade), que promove liquidez e eficiência regional. Além disso, a ERSE (Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos) assegura regras claras e um processo simples de troca de fornecedor. O consumidor português pode migrar com facilidade, muitas vezes em prazos de poucos dias, e a transparência nas tarifas é um diferencial.

Por isso, ANEEL e EPE frequentemente citam o modelo português em análises públicas, especialmente quando discutem o desafio da abertura para baixa tensão. A combinação entre regulação estável, simplicidade para o consumidor e integração regional faz de Portugal um case observado de perto pelos formuladores de políticas no Brasil.

Síntese executiva

O Brasil está em linha com a experiência internacional de liberalização gradual, mas precisa evitar armadilhas de simplificação. O caso do Texas mostra que mesmo mercados avançados não são universais; a Europa demonstra que a abertura formal não garante concorrência real; e Portugal oferece o exemplo mais direto de como estruturar um modelo funcional para consumidores residenciais e de pequeno porte.

O Alerta OXXO para o Setor de Energia

O episódio da saída da Raízen da operação OXXO deixou claro que não basta importar um modelo de sucesso global e esperar que ele funcione da mesma forma no Brasil. A experiência do varejo de conveniência se transforma, aqui, em um alerta estratégico para o setor de energia, especialmente diante da iminente abertura do mercado livre para consumidores de baixa tensão. Os paralelos são evidentes e ajudam a projetar cenários de risco que precisam ser antecipados.

Paralelos entre varejo de conveniência e energia: escala vs. proximidade

O modelo OXXO se baseava em escala. A lógica era clara: abrir centenas de lojas rapidamente para ganhar capilaridade e diluir custos. Mas, no Brasil, a proximidade – tanto física quanto cultural – mostrou-se mais relevante. Padarias, mercadinhos e pequenos comércios continuaram sendo preferidos pelo consumidor, mesmo diante da padronização e da eficiência prometida pelo OXXO.

No mercado de energia, há risco de repetir essa equação. Comercializadores podem acreditar que volume de contratos e agressividade na expansão serão suficientes para conquistar clientes de baixa tensão. No entanto, o consumidor residencial e o pequeno empresário valorizam outros atributos: confiança, simplicidade, clareza na cobrança e sensação de proximidade. Assim como no varejo, a padronização em escala pode não ser suficiente para criar lealdade.

O choque cultural: padronização global vs. consumidor brasileiro

O OXXO falhou em entender que o consumidor brasileiro não se contenta apenas com a repetição de um formato global. Ele busca personalização, conveniência local e flexibilidade. No México, a padronização absoluta era um diferencial; no Brasil, foi percebida como impessoal e pouco aderente às preferências locais.

No setor elétrico, a situação pode ser semelhante. Modelos internacionais de comercialização de energia, que funcionam bem em Portugal, Espanha ou no Texas, podem encontrar resistência se aplicados de forma direta. O consumidor brasileiro tem expectativas distintas: prefere promoções visíveis, valoriza atendimento próximo e tende a desconfiar de contratos complexos. Se a liberalização chegar com excesso de tecnicismo e pouca comunicação, corre-se o risco de não engajar a massa de consumidores – exatamente como o OXXO não engajou os frequentadores de bairro.

Riscos ocultos do “Custo Brasil” na energia

O “Custo Brasil”, que minou a estratégia da OXXO, também ronda a abertura do mercado de energia. Ele se manifesta de formas diferentes, mas igualmente impactantes:

• Tributação complexa: múltiplos impostos, variações estaduais e regras pouco claras para faturamento.
• Burocracia contratual: exigências regulatórias que tornam a adesão pouco intuitiva para pequenos consumidores.
• Inadimplência: risco elevado quando se lida com milhões de consumidores pulverizados, especialmente em um país com forte informalidade econômica.
• Logística de cobrança e atendimento: gerenciar milhares de contratos pequenos exige robustez operacional, assim como o OXXO descobriu ao lidar com uma rede em expansão sem suporte adequado.

Esses fatores são menos visíveis em uma análise superficial, mas podem comprometer seriamente a viabilidade da abertura em baixa tensão se não forem enfrentados desde o início.

A armadilha da expansão acelerada sem tropicalização

O OXXO apostou em velocidade: abrir lojas em ritmo acelerado, acreditando que a escala corrigiria falhas de adaptação. O resultado foi uma rede extensa, mas sem rentabilidade sólida. No setor de energia, a armadilha pode ser semelhante. Comercializadores ou novos entrantes podem buscar capturar clientes em massa rapidamente, sem estruturar mecanismos adequados de atendimento, garantias financeiras e comunicação clara.

Sem “tropicalização” – isto é, sem adaptação cuidadosa ao contexto brasileiro – a expansão acelerada pode gerar problemas de inadimplência, colapso operacional e perda de credibilidade junto ao consumidor. O setor elétrico não pode se dar ao luxo de repetir esse erro, pois a consequência não será apenas empresarial, mas sistêmica: um fracasso na abertura da baixa tensão pode comprometer toda a confiança no processo de liberalização.

Mensagem-chave deste tópico

O caso OXXO não é apenas uma curiosidade de mercado: é um alerta estratégico. Mostra que, no Brasil, escala não substitui proximidade, padronização não supera cultura local e velocidade não compensa a falta de adaptação. Para o setor elétrico, isso significa que a abertura da baixa tensão precisa ser pensada com sensibilidade, resiliência e visão de longo prazo.

Riscos Concretos da Abertura na Baixa Tensão

A abertura do mercado livre de energia para consumidores de baixa tensão é vista como um passo natural na evolução do setor elétrico brasileiro. Porém, esse movimento traz riscos que não podem ser subestimados. A experiência do OXXO mostra que até modelos consolidados podem falhar quando não há adaptação ao ambiente local. No caso da energia, os riscos são ainda mais delicados porque envolvem não apenas empresas, mas a confiança de milhões de consumidores e a estabilidade do sistema elétrico.

Informalidade, inadimplência e confiança do consumidor

O Brasil convive com altos índices de informalidade econômica e inadimplência. Para milhões de famílias e pequenos negócios, o pagamento da conta de luz já é um esforço significativo, com atrasos recorrentes. A abertura do mercado livre amplia o risco: comercializadores terão que lidar com carteiras pulverizadas, de baixo ticket médio, e com consumidores menos acostumados a contratos de longo prazo.

A confiança será um fator crítico. Muitos consumidores têm receio de “trocar o certo pelo duvidoso”. Se surgirem casos de comercializadoras que não entregam, atrasam faturamento ou falham na comunicação, a credibilidade do modelo pode ser rapidamente corroída. A inadimplência, combinada com baixa confiança, pode gerar um círculo vicioso que desestimula a migração.

Complexidade contratual e necessidade de padronização

A conta de energia é hoje relativamente simples para o consumidor cativo: uma fatura única, emitida pela distribuidora. No mercado livre, entram novas variáveis: contrato de fornecimento, tarifas de uso do sistema de distribuição (TUSD), encargos setoriais e liquidação de diferenças no mercado de curto prazo.

Para o consumidor residencial, essa complexidade é um grande obstáculo. Sem padronização contratual e sem mecanismos que simplifiquem a adesão, o processo de migração pode se tornar burocrático, inacessível e até gerar contestações judiciais. A criação de contratos modelo e interfaces digitais simples será essencial para que a abertura seja viável em escala.

Competição assimétrica: grandes players vs. startups

No início da abertura, os grandes grupos – distribuidoras com braços de comercialização, utilities globais e empresas de energia integradas – terão clara vantagem. Eles dispõem de marca consolidada, capacidade financeira e estrutura de atendimento. Já as startups e comercializadoras independentes podem enfrentar dificuldades para competir em marketing, escala e garantias financeiras.

Esse desequilíbrio pode levar a uma concentração precoce, reduzindo o potencial de inovação. Sem medidas regulatórias que estimulem diversidade de players, há o risco de o mercado livre de baixa tensão se transformar em um oligopólio disfarçado, no qual o consumidor tem, na prática, pouca escolha real.

Resistência cultural à migração: “preferência pelo conhecido”

Assim como o consumidor do OXXO preferiu a padaria da esquina, o consumidor de energia pode preferir continuar com sua distribuidora, mesmo pagando mais caro. O fator cultural pesa: existe uma forte inércia no comportamento do consumidor brasileiro, que associa a distribuidora à continuidade do serviço essencial.

Superar essa barreira exige educação, transparência e comunicação de benefícios claros. Se o consumidor não entender a diferença entre mercado cativo e livre, ou se perceber risco de perder segurança no fornecimento, a taxa de adesão pode ser muito menor do que o esperado.

Impactos sobre distribuidoras e equilíbrio setorial

A abertura também traz consequências para as distribuidoras de energia. Ao perderem clientes de baixa tensão, elas precisarão rever seus modelos de negócio e sua estrutura de receitas. A tendência é de redução gradual da base de faturamento, com a necessidade de ajustes regulatórios para evitar desequilíbrios no custeio da rede.

Se essa transição não for bem calibrada, pode haver distorções: consumidores que permanecem cativos podem acabar arcando com custos maiores, criando sensação de injustiça. Além disso, distribuidoras podem resistir à abertura, tentando preservar sua base de clientes. Isso gera tensões políticas e regulatórias que precisam ser geridas com cuidado, para não comprometer a credibilidade do processo de liberalização.

Síntese deste tópico

A abertura da baixa tensão é promissora, mas envolve riscos estruturais: inadimplência, contratos complexos, concentração de mercado, barreiras culturais e tensões regulatórias. Esses riscos não anulam o projeto, mas exigem que ele seja conduzido com pragmatismo e sensibilidade. Ignorar esses pontos seria repetir, no setor elétrico, os mesmos erros que minaram a operação da OXXO no Brasil.

Casos Internacionais: Sucessos e Fracassos

A abertura dos mercados de energia ao redor do mundo gerou resultados muito distintos. Alguns países colheram ganhos de competitividade e inovação; outros enfrentaram crises e frustrações. Para o Brasil, que se prepara para abrir o mercado de baixa tensão, esses exemplos funcionam como um laboratório de lições — tanto positivas quanto negativas.

Insucessos

• Califórnia (crise energética de 2001): A Califórnia se tornou o caso clássico de uma liberalização mal executada. O mercado atacadista foi aberto, mas as tarifas de varejo permaneceram congeladas. Essa assimetria regulatória desincentivou investimentos em geração e contratos de longo prazo. Empresas como a Enron exploraram as falhas para manipular preços, agravando a escassez. O resultado: apagões, tarifas altíssimas e perda de confiança. A mensagem é clara: pressa sem coerência regulatória pode levar ao colapso.
• Espanha (preços voláteis e migração incompleta): Na Espanha, a liberalização se consolidou “no papel”, mas não na prática. Apesar da abertura formal desde 2003, a maioria dos consumidores permanece no mercado regulado, atraída por tarifas sociais e pela previsibilidade. O mercado livre, por sua vez, sofreu com forte volatilidade de preços, o que aumentou a desconfiança do consumidor. O paralelo com OXXO e Walmart é evidente: quando o consumidor não percebe vantagem clara, prefere o que já conhece.

Sucessos

• Reino Unido (mercado competitivo, mas com desafios recentes): O Reino Unido é um dos exemplos mais maduros de liberalização, com dezenas de fornecedores e ampla adesão dos consumidores. Por décadas, a concorrência trouxe diversidade de ofertas e redução de preços. Porém, crises recentes mostraram a fragilidade de pequenas comercializadoras, muitas das quais faliram diante da alta de preços no atacado. Esse episódio reforça que mercados competitivos precisam de mecanismos de resiliência, para proteger consumidores e preservar a confiança.
• Chile (abertura gradual, confiança regulatória): O Chile adotou uma estratégia cautelosa, iniciando pelos grandes consumidores e avançando gradualmente. Essa abordagem permitiu que o regulador consolidasse regras, testasse o funcionamento do mercado e construísse confiança passo a passo. Hoje, o país possui um ambiente competitivo e relativamente estável. A principal lição: a pressa é inimiga da liberalização sustentável.

Lições práticas para o Brasil

Os exemplos internacionais mostram que a liberalização de mercados de energia é um processo cheio de nuances: pode gerar ganhos relevantes de competitividade e inovação, mas também trazer riscos de instabilidade e frustração. Para o Brasil, que se prepara para abrir o mercado de baixa tensão, o aprendizado é claro: não basta copiar modelos estrangeiros, é preciso construir um caminho compatível com a realidade local. A seguir, destacamos cinco lições fundamentais que devem orientar o desenho dessa abertura.

• Não acelerar sem estrutura – A Califórnia mostrou que falhas de desenho regulatório podem gerar crises severas.
• Evitar uma abertura apenas formal – A experiência espanhola alerta que o consumidor só migra se enxergar benefícios reais e simples de compreender.
• Construir mecanismos de resiliência – O Reino Unido ensina que a volatilidade é inevitável, e que falências em cadeia precisam ser prevenidas com garantias financeiras e regulação ativa.
• Adotar um ritmo gradual e testado – O Chile prova que é melhor expandir em fases, com projetos-piloto e sandboxes, do que arriscar um fracasso em escala nacional.
• Reconhecer as especificidades do consumidor brasileiro – Assim como Walmart e OXXO falharam por não se adaptarem, a energia em baixa tensão só avançará se levar em conta cultura, informalidade e comportamento locais.

Mensagem-chave: Os insucessos da Califórnia e da Espanha e os sucessos relativos do Reino Unido e do Chile mostram que liberalização não é receita pronta. Cada país precisa ajustar o processo ao seu contexto. Para o Brasil, o desafio é aprender com os erros alheios e com os fracassos locais de modelos importados, evitando repetir no setor elétrico o que já vimos no varejo.

Caminhos para Evitar o “Efeito OXXO” no Mercado Livre

Se a experiência da OXXO no Brasil serve de alerta, também abre espaço para repensarmos como deve ser conduzida a abertura do mercado livre de energia em baixa tensão. O objetivo não é rejeitar a liberalização, mas garantir que ela seja viável, sustentável e adaptada à realidade nacional. Para evitar repetir erros de modelos importados, algumas diretrizes estratégicas se destacam.

Glocalização: modelos adaptados à realidade brasileira

A principal lição é que não basta replicar o que funciona em outros países. O Brasil exige um modelo “glocal” – global nas referências, mas local na execução. Isso significa considerar fatores como:

• cultura de consumo, em que o brasileiro valoriza promoções visíveis e a relação de confiança com o prestador;
• realidade socioeconômica, marcada por desigualdade de renda e alta informalidade;
• particularidades regionais, já que o país reúne diferentes perfis de consumo, tarifas e disponibilidade de energia.

Uma abertura bem-sucedida só ocorrerá se os contratos, os canais de atendimento e os modelos de comunicação forem desenhados para o consumidor brasileiro, com simplicidade e proximidade.

Inovação financeira: seguros, pooling, garantias coletivas

O risco de inadimplência em um mercado pulverizado é elevado. Para mitigar isso, é preciso introduzir instrumentos financeiros inovadores:

• seguros energéticos, cobrindo eventual inadimplência do consumidor;
• pooling de consumidores, em que grupos de baixa renda ou pequenos negócios aderem coletivamente, diluindo riscos;
• garantias compartilhadas, que protejam comercializadores e consumidores de desequilíbrios no curto prazo.

Esses mecanismos aumentam a confiança dos investidores e a segurança para os novos entrantes, evitando que a liberalização seja interrompida por colapsos financeiros.

Educação e letramento energético em massa

A conta de luz é, para muitos consumidores, um item de baixa transparência. A migração para o mercado livre exige educação em larga escala:

• Campanhas públicas de comunicação clara, destacando direitos e benefícios;
• Ferramentas digitais que simulem economia potencial e comparem fornecedores;
• Programas de letramento energético, para que o consumidor entenda conceitos como tarifa, demanda e sustentabilidade.

Sem esse esforço pedagógico, a abertura corre o risco de repetir o que ocorreu na Espanha: uma liberalização formal, mas com baixa adesão.

Sandbox regulatório e pilotos regionais

Antes de abrir o mercado para milhões de consumidores, é essencial testar o modelo em ambientes controlados. O sandbox regulatório, já utilizado pela ANEEL, é um caminho promissor:

• Permite validar regras com grupos limitados de consumidores;
• Gera aprendizado sem comprometer o sistema;
• Cria evidências para ajustes antes da escala nacional.

Além disso, projetos-piloto regionais podem identificar particularidades locais e servir como laboratórios para soluções específicas. Esse gradualismo é a chave para evitar riscos sistêmicos.

Integração de serviços: energia + IoT + eficiência + telecom

Para conquistar consumidores de baixa tensão, o mercado livre não pode se resumir à venda de energia. É preciso oferecer pacotes de valor agregado:

• Energia combinada com serviços de IoT para monitoramento de consumo;
• Soluções de eficiência energética, reduzindo desperdícios;
• Integração com telecomunicações e conectividade, aproximando a oferta de utilities completas.

Essa abordagem cria diferenciação, gera fidelidade e transforma o mercado livre em um ecossistema de serviços, não apenas em um contrato de fornecimento.

Mensagem-chave deste tópico

Evitar o “efeito OXXO” significa reconhecer que a abertura do mercado de energia para baixa tensão não pode ser uma mera cópia de modelos internacionais. Ela deve ser adaptada ao Brasil, protegida por inovações financeiras, sustentada por educação em massa, testada em ambientes controlados e enriquecida por ofertas integradas. Somente assim a liberalização terá força para ganhar a confiança do consumidor e consolidar-se como política de Estado.

Cenários Prospectivos (2025–2035)

Projetar o futuro do mercado livre de energia na baixa tensão não é apenas um exercício acadêmico: é uma ferramenta estratégica para reguladores, investidores e empresas. A próxima década será marcada por escolhas regulatórias, ajustes de mercado e mudanças culturais que podem levar a resultados muito diferentes. Três cenários ilustram essas possibilidades: o otimista, em que confiança e competição se consolidam; o intermediário, em que a abertura avança lentamente e de forma desigual; e o pessimista, em que a falta de preparo gera inadimplência, concentração e retrocessos.

Cenário otimista: confiança e competição sustentável

No cenário otimista, a abertura da baixa tensão no Brasil se transforma em um case internacional de sucesso. O país consegue equilibrar velocidade e prudência, garantindo que consumidores entendam o processo, que comercializadores tenham condições de competir e que o sistema preserve estabilidade financeira.

Nesse ambiente, o consumidor residencial finalmente percebe valor em migrar, graças a tarifas claras, plataformas digitais intuitivas e serviços agregados que simplificam sua relação com a energia. Comercializadores oferecem diversidade de pacotes – desde energia renovável certificada até combos que integram conectividade, IoT e eficiência energética.

A competição é saudável: grandes players convivem com startups inovadoras, e a regulação atua como guardiã da confiança. O Brasil passa a ser visto como um exemplo de liberalização adaptada ao contexto de países emergentes, unindo inclusão, inovação e sustentabilidade.

Cenário intermediário: migração parcial e lenta

O cenário intermediário reflete uma abertura que avança, mas não rompe barreiras estruturais. A liberalização acontece, mas sua penetração é limitada. Residências continuam majoritariamente cativas, seja por desinteresse, seja por receio de mudar. Já pequenos comércios e empresas de serviços migram com mais frequência, atraídos por oportunidades de economia em escala modesta.

Nesse contexto, o mercado livre se concentra em nichos, mas não se universaliza. As comercializadoras menores enfrentam dificuldades para se firmar, e o espaço competitivo acaba dominado por grandes utilities e distribuidoras que oferecem pacotes integrados. A promessa de democratização perde força, e a abertura se torna mais um movimento de ajuste incremental do setor, sem grandes transformações para o consumidor final.

Cenário pessimista: alta inadimplência, concentração e retrocessos

O cenário pessimista representa o risco de a abertura se transformar em um efeito OXXO no setor elétrico. O mercado é aberto em escala ampla sem preparação suficiente, e logo surgem problemas: inadimplência elevada, contratos mal compreendidos pelos consumidores e falhas operacionais em comercializadoras que crescem rápido demais.

A credibilidade do modelo é abalada por notícias de consumidores lesados, disputas judiciais e aumento da concentração em poucos players com poder de mercado. Os órgãos reguladores enfrentam pressão política para intervir, e o processo de liberalização passa a ser questionado na sua essência. Nesse cenário, em vez de ampliar confiança, a abertura gera retrocesso regulatório e resistência social, travando a modernização do setor.

Fatores críticos de sucesso em cada cenário

Independentemente do cenário, alguns elementos serão decisivos para definir a trajetória do Brasil. São os fatores críticos de sucesso que podem conduzir a liberalização para o caminho otimista ou empurrá-la para a rota pessimista:

• Regulação eficiente e responsiva, capaz de corrigir falhas rapidamente e manter previsibilidade.
• Gestão do risco de inadimplência, com garantias financeiras, seguros e instrumentos de clearing que deem segurança ao sistema.
• Educação e letramento energético, garantindo que o consumidor compreenda o processo e confie nele.
• Diversidade de players, para evitar concentração precoce e estimular inovação.
• Oferta de serviços integrados, que transformem energia em uma experiência de valor agregado.
• Gradualismo estratégico, com pilotos regionais e sandboxes regulatórios que permitam ajustes antes da expansão massiva.

Esses fatores não são opcionais: são a diferença entre a construção de um mercado vibrante e sustentável ou a repetição de insucessos já observados em outros países e setores.

Dessa forma, cada cenário ganha corpo e se transforma em um guia de planejamento estratégico, tanto para formuladores de política pública quanto para investidores e conselhos de administração.

Recomendações Estratégicas por Stakeholder

A abertura do mercado livre de energia para consumidores de baixa tensão não será bem-sucedida apenas com uma lei ou uma portaria. Trata-se de uma transformação sistêmica, que exige coordenação entre reguladores, distribuidoras, comercializadores e investidores. Cada ator tem um papel específico, mas todos compartilham a responsabilidade de garantir que o processo seja confiável, sustentável e adaptado à realidade brasileira.

Para o regulador (ANEEL, MME, CCEE)

O tripé regulatório do setor elétrico brasileiro – ANEEL, MME e CCEE – é o fiador da confiança nesse processo. Algumas recomendações são prioritárias:

• Clareza normativa: padronizar contratos, simplificar regras e comunicar de forma acessível ao consumidor.
• Proteção ao sistema: criar mecanismos de mitigação de risco de inadimplência, como garantias centralizadas ou fundos setoriais.
• Sandbox regulatório: ampliar o uso de pilotos regionais e ambientes controlados antes da abertura total.
• Fiscalização responsiva: acompanhar em tempo real a evolução do mercado, corrigindo falhas sem atrasar a expansão.
• Integração internacional: observar casos como Portugal e Chile para adaptar boas práticas ao contexto brasileiro.

Para as distribuidoras

As distribuidoras deixarão de ser apenas fornecedoras cativas e precisarão se reposicionar:

• Novo papel como gestoras de rede: focar na qualidade da infraestrutura e no atendimento universal.
• Explorar novos modelos de negócio: atuar em eficiência energética, geração distribuída e serviços complementares.
• Reforçar a proximidade: usar a relação histórica de confiança com o consumidor como diferencial competitivo.
• Evitar resistência política: participar do desenho regulatório de forma construtiva, ao invés de se opor à abertura.
• Plataformas digitais: investir em soluções que simplifiquem o atendimento e a interação com consumidores livres.

Para comercializadores e novos entrantes

Para os novos players, a abertura é uma oportunidade única, mas também um campo minado:

• Construção de confiança: investir em transparência, atendimento de qualidade e linguagem simples.
• Modelos inovadores: oferecer pacotes que combinem energia com IoT, telecom, eficiência energética ou serviços financeiros.
• Gestão de risco: preparar instrumentos para lidar com inadimplência e volatilidade de preços.
• Estratégia de nicho: explorar segmentos específicos (como pequenos comércios, condomínios ou cooperativas) antes de buscar massificação.
• Parcerias estratégicas: colaborar com fintechs, startups de energia e utilities tradicionais para ampliar capilaridade e reduzir custos de aquisição de clientes.

Para investidores e conselhos de administração

O mercado livre de baixa tensão deve ser visto como um projeto de longo prazo, e não como ganho rápido:

• Avaliar o risco Brasil: considerar informalidade, burocracia e desafios culturais na análise de viabilidade.
• Capital paciente: entender que a curva de adesão será gradual e exigirá resiliência financeira.
• Monitoramento regulatório: acompanhar de perto o ambiente político e regulatório, influenciando decisões estratégicas.
• Governança de risco: exigir mecanismos robustos de compliance, auditoria e garantias financeiras.
• Visão estratégica ampliada: não investir apenas em comercialização, mas em ecossistemas de serviços integrados, que gerem fidelização do consumidor.

Roadmap de Ações por Stakeholder (2025–2030)

Stakeholder	Curto Prazo (2025–2026)	Médio Prazo (2027–2028)	Longo Prazo (2029–2030)
Regulador (ANEEL, MME, CCEE)	– Publicar normas claras e padronizadas de migração. – Expandir sandboxes regulatórios. – Criar contratos modelo simplificados. – Estruturar fundo de garantias contra inadimplência.	– Ajustar regulação com base em pilotos regionais. – Implementar clearing centralizada para reduzir riscos financeiros. – Iniciar campanhas nacionais de educação energética.	– Consolidar regulação de serviços integrados (energia + IoT + telecom). – Harmonizar regras estaduais e federais. – Promover integração regional com países vizinhos.
Distribuidoras	– Investir em digitalização do atendimento. – Mapear riscos de perda de receita cativa. – Criar unidades de negócios voltadas a eficiência energética e serviços adicionais.	– Reposicionar-se como gestoras de rede. – Desenvolver parcerias com comercializadoras. – Monetizar dados de consumo em conformidade regulatória.	– Transformar-se em plataformas multisserviço. – Integrar energia, telecom e conectividade em soluções completas.
Comercializadores e Novos Entrantes	– Estruturar mecanismos de mitigação de inadimplência. – Definir nichos prioritários (condomínios, pequenos comércios). – Investir em linguagem clara e confiança.	– Ampliar portfólio com serviços agregados. – Adotar modelos de pooling/cooperativas. – Expandir presença regional com escalabilidade sustentável.	– Evoluir para ecossistemas integrados (energia, IoT, eficiência, fintechs). – Consolidar diferenciação por experiência do cliente.
Investidores e Conselhos de Administração	– Avaliar riscos e oportunidades do mercado livre de baixa tensão. – Exigir planos robustos de compliance e governança. – Aportar capital paciente para fase inicial.	– Monitorar desempenho regulatório e competitividade do setor. – Reavaliar estratégias de portfólio com foco em inovação. – Apoiar fusões, aquisições e parcerias estratégicas.	– Consolidar posições em players vencedores. – Estimular internacionalização de modelos bem-sucedidos. – Atuar como financiadores de inovação em energia distribuída.

Mensagem-chave deste tópico

O sucesso da abertura da baixa tensão não depende de um único ator, mas da orquestração de todos os stakeholders. Reguladores precisam dar segurança; distribuidoras, reinventar-se; comercializadores, inovar; e investidores, assumir uma visão de longo prazo. Só assim será possível evitar o “efeito OXXO” e transformar a liberalização em um avanço histórico para o setor elétrico brasileiro.

Conclusão

A saída da Raízen da operação OXXO no Brasil é mais do que uma notícia de mercado: é uma metáfora poderosa para o setor de energia em um momento decisivo. Assim como o OXXO acreditou que poderia replicar no Brasil o modelo de sucesso mexicano, há o risco de que a abertura do mercado livre de energia para consumidores de baixa tensão siga o mesmo caminho — tentando importar soluções sem adaptação às realidades locais.

O “efeito OXXO” evidencia que escala não substitui proximidade, padronização não supera cultura e velocidade não compensa falta de tropicalização. Esse alerta vale integralmente para a energia. Se o Brasil abrir o mercado de baixa tensão sem considerar informalidade, comportamento do consumidor, riscos financeiros e especificidades regulatórias, a liberalização pode se transformar em frustração, com baixa adesão e instabilidade setorial.

O passado também reforça a lição. O caso Walmart mostrou que até o maior varejista global não resistiu ao Custo Brasil ao ignorar os hábitos e preferências locais. Agora, o OXXO atualiza essa narrativa, mostrando que a lógica se repete quando a estratégia desconsidera a cultura e a complexidade do país.

O chamado à ação é claro: não copiar, mas construir. O Brasil deve aprender com esses exemplos e desenhar soluções sob medida — regulatórias, financeiras e culturais — para garantir que a abertura do mercado livre seja um processo sustentável, inclusivo e confiável. Essa é a única forma de transformar a liberalização em uma oportunidade histórica, capaz de gerar valor para consumidores, atrair inovação e consolidar a transição energética nacional.

Resumo Executivo

O setor elétrico brasileiro atravessa um ponto de inflexão. A expansão acelerada da geração eólica, fotovoltaica e distribuída consolidou o país como líder em energias renováveis, mas trouxe consigo um efeito colateral de magnitude inédita: o curtailment — cortes deliberados de geração por razões energéticas, de confiabilidade ou restrições de rede. Somente em agosto de 2025, mais de 4,4 TWh de energia limpa foram descartados, equivalentes a cerca de um quarto da produção do período.

Ao contrário da percepção corrente, o curtailment não é um “cisne negro”. Trata-se de um risco previsível, já observado em mercados como Califórnia, Alemanha, China e Índia, e identificado por relatórios técnicos do ONS. Ignorar esse fenômeno nas análises de viabilidade significa subestimar vulnerabilidades estruturais e comprometer a responsabilidade fiduciária dos conselhos de administração.

Além da sobreposição entre geração e carga, o Brasil enfrenta um desafio adicional: a rápida expansão da micro e minigeração distribuída (MMGD). Em setembro de 2025, essa modalidade já somava 42,3 GW de potência instalada, quase toda proveniente de energia solar fotovoltaica, com forte predominância do setor residencial. Projeções oficiais indicam que esse número pode chegar a até 97,8 GW em 2035, ampliando ainda mais a pressão sobre as usinas centralizadas e a necessidade de cortes.

As decisões de investimento em renováveis precisam, portanto, incorporar cenários de corte em seus modelos financeiros e em seus processos de governança. Esse movimento é essencial para preservar a rentabilidade dos projetos, a credibilidade dos fundos e a confiança de investidores institucionais que buscam exposição a ativos sustentáveis.

Paralelamente, multiplicam-se as soluções propostas para mitigar o curtailment: baterias (BESS), hidrogênio verde (H2V), usinas reversíveis (PHS) e demand side management (DSM). Todas oferecem oportunidades estratégicas, mas também escondem armadilhas. Custos elevados, ausência de regulação clara, prazos longos de maturação e incertezas de mercado podem transformar promessas em novos focos de frustração.

Este artigo traz lições estratégicas para conselhos de administração: compreender que o curtailment não é um imprevisto, mas uma realidade estrutural; adotar uma postura de prudência diante de soluções emergentes; e alinhar decisões de investimento a uma governança robusta, capaz de antecipar riscos e fortalecer a resiliência corporativa frente aos dilemas da transição energética.

O que é o Curtailment e por que ele importa

Curtailment é o termo técnico utilizado para descrever a redução deliberada da geração de energia, mesmo quando os recursos naturais — vento ou sol — estão disponíveis em abundância. Em outras palavras, trata-se de “desligar” parte da produção de usinas eólicas e fotovoltaicas, não por falha tecnológica, mas por limitações do sistema elétrico ou pela necessidade de manter a confiabilidade da rede.

No Brasil, o Operador Nacional do Sistema (ONS) classifica os cortes em três categorias:

• Razões energéticas: quando há sobreoferta de geração em relação à carga do sistema.
• Razões de confiabilidade: quando é necessário preservar a segurança operativa, respeitando limites de transmissão e estabilidade.
• Indisponibilidade externa: quando restrições ou falhas externas à usina impedem o escoamento da energia.

Esse fenômeno deixou de ser marginal. Apenas em agosto de 2025, o curtailment somou 4,458 TWh, cerca de 25% de toda a geração eólica e solar do mês. Em alguns conjuntos de usinas, os cortes superaram 60% da produção potencial. Esse quadro ameaça a rentabilidade de projetos em operação e compromete a viabilidade de investimentos futuros.

O impacto é duplo:

• Econômico-financeiro: receitas projetadas deixam de se materializar, pressionando contratos de PPA, financiamentos e retornos esperados por fundos.
• Reputacional e regulatório: cortes sucessivos expõem contradições — enquanto energia renovável é desperdiçada, térmicas seguem despachadas e tarifas sobem. Esse desalinhamento mina a confiança de investidores e sociedade.

Internacionalmente, o curtailment é visto como um sinal de que a transição energética avançou além da capacidade de adaptação do sistema elétrico. Na Califórnia, na Alemanha e na China, os cortes cresceram rapidamente quando a penetração renovável atingiu determinados patamares. No Brasil, o alerta está dado: o curtailment não é anomalia, mas consequência estrutural da combinação entre expansão acelerada de fontes variáveis, defasagem da transmissão e ausência de instrumentos de flexibilidade.

Para conselhos de administração, compreender esse conceito é crucial. Não se trata apenas de um detalhe técnico, mas de um risco estratégico que pode comprometer margens, reduzir o valor de mercado das empresas investidas e expor falhas na governança de risco. Incorporar o curtailment no radar da alta administração é, portanto, uma condição básica para decisões responsáveis em energia renovável.

Experiências Internacionais: lições aprendidas

A trajetória de outros países demonstra que o curtailment não é uma peculiaridade brasileira, mas uma consequência recorrente da expansão acelerada das fontes renováveis variáveis. Examinar esses casos permite identificar padrões e lições valiosas para os conselhos de administração que buscam avaliar investimentos com visão de longo prazo.

Califórnia: o “duck curve” e os cortes solares

Na Califórnia, a rápida expansão da energia solar criou o fenômeno conhecido como “duck curve”: durante o dia, a geração solar supera a demanda, mas à noite o sistema volta a depender fortemente de térmicas. Esse descompasso levou a cortes massivos de geração fotovoltaica. A resposta regulatória foi a realização de leilões dedicados de armazenamento e programas de demand response, criando novos mecanismos de flexibilidade para integrar a energia solar. Ainda assim, os cortes permanecem relevantes, mostrando que o problema não se resolve apenas com baterias.

Alemanha: limites de rede e integração regional

Na Alemanha, o desafio decorre principalmente da distância entre os parques eólicos do norte e os centros consumidores do sul. Gargalos de transmissão resultaram em cortes frequentes, apesar da alta participação de renováveis na matriz. A solução encontrada foi intensificar a integração regional, expandindo interconexões com países vizinhos e ajustando os mercados para absorver excedentes. Mesmo assim, subsistem pressões políticas e econômicas sobre quem arca com os custos do curtailment.

China e Índia: cortes massivos e falhas regulatórias

Na China, regiões como Xinjiang e Gansu chegaram a registrar taxas de curtailment superiores a 30% da produção eólica. A principal causa foi a falta de coordenação entre a velocidade da expansão renovável e a construção de linhas de transmissão. A Índia viveu dilema semelhante, com cortes significativos de solar em estados como Rajasthan e Gujarat, agravados por falhas regulatórias e dificuldades financeiras das distribuidoras. Nos dois casos, ajustes de mercado e políticas corretivas reduziram parcialmente o problema, mas não eliminaram a desconfiança dos investidores.

Principais ensinamentos para o Brasil

Os exemplos convergem em três lições centrais para conselheiros:

• Curtailment cresce com a penetração renovável – quanto mais rápido o avanço, maior a probabilidade de cortes.
• Tecnologias sozinhas não resolvem – baterias, hidrogênio verde ou usinas reversíveis ajudam, mas não substituem a necessidade de gestão integrada.
• Integração regulatória e planejamento sistêmico são decisivos – sem ajustes na governança, nos sinais de mercado e na infraestrutura de rede, as soluções tecnológicas correm o risco de se tornar paliativos caros e ineficazes.

Assim, a mensagem-chave é clara: conselhos de administração não devem interpretar o curtailment como uma anomalia local, mas como uma tendência global previsível, que exige prudência, diversificação e pressão por políticas públicas consistentes.

O caso brasileiro segundo o ONS

O fenômeno do curtailment no Brasil ganhou relevância após a perturbação ocorrida em 15 de agosto de 2023, quando falhas na resposta dinâmica de usinas eólicas e fotovoltaicas evidenciaram discrepâncias entre o desempenho real das plantas e os modelos matemáticos fornecidos pelos agentes. Esse episódio marcou um ponto de inflexão: a partir dele, o Operador Nacional do Sistema (ONS) passou a adotar critérios mais conservadores e restrições adicionais, reduzindo a capacidade de escoamento do sistema e elevando os cortes de geração .

Projeções 2026–2029: cortes crescentes

Segundo o relatório RT DGL-ONS 0189/2025, a tendência é de agravamento. Se todas as usinas com Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (CUST) entrarem em operação, os cortes médios podem chegar a 10% da geração eólica e ultrapassar 20% da geração solar até 2029 . Em horários de maior insolação, os cortes podem superar dezenas de gigawatts, transformando o desperdício de energia limpa em fenômeno estrutural.

Particularidades nacionais

O contexto brasileiro apresenta desafios próprios que ampliam o impacto do curtailment:

• Forte crescimento da MMGD/GD – em setembro de 2025, a capacidade instalada de micro e minigeração distribuída (MMGD) atingiu aproximadamente 42,3 GW, com aumento de mais de 5 GW apenas nos primeiros sete meses do ano. A grande maioria dessa potência (98,9%) é proveniente da energia solar fotovoltaica, sendo o setor residencial o dominante, com cerca de 80% das usinas em operação. Estados como São Paulo, Minas Gerais e Mato Grosso lideram o crescimento em potência instalada. Projeções do MME e da EPE indicam que a MMGD pode alcançar entre 61,4 GW e 97,8 GW até 2035, ampliando ainda mais seu peso no sistema. Como não está sob controle direto do ONS, sua expansão reduz a carga atendida por usinas centralizadas e amplia a necessidade de cortes sobre estas últimas.
• Gargalos de transmissão – embora o país tenha avançado em leilões de linhas, a expansão da rede segue defasada em relação ao crescimento da geração renovável, sobretudo no Nordeste, região que concentra os maiores parques.
• Deficiências de modelagem e suporte dinâmico – os modelos fornecidos pelos agentes não refletiam adequadamente o desempenho das usinas em condições reais, o que fragilizou o planejamento. A necessidade de reforços como compensadores síncronos no Rio Grande do Norte é exemplo de como o sistema ainda depende de ajustes estruturais .

Síntese para conselhos

O diagnóstico do ONS é inequívoco: o curtailment deixou de ser uma anomalia conjuntural e passou a ser um elemento estrutural da operação do SIN. Para os conselhos de administração, isso significa que qualquer decisão de investimento em eólica e solar no Brasil deve considerar o risco de cortes significativos como parte integrante da equação financeira e estratégica. Ignorar esse alerta seria repetir os erros de avaliação observados em outros mercados.

Governança de Investimentos: pontos de atenção para conselhos

A governança corporativa tem papel central na condução de investimentos em energia renovável. No entanto, observa-se que muitos conselhos de administração e comitês de investimento enfrentam lacunas de avaliação estratégica ao analisar projetos de eólica e solar. Essas lacunas não decorrem de má-fé, mas de excesso de otimismo e da ausência de cenários adversos nos modelos financeiros.

• Risco de avaliações incompletas: Grande parte das análises de viabilidade desconsidera ou minimiza o impacto do curtailment. Em muitos casos, os estudos assumem cortes marginais de 5% a 10%, quando a realidade recente já evidencia taxas muito mais elevadas. Essa omissão compromete o realismo dos fluxos de caixa projetados e cria expectativas desalinhadas com a operação.
• Excesso de confiança no regulador: Outro ponto recorrente é a crença de que o marco regulatório brasileiro, historicamente robusto, corrigiria rapidamente os desequilíbrios entre expansão da geração e da transmissão. Esse “otimismo regulatório” levou muitos investidores a assumir que a rede elétrica sempre se expandiria no mesmo ritmo da geração renovável, o que não ocorreu.
• Atração pelo selo ESG: O apelo de projetos de energia renovável, muitas vezes alavancados por sua aderência às agendas ESG, tem levado conselhos a aprovarem investimentos sem a devida realização de stress tests financeiros. A narrativa positiva da transição energética, ainda que legítima, não deve suplantar a disciplina técnica da avaliação de riscos.
• Responsabilidade fiduciária: Para além da questão econômica, há o aspecto de responsabilidade fiduciária. Conselheiros têm o dever de diligência, lealdade e transparência perante seus acionistas e cotistas. Incorporar cenários de curtailment, avaliar impactos regulatórios e exigir planos de mitigação não são apenas boas práticas — são obrigações inerentes à função. A omissão diante de riscos conhecidos pode ser interpretada como descuido estratégico e comprometer a credibilidade institucional.

Assim, o papel dos conselhos não é apenas aprovar projetos pela atratividade imediata, mas garantir que os investimentos estejam sustentados por análises realistas, prudentes e alinhadas à complexidade do setor elétrico em transformação.

Soluções em debate: oportunidades e armadilhas

A pressão causada pelo curtailment tem colocado uma série de tecnologias no centro das discussões estratégicas. Elas são apresentadas como instrumentos capazes de absorver excedentes de energia, estabilizar a rede e viabilizar o crescimento sustentável da matriz renovável. Contudo, nenhuma delas é isenta de limitações. Conselhos precisam compreender seus fundamentos para formular as perguntas certas e evitar decisões baseadas apenas em narrativas de mercado.

BESS (Battery Energy Storage Systems)

Entre as soluções mais difundidas no debate setorial, os sistemas de armazenamento em baterias ocupam posição de destaque, especialmente pelo apelo de flexibilidade e pela velocidade de resposta que oferecem.

• Como funciona: armazena energia em baterias (tipicamente de íon-lítio), permitindo liberar eletricidade em horários de maior demanda ou quando o sistema precisa de suporte.
• Aplicações práticas: regulação de frequência, reserva de capacidade, suavização da intermitência, arbitragem de preços.
• Benefícios: resposta quase imediata, modularidade, possibilidade de instalação próxima aos parques eólicos/solares ou nos centros de carga.
• Limitações: alto custo de investimento (LCOS entre US$ 190–430/MWh em estudos recentes), rápida obsolescência tecnológica, vida útil em torno de 10–15 anos, dependência de regulamentação para monetizar serviços ancilares.
• Perguntas para conselheiros: O projeto tem modelo de remuneração sustentável? Os custos consideram reposição tecnológica? Existe arcabouço regulatório que reconheça o valor do armazenamento?

H2V (Hidrogênio Verde)

O hidrogênio verde desponta como um dos vetores mais promissores da transição energética, frequentemente associado a novos mercados e exportações de alto valor agregado.

• Como funciona: utiliza eletricidade renovável para alimentar eletrolisadores que quebram a molécula da água em oxigênio e hidrogênio. O H2 pode ser armazenado, transportado ou usado em processos industriais e geração elétrica.
• Aplicações práticas: descarbonização de siderurgia, química, fertilizantes, transporte pesado e geração elétrica em células a combustível.
• Benefícios: armazenamento de longo prazo, potencial de criar uma nova cadeia de valor exportadora, complementaridade com projetos renováveis de grande porte.
• Limitações: custos ainda elevados (US$ 3–6/kg, contra <US$ 2/kg como meta de competitividade), ausência de mercado doméstico estruturado, necessidade de infraestrutura logística (dutos, portos, tanques).
• Perguntas para conselheiros: Há mercado contratual para absorver a produção de H2V? O projeto depende de incentivos governamentais ou subsídios internacionais? Qual a estratégia de saída em caso de atraso regulatório?

PHS (Pumped Hydro Storage – Usinas Reversíveis)

As usinas reversíveis se destacam pelo potencial de armazenamento em grande escala e pela robustez técnica, mas exigem visão de longo prazo e forte coordenação regulatória.

• Como funciona: bombeia água para um reservatório elevado em horários de sobra de energia e a libera em turbinas quando há maior demanda.
• Aplicações práticas: armazenamento em grande escala, suporte ao despacho noturno, substituição de térmicas em parte do sistema.
• Benefícios: vida útil longa (40–60 anos), escala relevante (centenas a milhares de MW), tecnologia madura.
• Limitações: prazos longos de licenciamento e construção (8–12 anos), impactos socioambientais significativos, necessidade de condições geográficas específicas.
• Perguntas para conselheiros: O cronograma do projeto é compatível com a urgência do problema? Existe clareza sobre licenciamento ambiental? Há mecanismos de remuneração de longo prazo para justificar o CAPEX elevado?

DSM (Demand Side Management) e Eficiência Energética

As medidas de gestão do lado da demanda e de eficiência energética são muitas vezes subestimadas, mas oferecem benefícios consistentes e sustentáveis quando integradas ao planejamento do setor.

• Como funciona: desloca ou reduz o consumo em horários de sobra de energia, usando tarifas dinâmicas, automação e incentivos. Inclui também medidas permanentes de eficiência energética em edifícios, indústrias e iluminação.
• Aplicações práticas: resposta da demanda em horários de pico, flexibilização do consumo industrial, uso de veículos elétricos como cargas moduláveis.
• Benefícios: baixo custo relativo, impactos consistentes na redução de demanda, ganhos sociais (menor pressão tarifária).
• Limitações: menor apelo para investidores institucionais, já que não gera ativos físicos escaláveis; depende de forte regulação e engajamento do consumidor.
• Perguntas para conselheiros: Há estrutura regulatória para remunerar consumidores que flexibilizam carga? O investimento em eficiência tem ROI comparável a projetos de geração? Como monetizar essa flexibilidade no mercado de energia?

Risco de substituição de problemas

Cada uma dessas tecnologias pode, se mal avaliada, transformar o dilema atual em uma nova fonte de risco. O conselho deve evitar a armadilha de apostar em “balas de prata” e, em vez disso, adotar uma visão integrada que considere:

• ciclo de vida do ativo,
• maturidade regulatória,
• riscos de mercado,
• prazos de implementação,
• e complementaridade entre tecnologias.

Práticas recomendadas para conselhos

O desafio do curtailment exige que os conselhos de administração adotem uma postura ativa e criteriosa na supervisão dos investimentos em renováveis. A responsabilidade fiduciária não se limita a aprovar projetos com boa narrativa ESG; é necessário garantir que riscos previsíveis sejam devidamente mapeados e mitigados. A seguir, destacam-se práticas recomendadas que podem ser incorporadas à agenda dos conselhos:

• Exigir cenários adversos em due diligence: Qualquer análise de viabilidade deve incluir cenários de corte de 20% a 30%, refletindo a realidade já observada no Brasil. Essa simulação deve impactar projeções de fluxo de caixa, indicadores de rentabilidade (IRR, payback) e contratos de financiamento. Ignorar essa variável equivale a projetar retornos em terreno instável.
• Avaliar diversificação tecnológica: Os conselhos devem questionar se o portfólio de investimentos está excessivamente concentrado em eólica e solar. PCHs, biomassa e projetos híbridos (que combinam renováveis com armazenamento) podem oferecer firmeza, previsibilidade e complementaridade. A diversificação tecnológica não elimina o risco, mas reduz a exposição a cortes simultâneos e melhora a resiliência da carteira.
• Cobrar transparência regulatória e monitoramento ativo: É fundamental que a administração mantenha diálogo contínuo com o ONS e a ANEEL, reportando regularmente o impacto dos cortes e a evolução das regras. Conselhos devem solicitar relatórios periódicos sobre riscos regulatórios e acompanhar de perto consultas públicas que possam alterar a dinâmica de remuneração ou o rateio do curtailment.
• Estimular PPAs com cláusulas de flexibilidade: Os contratos de longo prazo precisam evoluir. Ao invés de PPAs estáticos, conselhos devem incentivar a adoção de contratos que incluam cláusulas de flexibilidade, seja para compensação de cortes, seja para hibridização futura. Essa adaptação protege receitas e amplia a margem de manobra diante de mudanças regulatórias ou tecnológicas.
• Monitorar a evolução regulatória: Temas como a integração ONS–DSO e o rateio da geração distribuída (GD/MMGD) estão em debate e podem alterar profundamente a forma como o ônus do curtailment é distribuído. Conselheiros devem se posicionar de forma proativa, orientando suas empresas a participar das discussões regulatórias e antecipar possíveis impactos sobre a governança dos projetos.

Assim, os conselhos deixam de ser meros aprovadores de projetos e passam a atuar como guardiões da sustentabilidade financeira e regulatória das decisões de investimento em renováveis.

Checklist estratégico para Conselheiros

A experiência internacional e o diagnóstico recente do ONS demonstram que o curtailment deixou de ser um risco marginal e se tornou uma realidade estrutural da operação elétrica. Nesse cenário, o papel dos conselhos de administração vai muito além da aprovação de investimentos em projetos renováveis. Cabe aos conselheiros garantir que as decisões estejam ancoradas em análises realistas, que contemplem cenários adversos, riscos regulatórios e a maturidade das soluções tecnológicas em debate.

Entretanto, a complexidade técnica do setor elétrico frequentemente distancia conselheiros — profissionais com sólida experiência em finanças, estratégia e governança — das questões operacionais mais específicas. Isso abre espaço para decisões enviesadas, seja pelo excesso de confiança nos reguladores, seja pela atração de narrativas sedutoras ligadas ao ESG.

O Checklist estratégico apresentado a seguir foi elaborado para servir como uma ferramenta prática de governança. Ele permite que conselhos formulem as perguntas certas, orientem suas diretorias executivas e cobrem relatórios consistentes sobre riscos e oportunidades. Ao adotar esse roteiro, os conselheiros assumem uma postura proativa de guardião da resiliência financeira e regulatória dos investimentos em energia renovável, evitando armadilhas e fortalecendo a confiança de investidores e acionistas.

Etapa	Pergunta-chave	Objetivo da Reflexão
1. Stress test financeiro	O curtailment foi considerado no stress test (20–30%)?	Garantir realismo nas projeções de retorno e evitar surpresas de fluxo de caixa.
2. Planos de mitigação	Há plano de mitigação tecnológico e/ou regulatório?	Avaliar se a administração está estruturando alternativas concretas (híbridos, PPAs flexíveis, diálogo com regulador).
3. Diversificação do portfólio	O portfólio está diversificado ou concentrado em ativos vulneráveis?	Reduzir exposição a cortes simultâneos e equilibrar riscos entre diferentes tecnologias.
4. Armadilhas tecnológicas	Há riscos de “armadilhas tecnológicas” nos projetos de mitigação (ex.: BESS sem arcabouço, H2V sem mercado)?	Evitar investimentos baseados em soluções emergentes sem maturidade regulatória ou financeira.
5. Monitoramento regulatório	O conselho está acompanhando a evolução regulatória (ex.: integração ONS–DSO, rateio da GD/MMGD)?	Antecipar impactos sobre contratos, tarifas e remuneração de ativos.
6. Sinais de mercado	Há análise sobre PLD, bandeiras tarifárias e despacho térmico em paralelo ao curtailment?	Entender distorções de preço e seus impactos sobre a receita líquida dos projetos.
7. Cenários de transmissão	A expansão da rede de transmissão acompanha a capacidade dos projetos contratados?	Evitar investir em ativos que podem ficar “ilhados” por gargalos de escoamento.
8. Governança de risco	Há comitê ou estrutura dedicada para monitorar riscos energéticos no portfólio?	Institucionalizar a gestão de riscos, reduzindo dependência de análises pontuais.
9. Engajamento setorial	A empresa participa ativamente de consultas públicas e associações setoriais?	Influenciar marcos regulatórios e proteger interesses de longo prazo.
10. Estratégia de saída	Existe plano de desinvestimento ou reposicionamento caso os cortes se agravem?	Garantir flexibilidade estratégica em cenários adversos.

Conclusão

O crescimento acelerado da geração eólica e solar no Brasil trouxe conquistas inegáveis em termos de descarbonização e diversificação da matriz elétrica. Contudo, os cortes de geração — que somaram recordes históricos em 2025 — expõem uma realidade incontornável: o curtailment não é um acidente, tampouco um evento imprevisível. Ele não é um “cisne negro”, mas sim um risco previsível, recorrente e mensurável, já documentado em diferentes mercados internacionais e amplamente reconhecido pelos estudos do ONS.

Para os conselhos de administração, essa constatação tem implicações diretas. Aprovar projetos renováveis sem incorporar cenários realistas de corte significa assumir uma exposição desnecessária, que compromete a rentabilidade, a credibilidade e a própria responsabilidade fiduciária perante acionistas e investidores. O dever de diligência exige que o curtailment seja tratado como variável estrutural nas análises de viabilidade, nos PPAs e na gestão de portfólio.

Da mesma forma, as soluções tecnológicas hoje apresentadas como resposta — baterias, hidrogênio verde, usinas reversíveis, eficiência e gestão da demanda — não devem ser vistas como panaceias. Elas oferecem oportunidades concretas, mas carregam riscos próprios de custo, regulação, tempo de maturação e viabilidade de mercado. Para não trocar um problema por outro, os conselhos precisam adotar uma abordagem integrada, questionadora e prudente.

O curtailment é, acima de tudo, um teste de governança. Ele separa as organizações que compreendem a transição energética como processo complexo, sistêmico e regulatório, daquelas que a enxergam apenas como selo ESG para atrair capital. O desafio não está em identificar o problema — hoje amplamente visível —, mas em estruturar mecanismos de decisão capazes de antecipar riscos, diversificar soluções e fortalecer a resiliência corporativa.

Assim, o recado final aos conselheiros é claro: não se deixem surpreender por um fenômeno que já se consolidou como realidade. Incorporar o curtailment no radar estratégico não é pessimismo, é prudência. A verdadeira falha não está no corte em si, mas em tratá-lo como surpresa. O “cisne negro” já foi desmascarado; agora, cabe aos conselhos transformar essa consciência em ação estratégica para proteger valor e garantir a sustentabilidade dos investimentos em renováveis.