Disputa é em torno de parâmetros de aversão a risco usado em modelos computacionais que operam o sistema elétrico
Luciana Collet
São Paulo – O que parecia uma discussão restrita a engenheiros, operadores do sistema e especialistas em energia começou a ganhar dimensão econômica e potencial impacto direto no bolso de empresas e consumidores. No centro do debate está uma decisão técnica que ajudará a definir o custo da eletricidade no Brasil a partir de 2027, influenciando preços no mercado livre, bandeiras tarifárias, encargos setoriais e até a inflação.
A disputa gira em torno dos parâmetros de aversão a risco usado nos modelos computacionais que operam o sistema elétrico. Desde 2025, o modelo atual tornou o setor mais conservador diante de cenários de seca, elevando o acionamento de térmicas e sustentando preços de energia mais altos.
A discussão agora divide o mercado. De um lado, grandes geradoras defendem a manutenção das regras atuais, argumentando que o modelo trouxe mais aderência entre a simulação matemática e a operação real do sistema, reduzindo a necessidade de intervenções emergenciais fora da lógica econômica prevista pelos modelos.
O presidente da Copel, Daniel Slaviero, destacou, por exemplo, a situação da região Sul, onde mesmo em meio a chuvas significativamente abaixo da média histórica, o ONS conseguiu manter os reservatórios das hidrelétrica próximos ao limite mínimo operativo, perto 30% da capacidade, seguindo o despacho indicado pelos modelos. “Se não tivesse com esses parâmetros de aversão a risco, nós estaríamos numa situação hidrológica muito mais severa”, disse, em videoconferência com analistas e investidores.
Por outro lado, profissionais ligados a comercializadoras e grandes consumidores de energia dizem que os atuais parâmetros de aversão a risco beneficiam as grandes geradoras descontratadas, como a Copel e a Axia Energia, que podem vender sua energia a preços mais elevados.
O debate ganhou tom mais político depois que alguns grupos empresariais passaram a falar abertamente em transferência de riqueza do consumidor para os geradores. Para essas entidades, a conta do conservadorismo excessivo aparece na competitividade da indústria, na inflação e no custo de produção das empresas.
A proposta defendida por parte do mercado seria reduzir o peso dos cenários extremos nos modelos, migrando do atual par 15/40 para o 15/30. Estudos apresentados ao governo indicam que a mudança teria impacto relativamente pequeno sobre o nível dos reservatórios, mas poderia gerar economia bilionária ao reduzir o acionamento de térmicas.
A analogia usada por Paulo Pedrosa, presidente da Abrace Energia, ajuda a traduzir o debate técnico: segundo ele, o modelo atual funciona como um seguro de carro com franquia zero, caro demais para cobrir um risco considerado improvável.
O tema se tornou suficientemente sensível para levar o governo a adiar a decisão final. O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), que deveria deliberar sobre o assunto em maio, optou por pedir novos estudos ao ONS e à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), especialmente após a recente contratação de novas termelétricas nos leilões de capacidade realizados neste ano.
A decisão precisa ser tomada até julho para valer em 2027. Mas, mais do que uma simples definição regulatória, o debate revela uma tensão cada vez mais presente no setor elétrico brasileiro: até que ponto vale pagar mais caro hoje para reduzir riscos em um futuro marcado por eventos climáticos extremos e crescente pressão sobre a segurança energética.
