O ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico promoveu no início de junho uma ação inédita ao determinar às distribuidoras cortes na geração distribuída. O motivo: Ajustar a superoferta de energia à demanda reduzida de um domingo de feriado prolongado. Previu enfrentar a contingência vivida no dia dos país de 2025, quando a oferta de energia no SIN - Sistema Interligado Nacional quase levou o país a um blecaute. A geração distribuída, que inunda o sistema elétrico de energia - mesmo quando não há necessidade -, criou esse paradoxo, com riscos de desligamentos de dia, por superoferta, e de noite, por falta de potência firme. Chegou a hora de rever a estrutura do setor elétrico e o papel das renováveis.
Importante ressaltar que o impasse atual não surgiu por acaso. Resulta de escolhas regulatórias acumuladas nas últimas duas décadas, todas legítimas (no momento em que foram tomadas), e cujo somatório o sistema agora precisa absorver. O Brasil reagiu ao racionamento de 2001 com uma política deliberada de diversificação da matriz energética: Veio o Proinfa em 2002, a regulação da micro e minigeração distribuída em 2012 e o regime de descontos de até 100% nas tarifas de uso da rede para fontes incentivadas. A engrenagem funcionou: ao final de 2025, conforme a ABGD - Associação Brasileira de Geração Distribuída, o país contava com 43,5 gigawatts em micro e minigeração distribuída - mais de três vezes a capacidade instalada de Itaipu - quase sempre por produção fotovoltaica, instalada em telhados.
O paradoxo disso é que o êxito dessa política produziu uma nova fragilidade. A geração solar concentra-se entre 10h e 16h, e a transmissão não acompanhou o ritmo da expansão. O ONS precisa, com frequência crescente, cortar despacho de usinas para evitar sobrecarga - o chamado curtailment. Isso significa energia produzida e não utilizada. Ao anoitecer, a oferta solar desaparece em poucos minutos, justamente no horário em que o consumo residencial aumenta exponencialmente. O sistema precisa, então, de potência despachável. Esse é o problema que os leilões de capacidade pretendem enfrentar.
A solução técnica preferida por parte do setor de energia renovável é o armazenamento por baterias, e já há diretrizes do governo para a realização do primeiro leilão. No entanto, há certas dúvidas se a tecnologia já chegou à escala comercial adequada, isso porque a janela de risco operacional é imediata. Entre os técnicos do MME - Ministério de Minas e Energia prevalece a leitura de que o sistema precisa de uma matriz multimodal - fontes de naturezas distintas que se complementem. Térmicas a gás são caras e poluentes; devem ser as últimas a despachar, mas precisam estar lá. Aliás, é fundamental que o governo realize leilões de capacidade periódicos e com planejamento antecipado para garantir segurança energética e custos menores.
A discussão sobre tarifa raramente passa pelos números que têm maior influência em sua definição. Segundo deliberação da Aneel de dezembro de 2025, a CDE - Conta de Desenvolvimento Energético, principal veículo dos subsídios setoriais pagos pelo consumidor por meio da tarifa, está projetada em R$ 52,7 bilhões para 2026, dos quais R$ 47,8 bilhões saem da fatura do contribuinte. A alta é de 15,4% sobre 2025. Os subsídios à micro e minigeração distribuída saltaram de R$ 3,7 bilhões para R$ 6,9 bilhões em um único exercício - alta de 87,4%. Os descontos para fontes incentivadas, eólicas e solares centralizadas, devem alcançar R$ 19,6 bilhões. Em 2023, o Subsidiômetro da própria Aneel registrava 13,2% da conta de luz em encargos do tipo. Com a expansão recente da geração distribuída, o peso hoje é maior.
Em fevereiro deste ano, sob relatoria do ministro Walton Alencar Rodrigues, o Plenário do TCU proferiu o acórdão 292/26 e determinou ao MME a reformulação de dispositivos da portaria 79/24, regulamentadora da medida provisória que prorrogou em 36 meses o prazo para empreendimentos renováveis manterem desconto de até 100% na TUST/TUSD (tarifas pelo uso da rede). A corte considerou que a portaria extrapolou o poder regulamentar do ministério e converteu benefícios setoriais em "moedas de troca no mercado secundário de outorgas", segundo a decisão. A engrenagem dos subsídios cruzados que financiou a expansão renovável está sob exame, e precisa ser revista.
Houve, na disputa em torno do leilão de reserva de capacidade, dois lados nomeados com clareza no debate público. De um, produtores de fontes renováveis que preferem ver o sistema contratar baterias, o que lhes permitiria escoar integralmente a energia produzida e preservaria a rentabilidade de contratos firmados sob o regime de subsídios. De outro, o desenho técnico do setor, que enxerga na complementaridade térmica uma exigência de segurança operacional. Ambas as posições têm legitimidade. Há, contudo, uma terceira parte que não tem voz organizada nessa discussão: a parte que paga pela expansão da rede, pelos subsídios cruzados e, agora, pela complementaridade firme. A pergunta deixou de ser se o consumidor paga porque os custos já estão incluídos nas contas há anos. A questão agora é entender o que ele paga, e em troca do quê.
A defesa do consumidor é princípio basilar da ordem econômica constitucional. A tutela do hipossuficiente não se exaure nos contratos privados. Estende-se às políticas regulatórias que organizam mercados em que o cidadão entra desarmado de informação e poder de barganha. O sistema elétrico é um desses mercados: cada decisão em sede de leilão, portaria ministerial ou acórdão de corte de contas resulta em uma nova linha na fatura de quem nunca esteve na sala em que ela se construiu.
Espera-se que o setor considere o consumidor não como destinatário residual da política tarifária, mas como sujeito a tutelar, em razão da assimetria estrutural que lhe é própria. A higidez do sistema depende de sua sustentabilidade financeira - em última instância, da sustentabilidade de quem o paga. Chegou o momento de rever todos os benefícios que deram às renováveis o status atual, não para limitá-la, mas para enquadrá-la àquilo que justifica todo esse aparato - o consumidor.