Um estudo divulgado pela Frente Nacional dos Consumidores de Energia (FNCE) aponta que decisões tomadas pelo governo federal e pelo Congresso Nacional entre janeiro de 2023 e maio de 2026 poderão gerar quase R$ 1 trilhão em custos adicionais para os consumidores brasileiros até 2050.
Segundo o levantamento, o impacto total estimado chega a R$ 984,8 bilhões. O valor corresponde a despesas que, de acordo com a entidade, deverão ser incorporadas gradualmente às tarifas de energia elétrica pagas por residências, empresas, comércios e indústrias em todo o país.
A projeção considera uma série de medidas aprovadas nos últimos anos, incluindo leis, medidas provisórias, contratos de energia, leilões de capacidade e acordos firmados no setor elétrico.
O estudo ressalta que os custos atingiriam tanto consumidores do mercado regulado, atendidos pelas distribuidoras, quanto aqueles que migraram para o mercado livre de energia. A exceção seria a parcela da população de baixa renda inscrita no Cadastro Único, que conta com mecanismos específicos de proteção tarifária.
Como funciona a formação da tarifa de energia
A conta de luz paga pelos brasileiros é formada por diferentes componentes. Além da geração de energia, o valor inclui custos de transmissão, distribuição, encargos setoriais, tributos e contratos firmados para garantir a segurança do abastecimento.
Quando novas despesas são criadas por legislação ou por decisões regulatórias, parte desses custos pode ser incorporada às tarifas cobradas dos consumidores ao longo dos anos.
É justamente esse mecanismo que levou a FNCE a elaborar o levantamento. A entidade argumenta que diversas decisões recentes criaram compromissos financeiros de longo prazo que serão pagos gradualmente pelos usuários do sistema elétrico brasileiro.
Segundo o estudo, os impactos não se limitam ao consumidor residencial. O aumento dos custos energéticos também pode afetar a competitividade da indústria, o funcionamento do comércio e o preço de produtos e serviços em diferentes setores da economia.
Principais medidas apontadas pelo estudo
Entre os itens de maior peso está o segundo Leilão de Reserva de Capacidade de 2026, responsável sozinho por um impacto estimado em R$ 515,7 bilhões até 2050.
Esse tipo de leilão é utilizado para contratar usinas que garantam fornecimento de energia em momentos de maior demanda ou em situações de escassez de geração por fontes renováveis.
Outro destaque são os chamados "jabutis" incluídos na legislação das eólicas offshore, que, segundo a FNCE, podem gerar custos adicionais de aproximadamente R$ 197 bilhões. O termo "jabuti" é usado no Congresso para designar dispositivos inseridos em projetos de lei sem relação direta com o tema principal da proposta.
Também aparecem na lista as Medidas Provisórias 1300 e 1304, que somariam impacto estimado em R$ 114,6 bilhões, além da MP 1212, responsável por cerca de R$ 112,5 bilhões em custos relacionados à prorrogação de incentivos para projetos de geração renovável.
O levantamento inclui ainda despesas ligadas à usina hidrelétrica de Itaipu, acordos setoriais e medidas voltadas à recuperação financeira da Amazonas Energia.
Energia solar traz benefícios e novos desafios
O estudo também dedica atenção ao crescimento acelerado da geração solar distribuída no Brasil. Nos últimos anos, milhões de consumidores passaram a produzir parte da própria energia por meio de painéis solares instalados em residências, empresas e propriedades rurais.
A expansão dessa modalidade trouxe benefícios importantes, como redução de gastos para os consumidores e diversificação da matriz energética nacional.
Entretanto, especialistas do setor apontam desafios operacionais associados ao aumento da participação da energia solar no sistema.
A principal dificuldade ocorre no final da tarde e início da noite. Nesse período, a geração dos painéis solares diminui rapidamente enquanto o consumo de energia costuma aumentar devido ao retorno das pessoas para suas residências e ao funcionamento simultâneo de equipamentos elétricos.
Para manter o equilíbrio entre oferta e demanda, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) precisa recorrer a fontes capazes de entrar em operação rapidamente.
Papel das usinas térmicas
Nesse cenário, as usinas térmicas assumem papel estratégico para garantir a estabilidade do fornecimento.
Essas unidades podem ser acionadas em curto prazo para suprir a redução da geração solar e complementar a produção hidrelétrica em períodos de seca.
Por outro lado, o custo de geração das térmicas costuma ser superior ao de outras fontes, especialmente quando utilizam combustíveis fósseis como gás natural, óleo combustível ou diesel.
Segundo a FNCE, parte dos custos futuros estimados no levantamento está relacionada justamente à contratação de novas usinas térmicas para reforçar a segurança energética do país.
Defensores dessa estratégia argumentam que a expansão da capacidade térmica reduz riscos de racionamento e aumenta a confiabilidade do sistema elétrico nacional.
Governo contesta projeções
O Ministério de Minas e Energia contestou as conclusões apresentadas pela Frente Nacional dos Consumidores de Energia.
Segundo a pasta, a metodologia utilizada no estudo não considera adequadamente os benefícios gerados pelas políticas públicas implementadas nos últimos anos.
O governo argumenta que medidas voltadas à expansão da geração renovável, à modernização da infraestrutura elétrica e à segurança do abastecimento produzem efeitos positivos que não teriam sido incorporados à análise.
Além disso, o ministério sustenta que investimentos realizados atualmente podem evitar custos ainda maiores no futuro, reduzindo riscos de crises energéticas e fortalecendo a matriz elétrica brasileira.
Debate sobre custos deve continuar
A divulgação do estudo reacendeu discussões sobre o futuro do setor elétrico e sobre a forma como novos investimentos são financiados no país.
Entidades de consumidores defendem maior transparência na criação de encargos tarifários e revisão de mecanismos que transferem custos diretamente para as contas de luz.
Já representantes do setor argumentam que a expansão da geração, da transmissão e da segurança energética exige investimentos permanentes, especialmente em um país de dimensões continentais como o Brasil.
Enquanto governo, especialistas e entidades divergem sobre os números apresentados, uma questão permanece no centro do debate: como ampliar a oferta de energia, garantir segurança ao sistema e manter tarifas acessíveis para consumidores residenciais e empresas nas próximas décadas.
Custos adicionados à conta de luz entre janeiro 2023 e março de 2026:
1. MP 1212 (R$ 112,5 bi em 25 anos)
Prorrogou por mais 36 meses os benefícios tarifários para projetos de energia renovável. Também antecipou recursos da privatização da Eletrobras para reduzir reajustes na conta de luz e criou medidas para conter aumentos tarifários, incluindo no Amapá.
2. Despesas não previstas no Tratado de Itaipu (R$ 21,1 bi em 4 anos)
Os governos brasileiro e paraguaio violam o tratado de Itaipu ao negociar ajustes tarifários em lugar de seguir as regras do acordo binacional. Foram criadas novas despesas não previstas no tratado e que terão que ser pagas pelos consumidores regulados das regiões Sudeste, Sul e Centro-Oeste. Aqui estão computadas essas despesas entre 2023 e 2026.
3. MP 1.232 (R$ 14 bi em 15 anos)
Custo das flexibilizações previstas para a recuperação da Amazonas Energia. Valor nominal ao longo dos 15 anos, sem incluir o custo já repassado para a energia de reserva.
4. Acordo consensual sobre PCS (R$ 9 bi em 8 anos)
Previsão do acordo entre MME e empresas de energia no PCS (Procedimento Competitivo Simplificado), com apoio do Tribunal de Contas da União. O acordo permitiu a essas empresas abster-se de multas por descumprimento de contrato e manter uma receita anual por oito anos.
5. Jabutis das eólicas offshore (R$ 197 bi em 25 anos)
O Congresso derrubou trechos do veto presidencial na lei que regula a produção de energia eólica em alto-mar. Com isso, o Legislativo prorrogou o incentivo a fontes renováveis (Proinfa), obrigou a contratação pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), a contratação compulsória de hidrogênio a partir do etanol do Nordeste e energia eólica no Sul do País.
6. MP 1300 + MP 1304 (R$ 114,58 bi em 25 anos)
A Medida Provisória 1304 foi convertida na lei 15.269/2025 e agregou determinações da MP 1300. Entre outras questões, prevê contratação de térmicas a carvão, usinas de até 50 MW, cria a compensação dos geradores renováveis afetados pelo curtailment.
7. 2º LRCAP – 2026 (R$515,7 bi por até 15 anos)
Em novo leilão, foi aprovada a contratação de hidrelétricas, térmicas a gás, biometano e carvão para reserva de capacidade por períodos que variam entre 10 e 15 anos a depender do contrato.
8. 3º LRCAP – 2026 (R$978,6 milhões por até 10 anos)
Em outro leilão, foram contratadas térmicas a óleo combustível, óleo diesel e biodiesel para serviço de reserva de capacidade por períodos entre 3 e 10 anos a depender do contrato.
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CUSTO TOTAL: R$ 984,8 bilhões até 2050