O Brasil chegou a 2026 com 88,2% de sua eletricidade gerada por fontes renováveis, uma das matrizes mais limpas do planeta. Paradoxalmente, o governo acaba de realizar o maior leilão de térmicas da história do país, contratando 19 GW de potência por R$ 64,5 bilhões para garantir segurança energética até a próxima década. Este artigo analisa por que esse aparente paradoxo é, na verdade, a virada estrutural mais importante do setor elétrico nacional: o Brasil deixou de ser hidrodependente e passou a operar um sistema multitecnologia, mais complexo, mais caro e, ao mesmo tempo, mais resiliente.
O paradoxo que ninguém esperava explicar
Imagine um país que gera quase 90% de sua eletricidade a partir de fontes limpas decidir, em março de 2026, realizar o maior leilão de usinas termelétricas de sua história. Parece contraditório. É exatamente o que o Brasil fez, e há uma razão muito precisa para isso.
O Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) realizado nos dias 18 e 20 de março de 2026, promovido pela ANEEL, pelo Ministério de Minas e Energia e pela CCEE, contratou 18,97 GW de potência, com investimentos de R$ 64,5 bilhões e uma receita fixa anual garantida de R$ 38,9 bilhões paga aos empreendedores pela disponibilidade do sistema.
Esse não é um retrocesso. É uma nova fase.
Para entender o que está acontecendo com o setor elétrico brasileiro, é preciso abandonar a narrativa linear de que “mais renovável significa menos fóssil”. A realidade operacional de uma matriz com altíssima participação solar e eólica é infinitamente mais complexa do que isso.
As renováveis venceram. E agora?
Os números são incontestáveis. Segundo o Balanço Energético Nacional 2025 (BEN 2025), publicado pelo Ministério de Minas e Energia e pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o Brasil encerrou 2024 com 88,2% de sua matriz elétrica composta por fontes renováveis. A geração solar fotovoltaica cresceu 39,6% em um único ano, atingindo 70,7 TWh, com capacidade instalada de 48.468 MW. A eólica alcançou 107,7 TWh, crescimento de 12,4%, com 29.550 MW de potência instalada. Juntas, solar e eólica já representam 23,7% de toda a geração elétrica do país.
Em termos de potência instalada fiscalizada pela ANEEL, o Brasil chegou a mais de 215 mil MW no final de 2025, com 84,42% proveniente de fontes renováveis. O país planeja adicionar 9.142 MW de nova capacidade apenas em 2026, representando aumento de 23,4% em relação ao ano anterior.
A energia solar se tornou a segunda maior fonte da matriz elétrica brasileira, respondendo por 22% da capacidade instalada, segundo dados da Absolar e da Agência Brasil. E esse crescimento foi mais rápido do que qualquer projeção pessimista ou otimista havia previsto há cinco anos.
O problema não é mais gerar energia limpa. O problema é operar um sistema elétrico que gera energia limpa de forma intermitente.
O retorno das térmicas como política de Estado
O LRCAP de 2026 não foi uma decisão improvisada. É o resultado de um diagnóstico técnico aprofundado feito pela EPE e pelo ONS sobre as necessidades do Sistema Interligado Nacional (SIN) até 2035.
O certame foi estruturado em sete rodadas sequenciais, com produtos de entrega de potência entre 2026 e 2031. Dos 19 GW contratados, aproximadamente 16,7 GW vieram de termelétricas a gás natural e a carvão mineral, e 2,3 GW de ampliações de hidrelétricas. Foi também o primeiro leilão a viabilizar a ampliação de hidrelétricas depois de anos sem grandes expansões nessa fonte.
A nova lógica contratual introduzida pelo LRCAP é igualmente relevante: pela primeira vez, o Brasil contratou potência com requisitos de flexibilidade, substituindo modelos anteriores estruturados apenas em energia. Isso significa que as usinas contratadas não serão pagas apenas por gerar eletricidade, mas por estarem disponíveis e aptas a despachar rapidamente quando o sistema precisar. É uma transformação conceitual profunda no modelo de contratação.
O deságio médio foi de apenas 5,52% em relação ao preço-teto estabelecido pelo MME, o que gerou críticas. A Frente Nacional de Consumidores de Energia e a Abrace (Associação Brasileira dos Grandes Consumidores Industriais de Energia) alertaram que o volume contratado foi excessivo e pode elevar a conta de luz em até 10%. O custo anual da contratação é de R$ 38,5 bilhões, com impacto direto nas tarifas e pressão sobre a inflação. A área técnica do Tribunal de Contas da União (TCU) havia identificado fragilidades no desenho do leilão antes de sua realização, mas recomendou que o certame não fosse adiado.
O governo contra-argumenta que o custo da segurança energética planejada é sempre inferior ao custo do acionamento emergencial de usinas, que historicamente tem se mostrado muito mais caro para o consumidor.
O custo da segurança energética e quem vai pagar
A equação tarifária brasileira ficou mais complexa. A contratação de R$ 515,7 bilhões em receita total ao longo dos contratos, com vencedores recebendo pagamento fixo mensal pela disponibilidade de potência independentemente de quanto gerem, representa um encargo permanente sobre o sistema.
Esse modelo, chamado de “mercado de capacidade”, é comum em países com matrizes maduras como Estados Unidos e Reino Unido. No Brasil, porém, ele é relativamente novo e traz consigo questões de alocação de custos que ainda não estão completamente resolvidas. A discussão sobre quem paga, se consumidores livres ou cativos, e em que proporção, deve se estender ao longo de 2026 e impactar o mercado livre de energia.
Além do LRCAP principal, a segunda etapa do leilão, realizada em 20 de março, contratou 501 MW de termelétricas a diesel e biodiesel, com receita fixa anual de R$ 229,8 milhões adicionais. Embora o deságio tenha sido expressivo (50,14%), trata-se de fontes reconhecidamente mais caras e poluentes, o que gerou críticas adicionais de especialistas do setor.
O ex-diretor-geral da ANEEL e da ANA, Jerson Kelman, afirmou que a contratação de térmicas a carvão no leilão equivale a um subsídio disfarçado de política energética, chamando atenção para o fato de que essas usinas não possuem flexibilidade operativa e lideram nas emissões de gases de efeito estufa.
O dilema é legítimo e não tem resposta simples: segurança energética tem custo, e esse custo precisa ser distribuído de alguma forma entre os agentes do sistema.
O armazenamento de energia: a próxima fronteira
Se o leilão de térmicas representou uma solução de curto e médio prazo para o problema da intermitência renovável, o horizonte de longo prazo aponta para uma tecnologia radicalmente diferente: as baterias.
O governo federal confirmou que o edital do primeiro leilão brasileiro de armazenamento em escala de rede (BESS, Battery Energy Storage Systems) deve ser publicado em abril de 2026, com a realização do certame ainda no mesmo ano. A proposta inclui a possibilidade de exigir percentuais mínimos de armazenamento entre 10% e 30% da capacidade associada às novas usinas que se conectarem ao SIN, como forma de reduzir episódios de curtailment e garantir estabilidade operacional.
O interesse do setor privado já é expressivo: mais de 126 GW de projetos de armazenamento foram cadastrados aguardando condições de contratação. Empresas como Tesla, Sungrow e Huawei acompanham de perto a estruturação do primeiro leilão. O mercado de BESS tem projeções de 7,2 GW de capacidade instalada até 2040, com investimentos diretos que podem superar R$ 22 bilhões até 2030.
O primeiro sistema de baterias em grande escala do país entrou em operação em São Paulo em 2024, na subestação Registro, operada pela ISA CTEEP, servindo como piloto e referência técnica para os próximos ciclos. Em 2026, espera-se a replicação do modelo em nós críticos da rede nacional.
Globalmente, os custos das baterias de íons de lítio caíram de US$ 370/MWh em 2024 e devem chegar a US$ 235 até 2030, segundo dados da DNV, empresa especializada em certificação e gestão de riscos no setor de energia. Essa queda de custos é o que tornará o armazenamento economicamente viável em escala nacional nos próximos anos.
O regulador (ANEEL) também iniciou consultas públicas para definir as regras de conexão de sistemas de armazenamento à rede, consolidando o arcabouço regulatório que faltava para destravar os investimentos.
O novo sistema elétrico: orquestração, não apenas geração
O Brasil de 2026 opera um sistema elétrico que é fundamentalmente diferente do de 2015. Naquele momento, o desafio era garantir hidrelétricas suficientes para suprir a demanda crescente. Hoje, o desafio é coordenar em tempo real um mix de fontes com características físicas completamente distintas: hidrelétricas com flexibilidade de despacho, eólicas com geração dependente do vento, solares com produção máxima ao meio-dia e zero à noite, térmicas com custo variável elevado mas despacho controlável, e, em breve, baterias com capacidade de absorver excedentes e liberar energia nos momentos de pico.
Essa complexidade operacional exige investimentos que vão muito além da geração. A transmissão precisa acompanhar o ritmo de expansão das fontes renováveis, especialmente no Nordeste. A digitalização das redes de distribuição, prevista na Portaria nº 111/2025 da ANEEL, é condição necessária para que o sistema responda com agilidade às variações de oferta. O mercado livre de energia precisará incorporar novos produtos de flexibilidade que ainda estão sendo desenvolvidos.
A combinação de todos esses elementos configura um novo paradigma: o setor elétrico brasileiro não é mais sobre geração. É sobre orquestração.
Empresas que atuam no setor e souberem navegar essa complexidade, entendendo a interação entre fontes intermitentes, backup térmico, armazenamento e transmissão, estarão em posição privilegiada para capturar oportunidades que os players menos preparados não enxergarão.
2026 como ponto de inflexão real
O LRCAP de março de 2026 não é um retrocesso energético. É o reconhecimento maduro de que uma transição energética bem-sucedida exige muito mais do que adicionar capacidade renovável. Exige que o sistema como um todo, geração, transmissão, armazenamento, operação e mercado, evolua de forma coordenada.
O Brasil deu um passo estrutural ao abandonar o modelo hidrodependente e adotar uma abordagem multitecnologia, com diferentes fontes cumprindo papéis distintos em diferentes momentos do dia e do ano. Esse sistema é mais caro de operar no curto prazo. Mas é mais resiliente, mais seguro e, com a queda dos custos de armazenamento ao longo da próxima década, pode se tornar também mais competitivo.
A virada de 2026 não está apenas nos números do leilão. Está na mudança de mentalidade: o setor elétrico brasileiro passou a se reconhecer como um sistema complexo que precisa de planejamento sofisticado, regulação adaptativa e inteligência estratégica permanente. As empresas e investidores que compreenderem essa virada antes dos concorrentes terão vantagem competitiva real nos próximos ciclos do setor.
O futuro da energia no Brasil não é renovável ou térmico. É a soma inteligente de todas as fontes, operada com precisão, flexibilidade e visão de longo prazo.
Comment