Quando não decidir também é uma decisão no setor elétrico

O ano de 2025 foi marcado por grande produção institucional na área de energia, com a elaboração de numerosas notas técnicas, consultas públicas e estudos prospectivos de elevado nível regulatório. Ainda assim, apesar desse esforço meritório, o avanço em decisões estruturantes foi limitado, com poucos desdobramentos concretos.

Quando não decidir também é uma decisão no setor elétrico

A agenda regulatória da ANEEL foi intensa, os diagnósticos dos órgãos de planejamento se sofisticaram, e praticamente todos os temas relevantes do setor passaram por debate formal. 

Na prática, porém, esse movimento raramente se traduziu em deliberações conclusivas ou em sinais claros para os agentes, produzindo um ambiente em que problemas amplamente reconhecidos permaneceram em aberto por longos períodos, inclusive aqueles que seguem sem qualquer encaminhamento.

Esse padrão de indefinição produziu efeitos importantes ao longo de 2025, inclusive sobre a disposição dos agentes em levar adiante projetos previamente autorizados.

Na evolução do pipeline de geração planejada, por exemplo, a ANEEL revogou mais de 500 outorgas de usinas renováveis, a pedido dos próprios empreendedores, diante da inviabilidade técnica ou econômica dos projetos nas condições então vigentes. Parte desses pedidos decorreu das disposições da Lei nº 15.269/2025, que permitiu a revogação de outorgas sem penalidades para empreendimentos que, embora tenham obtido prorrogação de prazo para enquadramento no desconto das tarifas de uso da rede, não celebraram contrato de uso do sistema até o final de 2025.

Nesse contexto, as revogações refletem não apenas um ambiente de incerteza regulatória prolongada e ausência de decisões estruturantes, mas também escolhas econômicas dos próprios agentes, que optaram racionalmente por não prosseguir com projetos baseados em premissas que não se confirmaram ao longo do tempo.

O traço de indefinição decisória também pôde ser observado na forma ainda fragmentada com que o setor tem enfrentado o tema do curtailment. Ao longo de 2025, o sistema seguiu impondo cortes relevantes à geração renovável já em operação, resultando em volumes expressivos de energia não aproveitada em razão de limitações operativas de infraestrutura e exigências de confiabilidade. A coexistência entre a perda de energia já disponível e a dificuldade de converter esforços de planejamento em definições estruturais evidencia, portanto, um descompasso persistente entre as esferas de operação, regulação e planejamento.

Nesse contexto, a deliberação adotada em janeiro na ANEEL, que postergou por 90 dias o pagamento de valores relacionados ao curtailment, reforça essa dinâmica. Tratada como medida cautelar, a decisão buscou evitar ressarcimentos antes da definição regulatória definitiva sobre o novo regime jurídico aplicável aos cortes de geração. Embora compreensível sob a ótica da coerência normativa, seu efeito prático foi manter suspensa a solução de um dos temas mais sensíveis de 2025, prolongando a incerteza para agentes que já suportaram perdas relevantes.

O mesmo padrão se viu no campo do planejamento. A Nota Técnica conjunta ONS–EPE–ANEEL nº 0005/2026, de janeiro corrente, ao apresentar os quantitativos de capacidade remanescente do SIN para os Leilões de Reserva de Capacidade de 2026, evidencia a necessidade de decisões coordenadas.

A modelagem reconhece corretamente a importância da contratação de capacidade firme para a segurança do sistema, mas sua efetividade depende de articulação com decisões sobre transmissão e sobre o tratamento das restrições que vêm limitando o aproveitamento da geração existente.

Esse contexto ajuda a explicar por que a inércia decisória se torna tão custosa, bem como os riscos associados à descoordenação regulatória. Em um ambiente no qual os sinais econômicos são pouco responsivos, os desequilíbrios do sistema deixam de produzir ajustes automáticos, deslocando a correção dos problemas para as esferas administrativa e judicial.

A consequência é a multiplicação de intervenções reativas, com decisões corretivas em profusão e espaço ampliado para postergações, fazendo com que o sistema dependa menos de mecanismos econômicos e mais de comandos administrativos para se reequilibrar.

É nesse ponto que uma das dimensões da reforma setorial se torna particularmente relevante. 

Entre seus diversos eixos, a discussão sobre tarifas mais responsivas dialoga diretamente com os desafios observados ao longo de 2025, ao permitir que preços reflitam com maior fidelidade as condições operativas do sistema. Com sinais mais claros, tornam-se possíveis ajustes descentralizados, o estímulo a investimentos privados em flexibilidade, como armazenamento, e a redução da necessidade de decisões administrativas recorrentes relacionadas ao curtailment e à contratação de capacidade.

Nesse contexto, o modelo atual do setor elétrico brasileiro revela traços fortemente keynesianos, ao amortecer sinais de preço e deslocar para o centro decisório escolhas que poderiam ser feitas de forma descentralizada. O fortalecimento desse tipo de sinalização econômica poderia apontar na direção oposta e aproximar o setor de uma lógica austríaca, baseada em sinal de preço, responsabilidade individual e coordenação descentralizada, na qual os ajustes tendem a ocorrer antes que o problema exija intervenção estatal.

O desafio para 2026 está em transformar diagnósticos qualificados em decisões mais céleres, capazes de fortalecer a segurança jurídica e a estabilidade regulatória do setor elétrico. 

Quando não decidir também é uma decisão no setor elétrico