Nota ao leitor, antes de qualquer coisa. Eu não tenho partido, não tenho candidato e não estou fazendo análise política. Estou fazendo análise de contrato, de encargo e de despacho, que é o que eu faço todo dia. Nenhuma linha deste texto afirma crime, propina ou intenção. Tudo o que está aqui vem de documento público: acórdão do TCU, boletim do ONS, nota técnica da ANEEL, comunicado à CVM, resultado de leilão da CCEE e texto de lei sancionada.

Se o resultado incomoda alguém em ano eleitoral, o problema é do calendário.

E vou avisando: este texto não é sobre uma família. Se fosse, seria fofoca.

É sobre um mecanismo, e o mecanismo é usado por muita gente, incluindo empresas listadas em bolsa que publicam isso em fato relevante.

O debate público sobre energia no Brasil gira em torno de uma pergunta: qual fonte é mais barata?

É a pergunta errada. Ou melhor, é uma pergunta que já foi respondida e não mudou nada.

Solar e eólica ganharam a disputa da tecnologia faz tempo. Continuam ganhando. E mesmo assim, em 2025, cerca de 20% de toda a geração eólica e solar disponível no Brasil foi simplesmente jogada fora, algo como 4.021 MW médios e R$ 6,5 bilhões de prejuízo para cerca de 1.500 usinas, segundo levantamento da Volt Robotics.

Ao mesmo tempo, o país contratou térmica em escala bilionária.

Isso não é contradição. Isso é a resposta para a pergunta certa, que é outra:

qual ativo tem a receita mais garantida?

Porque no setor elétrico brasileiro existe hoje uma classe de ativos cuja remuneração não depende de vender energia em concorrência. Depende de contrato regulado, de encargo setorial ou de monopólio. E essa classe virou o ativo mais disputado do país.

Vamos chamar pelo nome: receita compulsória.

Receita compulsória é aquela que chega independentemente de o cliente querer, precisar ou concordar. Ela tem quatro formas principais no Brasil:

Contrato por disponibilidade e reserva de capacidade. A usina recebe uma receita fixa anual para estar disponível, gerando ou não. É aluguel de carro parado na garagem, pago em bilhões.

Inflexibilidade contratual. A usina gera obrigatoriamente, mesmo quando o sistema não precisa, geralmente por cláusula de take-or-pay do combustível.

Receita permitida de rede. Transmissão e distribuição têm receita definida pelo regulador, reajustada por inflação, com risco operacional baixo.

Encargo setorial. CDE e CCC, que são rateados na fatura de todo consumidor do país.

O que essas quatro coisas têm em comum: nenhuma delas exige que você convença um cliente.

E o tamanho disso não é marginal. Segundo estudo da PwC para o Instituto Acende Brasil, com período-base 2024 e publicado em novembro de 2025, a receita operacional bruta do setor foi de R$ 255,6 bilhões, sobre a qual incidiram R$ 114,6 bilhões em tributos e encargos setoriais. Uma carga de 44,8%.

Na tarifa residencial média de 2026, segundo boletim da ANEEL, a decomposição é essa:

Um quinto da conta, antes de tributo, é encargo. E a CDE, que é o principal deles, saiu de um patamar de dezenas de bilhões para um orçamento de R$ 52,66 bilhões em 2026, dos quais cerca de R$ 47,8 bilhões são rateados diretamente nas tarifas.

Guarde essa ideia: existe uma parte crescente da conta de luz que não compra energia. Compra obrigação.

A Âmbar Energia, braço de energia do grupo J&F, é o caso mais visível dos últimos dois anos. Não porque seja único, e eu vou provar que não é, mas porque foi o mais rápido e o mais explícito.

A cronologia, com data e valor documentados:

O portfólio se aproxima de 8,5 GW. É mais que Tucuruí.

Agora olhe a coluna do meio e responda: o que não tem nessa lista?

Não tem eólica. Não tem solar. Não tem um único ativo exposto a preço de mercado, sem contrato ou sem monopólio.

Térmica a gás no Brasil recebe por disponibilidade ou tem inflexibilidade contratual. Distribuidora é monopólio, o cliente cativo não escolhe fornecedor. E Angra 1 e 2 tiveram os custos nacionalizados, ou seja, rateados por todo consumidor.

Não é um portfólio de energia. É um portfólio de receita compulsória.

Se a história parasse no parágrafo anterior, seria denúncia de um grupo. E denúncia de um grupo é fácil de descartar como perseguição.

Só que os dados dizem que isso é padrão setorial.

A Eneva colocou o mesmo modelo em fato relevante. Em comunicado à CVM de 19 de março de 2026, a companhia informou que os 3,65 GW de potência nova que arrematou no leilão de reserva de capacidade garantiram R$ 161 bilhões de receita fixa entre 2026 e 2046, com capex de R$ 18,2 bilhões. Só a UTE Porto de Sergipe II tem receita fixa anual de R$ 3,18 bilhões. A empresa fechou 2025 com EBITDA recorde de R$ 6,5 bilhões.

Leia de novo: vinte anos de receita fixa contratados num único leilão. Isso não está escondido. Está em comunicado ao mercado, porque para o acionista isso é a melhor notícia possível.

A consolidação inteira aponta para o mesmo lado. Segundo a KPMG, 2024 registrou 72 operações de fusão e aquisição no setor elétrico brasileiro, alta de 41% sobre as 51 de 2023, e o maior número em trinta anos.

E o mercado precifica exatamente isso. Ativos de transmissão, que têm receita permitida pelo regulador, negociam na casa de 10 vezes EBITDA. Holding de distribuição fica perto de 7 vezes. Geração renovável exposta ao mercado é negociada com desconto, porque carrega risco de preço e de corte de geração.

O capital não é burro. Ele está pagando prêmio por previsibilidade regulada, e o prêmio é mensurável.

Se você só guardar uma coisa deste texto, guarde esta comparação. Ela é de 2026 e é oficial.

Leilão de transmissão de 2025: 7 lotes, cerca de R$ 5,53 bilhões em investimentos, deságio médio de 47,98%. As empresas brigaram, cortaram margem quase pela metade para levar o contrato.

Segundo Leilão de Reserva de Capacidade, 18 de março de 2026: contratou 18,977 GW, sendo cerca de 86% térmicas, movimentando R$ 64,5 bilhões em investimentos. Havia mais de 120 GW cadastrados, ou seja, seis vezes mais oferta que demanda.

O deságio foi de 5,52%.

Quando o desenho permite competição, ela acontece:

Pare aqui um segundo.

Um leilão com seis vezes mais oferta do que demanda deveria ter competição feroz. Teve deságio de cinco por cento. O preço médio saiu a R$ 2.334.731 por MW por ano, em contratos de quinze anos.

Para efeito de comparação, o primeiro leilão de reserva de capacidade, em dezembro de 2021, teve deságio de 15,34%. E o terceiro leilão, dois dias depois do segundo, para usinas a óleo e diesel, teve deságio de 50,14%.

Quando o desenho permite competição, ela acontece. Quando não permite, o consumidor paga a diferença.

E vale registrar o contraditório: o governo sustenta que a substituição do parque existente gera economia de cerca de 24%, enquanto a Abrace estima impacto de R$ 40 bilhões por ano nas tarifas. As duas são projeções de partes interessadas, e eu trato as duas como tal.

Até aqui, tudo o que descrevi é legal, aprovado e público. Agora vamos ao ponto onde vira número na fatura.

A Amazonas Energia estava quebrada. Dívida financeira acima de R$ 10 bilhões, mais passivo de ICMS na casa dos R$ 6 bilhões.

Em outubro de 2024, a ANEEL autorizou socializar R$ 14,1 bilhões em quinze anos dentro da CCC, a Conta de Consumo de Combustíveis, custeada pela CDE e paga por todo consumidor de energia do Brasil. A autorização saiu por despacho do diretor-geral, sob liminar judicial, contrariando o entendimento do colegiado.

Os três números da negociação, lado a lado:

A Âmbar aportou R$ 6,5 bilhões de capital próprio para reduzir a dívida, e isso é parte legítima da defesa dela. O acordo foi homologado pela Justiça Federal em 31 de março de 2026.

E aqui está o padrão que ninguém nomeia. Em 2018 e 2019, seis distribuidoras da Eletrobras foram vendidas pelo valor simbólico de R$ 50 mil cada, com a estatal assumindo as dívidas. A Amazonas Energia sozinha carregava algo perto de R$ 17 bilhões. O ciclo é sempre o mesmo:

quebra, socializa o passivo, vende barato, recupera com receita regulada.

Não é acaso, é mecanismo. E ele já rodou várias vezes.

Aqui eu preciso ser honesto, porque texto que só apresenta um lado é panfleto.

Existe uma defesa técnica séria dos contratos de longo prazo, e ela tem quatro pernas.

Primeira: a rampa do entardecer é real. Segundo o IPEA, em 2025 a carga líquida do sistema teve mínima de 41,4 GW médios entre 10h e 13h e máxima de 79,1 GW médios entre 19h e 21h. Uma amplitude diária média de 37,7 GW médios. Quanto mais geração distribuída entra, mais funda fica a barriga do pato. Alguém precisa cobrir isso.

Segunda: infraestrutura de capital intensivo não se financia com preço de curto prazo. Ativo com vida útil de 20 a 40 anos, num país com Selic perto de 15%, precisa de receita previsível ou o custo de capital inviabiliza o investimento. Não é maldade, é matemática financeira.

Terceira: mercado sem remuneração de capacidade já falhou em outros lugares. O Texas, que opera no modelo energy-only, teve o colapso de fevereiro de 2021. A Califórnia teve apagões em 2020 antes de escalar armazenamento. O próprio PJM adotou mercado de capacidade porque o modelo anterior não pagava por disponibilidade de pico.

Quarta, e a mais importante: o TCU examinou e aprovou. No acórdão de 17 de setembro de 2025, relatoria do ministro Benjamin Zymler, a corte concluiu que os acordos do PCS pouparam o consumidor em pelo menos R$ 13,85 bilhões. No caso Âmbar especificamente, R$ 9,18 bilhões: o custo original dos contratos era de R$ 18,70 bilhões, o acordado foi R$ 10,56 bilhões, descontados R$ 1,046 bilhão de multas e débitos, em valores de agosto de 2021.

O TCU não concluiu por irregularidade. Aprovou a solução consensual.

Eu acredito no TCU. E é exatamente por isso que este texto existe.

A defesa acima é boa no diagnóstico. Ela quebra em dois pontos, e os dois são verificáveis.

Ponto um: a rampa brasileira não é a californiana.

Na Califórnia, a rampa do entardecer é atendida por gás, e por isso o argumento faz sentido lá. No Brasil, ela é absorvida majoritariamente por hidráulica despachável, que sobe e desce geração quase instantaneamente. E o sistema entrou no período seco de 2026 com folga: ao fim de junho, os reservatórios estavam em 66% no Sudeste/Centro-Oeste, 63% no Sul, 89% no Nordeste e 95% no Norte, com o SIN perto de 71%.

Copiar o diagnóstico californiano para o Brasil é erro de premissa.

Ponto dois, e esse encerra a discussão.

Vá ao Boletim Mensal de Custos e Valoração da Segurança da Operação do ONS, de março de 2026. Dado oficial do operador, não estimativa de consultoria. Custo térmico total no mês: R$ 1,9 bilhão, alta de 29,7% sobre fevereiro.

A decomposição:

Leia a primeira e a última linha juntas.

A maior fatia do que você paga de térmica não é segurança de ponta. É obrigação contratual. Usina que gera porque o contrato manda gerar, independentemente de o sistema precisar.

E a confiabilidade, que é o argumento usado em toda defesa pública das térmicas, responde por 5,2%.

Quando alguém invoca a curva do pato para defender o parque térmico, está defendendo os 5,2%. O dinheiro está nos 54,3%.

O Brasil não é o primeiro a passar por isso, e o espelho mais útil não é a Europa. É o PJM, o maior mercado atacadista de eletricidade dos Estados Unidos, que cobre treze estados.

O PJM tem mercado de capacidade desde os anos 2000, com a mesma lógica: pagar para a usina estar disponível.

Veja o que aconteceu quando a demanda apertou:

O Reino Unido passou por episódio parecido em outra chave: em novembro de 2018, o Tribunal Geral da União Europeia anulou a aprovação do mercado de capacidade britânico, no caso Tempus Energy, entre outras razões porque o desenho privilegiava geração sobre resposta da demanda. Contratos de quinze anos para usina, contratos de um ano para quem oferecia flexibilidade.

Parece familiar?

E do outro lado, o contrafactual. A Califórnia resolveu a mesma rampa por outro caminho: as baterias no sistema do CAISO saíram de 500 MW em 2020 para mais de 13.000 MW no início de 2025. Em 21 de abril de 2025, baterias supriram 36,6% da carga entre 17h e 21h, descarregando 42,6 GWh. A rampa do entardecer, aquela mesma, atendida por armazenamento.

O Brasil vai fazer seu primeiro leilão de baterias em dezembro de 2026, em dois certames (2 e 4 de dezembro), com contratos de quinze anos e suprimento a partir de agosto de 2028, conforme a Portaria Normativa MME 136/2026.

Ou seja: o país contratou 18,977 GW de capacidade, 86% térmica, em março, e só vai testar o preço da bateria nove meses depois. A ordem dos fatores, aqui, altera muito o produto.

Enquanto se contratava disponibilidade térmica, o que deixou de ser feito?

Transmissão. A EPE estudou alternativa da ordem de R$ 5,68 bilhões para liberar até 4 GW de escoamento no Nordeste, exatamente a região que concentrou 2.233 MW médios de corte de geração entre janeiro e abril de 2026. Coloque isso ao lado dos R$ 64,5 bilhões do leilão de reserva.

Armazenamento. A BloombergNEF registrou preço médio global de sistema de bateria turnkey em US$ 117/kWh em 2025, queda de 31% em um ano. A ABSAE projeta o custo no Brasil caindo para a faixa de R$ 800/kWh em 2026 e R$ 600/kWh até 2028, e estima que o preço-teto de um leilão de BESS ficaria entre R$ 1,0 e R$ 1,7 milhão por MW-ano, contra R$ 2,25 a R$ 5,0 milhões por MW-ano de térmica. São estimativas de entidade setorial, e eu sinalizo isso, mas a ordem de grandeza importa.

E o corte que continua. Entre janeiro e abril de 2026, foram 1.806 MW médios de eólica e 1.037 MW médios de solar cortados. O ressarcimento amplo foi vetado na Lei 15.269/2025: sobrou apenas o passivo de setembro de 2023 a novembro de 2025, por indisponibilidade externa e confiabilidade elétrica, condicionado à renúncia a ações judiciais, regulamentado pela Portaria Normativa MME 140/2026, publicada no DOU de 21 de julho de 2026, com estimativa em torno de R$ 3,3 bilhões.

Resumindo o desenho em uma linha:

térmica inflexível gera sem o sistema precisar e recebe. renovável impedida de gerar, na maior parte dos casos, não recebe.

Para o integrador. O argumento de venda de 2026 mudou de natureza. Não é mais "economize na conta". É "reduza sua exposição a um custo que não depende de você e que sobe por decisão de terceiros". A bandeira de agosto ficou amarela pelo quarto mês seguido, anunciada em 31 de julho de 2026, a R$ 1,885 a cada 100 kWh. E lembre: encargo incide sobre uso da rede, então geração própria reduz volume, não elimina encargo. Vender essa nuance corretamente é o que separa consultor de vendedor de kit.

Para o comercializador. A Lei 15.269/2025 abriu o mercado livre para consumidores comerciais e industriais em 24 meses e para os demais em 36 meses, criando a figura do Supridor de Última Instância. Em 2025, 91% das migrações foram por CPF, o que antecipa a base residencial. A janela de construção de carteira é agora, não em 2028.

Para quem está montando tese de armazenamento. O leilão de dezembro é a primeira chance real de disputar, com contrato longo, o mesmo tipo de receita que hoje só a térmica tem. Não é sobre bateria ser bonita. É sobre finalmente existir um contrato do nosso lado da mesa.

Para todo mundo. Guarde o par 54,3% e 5,2%. É a métrica que separa discussão técnica de discussão ideológica. Quando alguém disser que térmica é necessária para confiabilidade, pergunte qual fatia do custo é razão elétrica. A resposta oficial do ONS está publicada.

O erro do nosso lado não foi técnico. Foi jurídico.

Solar e eólica ganharam a disputa da tecnologia e perderam a disputa do contrato. Enquanto a gente comemorava recorde de potência instalada e queda de custo por watt, alguém estava estruturando receita fixa de vinte anos e colocando em fato relevante.

E olha o tamanho da assimetria: um leilão de transmissão com deságio de 47,98% e um leilão de reserva de capacidade, com seis vezes mais oferta que demanda, com deságio de 5,52%. A diferença não está na ganância de ninguém. Está no desenho do certame, que é escrito por gente, em sala, com hora marcada.

Ninguém burlou nada. Escreveram a regra, e escreveram bem.

A lição para o setor renovável é constrangedora de tão simples: quem não senta na mesa onde a regra é escrita vira item de custo na regra dos outros.

Dezembro tem leilão de bateria. É a nossa vez de sentar na mesa. Se a gente aparecer de novo só com planilha de LCOE achando que preço baixo ganha sozinho, merece o que vier. 😅

Não fui eu que inventei. Está tudo no Diário Oficial, no boletim do ONS, no acórdão do TCU e em comunicado à CVM. Eu só coloquei na mesma página.

Cada afirmação deste artigo pode ser conferida no documento original. Abaixo, o que buscar e onde, para quem quiser checar linha por linha (ou printar).

1. Boletim Mensal de Custos e Valoração da Segurança da Operação, ONS, março de 2026 O que printar: a tabela de decomposição do custo térmico, com a linha de inflexibilidade (R$ 1.037,1 milhões, 54,3%) e a de razão elétrica (R$ 99,0 milhões, 5,2%). Onde: portal do ONS, Acervo Digital de Documentos e Publicações.

2. Acórdão do TCU de 17 de setembro de 2025, relator ministro Benjamin Zymler O que printar: o trecho do voto com o cálculo do caso Âmbar (custo original R$ 18,70 bi, custo acordado R$ 10,56 bi, menos R$ 1,046 bi de multas, economia líquida de R$ 9,18 bi, data-base agosto de 2021). Onde: sistema de busca de jurisprudência do TCU (pesquisa por relator e data).

3. Despacho da ANEEL sobre a Amazonas Energia, outubro de 2024, e Nota Técnica 167/2024 O que printar: o valor autorizado de R$ 14,1 bilhões via CCC, e, na nota técnica, o valor defendido pela área técnica (R$ 8 bilhões). O contraste entre os dois documentos é a prova visual mais forte do artigo. Onde: biblioteca de despachos e notas técnicas da ANEEL.

4. Resultado do 2º Leilão de Reserva de Capacidade, CCEE, 18 de março de 2026 O que printar: o quadro-resumo com potência contratada (18,977 GW), deságio (5,52%) e preço médio (R$ 2.334.731/MW-ano). Onde: CCEE, área de resultados de leilões.

5. Resultado do leilão de transmissão de 2025, ANEEL O que printar: o deságio médio de 47,98%. Printe lado a lado com o item 4. Essa dupla de imagens é o coração visual da matéria.

6. Comunicado da Eneva à CVM, 19 de março de 2026 O que printar: o parágrafo que informa R$ 161 bilhões de receita fixa entre 2026 e 2046. Onde: sistema de fatos relevantes da CVM ou área de RI da companhia.

7. Nota Técnica STR/ANEEL nº 237/2025 (orçamento da CDE 2026) O que printar: o total de R$ 52,66 bilhões e a linha do subsídio à geração distribuída (R$ 6,86 bilhões, alta de 87,4%).

8. Boletim tarifário da ANEEL, junho de 2026 O que printar: a composição percentual da tarifa residencial, com os encargos em 20,6%.

9. Estudo PwC / Instituto Acende Brasil, período-base 2024, publicado em novembro de 2025 O que printar: a carga de 44,8% (R$ 114,6 bi sobre R$ 255,6 bi).

10. Resultados dos leilões de capacidade do PJM, julho de 2024, julho de 2025 e dezembro de 2025 O que printar: a série de preços (US$ 28,92 → US$ 269,92 → US$ 329,17 → US$ 333,44 por MW-dia). Onde: sala de imprensa do PJM.

11. Portaria Normativa MME nº 136/2026 (leilão de baterias) e nº 140/2026 (curtailment) O que printar: as datas dos certames de dezembro e a data de publicação no DOU (21 de julho de 2026).

12. Lei 15.269/2025 e Lei 15.097/2025 O que printar: os dispositivos de abertura do mercado livre (24 e 36 meses) e a mensagem de veto. Onde: Planalto, seção de legislação.

Fontes
→ ONS: Boletim Mensal de Custos e Valoração da Segurança da Operação, março de 2026
→ TCU: Acórdão de 17/09/2025, relator ministro Benjamin Zymler
→ ANEEL: Despacho sobre a Amazonas Energia (outubro de 2024) e Nota Técnica 167/2024
→ ANEEL: Nota Técnica STR nº 237/2025, orçamento da CDE 2026
→ ANEEL: boletim tarifário de junho de 2026 e anúncio da bandeira de agosto (31/07/2026)
→ CCEE: resultado do 2º Leilão de Reserva de Capacidade, 18/03/2026
→ ANEEL: resultado do leilão de transmissão de 2025
→ CVM: comunicado da Eneva de 19/03/2026
→ PwC e Instituto Acende Brasil: estudo sobre a carga de tributos e encargos do setor elétrico, período-base 2024
→ KPMG: pesquisa de fusões e aquisições, dados de 2024
→ IPEA: as energias renováveis variáveis e os novos desafios do sistema
→ EPE: estudo de alternativas de escoamento no Nordeste
→ Volt Robotics: relatório Curtailment 2025
→ BloombergNEF: Energy Storage Systems Cost Survey, dezembro de 2025 → ABSAE: estudos de custo de armazenamento no Brasil
→ PJM: resultados dos leilões de capacidade de 2024 e 2025
→ Tribunal Geral da União Europeia: caso T-793/14, Tempus Energy, novembro de 2018 → CAISO: dados de despacho de baterias, 2025
→ MME: Portarias Normativas nº 136/2026 e nº 140/2026
→ Planalto: Lei 15.097/2025 e Lei 15.269/2025

Estimativas de casas privadas e de entidades setoriais (Volt Robotics, ABSAE, Abrace, PSR) estão identificadas como tais ao longo do texto e não devem ser lidas como dado oficial.

Energia sem release requentado. Toda terça, o que aconteceu no setor e, principalmente, o que fazer com isso antes do concorrente. A leitura de quem está na trincheira, não na arquibancada.

BESS, mobilidade elétrica, mercado livre, regulação e COMEX, na língua de quem opera: integrador, comercializador e profissional de energia. Com opinião de quem visita fábrica na China e fecha negócio no Brasil.

Direto no seu e-mail, toda terça-feira. É de graça, mas vicia.

até semana que vem!