O Brasil tem uma das matrizes elétricas mais renováveis do mundo, com predominância histórica de hidrelétricas e participação crescente de eólica e solar. Em princípio, essa combinação deveria ser uma vantagem competitiva: eletricidade abundante, limpa e de baixo custo pode atrair investimentos, favorecer a eletrificação da produção e reduzir o preço de bens e serviços. O problema é que essa vantagem se dissipa entre a usina e o consumidor. A conta final incorpora transmissão, distribuição, perdas técnicas e não técnicas, encargos setoriais, subsídios cruzados, tributos e custos decorrentes de decisões legais e regulatórias que nem sempre obedecem ao critério de menor custo.

Em dezembro de 2025, o preço residencial brasileiro da eletricidade estava em US$ 0,179/kWh nominais, mas US$ 0,357/kWh em termos de paridade de poder de compra, pouco acima da média mundial. No entanto, o país tem preço acima de diversos pares emergentes e países com matrizes hidrelétricas, como China, Canadá e Noruega.

O paradoxo brasileiro não é apenas tarifário, mas também um problema de produtividade e competitividade. E uma parcela importante do diferencial entre custo de geração e conta final está ligada ao desenho legal e regulatório. Isso aparece no crescimento da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), nos subsídios embutidos na tarifa, na alocação compulsória de custos entre classes de consumidores, nas regras de descontos tarifários e em “jabutis” legislativos que obrigam a contratação de usinas por combustível e localização. A privatização da Eletrobras e o atual PL 5.017/2019 são exemplos claros. Há também custos reais de rede, expansão da transmissão, perdas e gargalos físicos. O resultado é que uma vantagem natural do país se converte em custo adicional para produzir e investir.

Como o Brasil se compara

Para a comparação internacional ampla, a base pública mais homogênea é a de preços residenciais e de negócios. A média mundial era de US$ 0,176/kWh para residências e US$ 0,164/kWh para negócios. Em dezembro de 2025, o Brasil estava abaixo dos preços residenciais da Alemanha (US$ 0,395), França (US$ 0,267) e Japão (US$ 0,214), mas acima de China (US$ 0,079), Índia (US$ 0,071) e Canadá (US$ 0,122). Nos negócios, o ranking se assemelha. A pergunta relevante para a competitividade, contudo, não é apenas se o Brasil paga menos que economias avançadas, mas se consegue transformar sua matriz limpa e sua geração relativamente barata em vantagem diante de países que disputam os mesmos investimentos e mercados.

Apesar de não ocupar a ponta do ranking nominal, o Brasil entrega ao consumidor e à empresa uma eletricidade cara em relação à renda, ao nível geral de preços e à qualidade de sua matriz. Países com perfis renováveis ou com forte modicidade tarifária, como Canadá, Noruega e China, convertem melhor seus recursos energéticos ou sua escala em preços finais menores para vários segmentos. No Brasil, o diferencial entre o custo potencial da geração e a tarifa efetiva elimina uma vantagem que poderia compensar outros entraves, como logística cara, tributação complexa e baixa produtividade.

Para medir essa dimensão, é preciso ajustar o preço final por paridade do poder de compra (PPC). Na média internacional utilizada, o preço residencial brasileiro de US$ 0,164/kWh torna-se US$ 0,357/kWh em termos de PPC quando dividido pelo índice de nível de preços de 0,46. No perfil empresarial, o mesmo procedimento transforma US$ 0,133/kWh em aproximadamente US$ 0,289/kWh. O ajuste mostra quanto a eletricidade pesa em relação ao nível geral de preços da economia. O gráfico abaixo mostra como o Brasil se compara com os países em relação ao nível de desenvolvimento.

Fonte: Elaboração própria com preços médios de 2023–2026 e PIB per Capita de 2024 do
Banco Mundial.

O paradoxo brasileiro: geração competitiva, tarifa sobrecarregada
O Brasil combina uma base hidrelétrica muito grande com forte expansão de eólica e solar.
Em 2022, a geração brasileira vinha quase 70% de hidrelétricas, 13% de eólicas, 4,4% de
solar, 2,4% de nuclear e apenas 10,8% de fontes fósseis. Portanto, mais de 85% da
eletricidade gerada no país vem de fontes renováveis, chegando a quase 90% em 2025,
graças à expansão contínua de energia solar e eólica, que chegaram a mais de 20%.

Essa vantagem aparece também nos leilões e na energia contratada no atacado. Nos
Leilões de Energia Existente A-1, A-2 e A-3 de 2025, por exemplo, a EPE registrou preços
médios entre R$ 205/MWh e R$ 213/MWh, patamar competitivo em termos internacionais
para contratos de fornecimento no atacado.

O consumidor final, por outro lado, paga muito mais do que o custo da energia comprada.
Na composição tarifária da conta de luz de 2025, a parcela “energia” respondia por cerca
de 30,4% da conta, enquanto distribuição ficava com 26,1%, transmissão com 10,1%,
encargos setoriais com 15,2% e tributos com 18,1%. Portanto, mais de dois terços da
fatura não eram relativos ao custo da energia em si. Para a competitividade, isso significa
que o benefício de uma geração barata é diluído por camadas regulatórias, fiscais e de rede
que se propagam pelos custos de toda a cadeia produtiva.

Perdas e fraudes entram nessa conta. A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL)
informa que perdas técnicas e não técnicas impactam a tarifa do consumidor regular, com
as primeiras somando 7,2% da energia injetada, e as totais chegando a 14,3% da energia
distribuída.

Onde a conta encarece

O primeiro vetor é o subsídio setorial. A CDE, principal encargo da conta, chegou a R$ 49,2
bilhões em 2025, dos quais R$ 46,8 bilhões seriam pagos pelos consumidores; para 2026,
a proposta da ANEEL elevou o orçamento para R$ 52,7 bilhões, com R$ 47,8 bilhões
arcados diretamente pelos consumidores. A agência e reportagens baseadas em
documentos técnicos da ANEEL apontam que a expansão de subsídios para fontes
incentivadas, geração distribuída e programas sociais vem pressionando esse fundo de
forma contínua. Como o financiamento ocorre pela tarifa, a política funciona, para as
empresas, como um encargo sobre cada unidade de eletricidade consumida,
independentemente do desempenho ou da produtividade do usuário.

O segundo vetor é o desenho de custeio, que continua a piorar. A Lei nº 15.269/2025
alterou o marco regulatório do setor elétrico e mexeu na repartição de custos da CDE entre
níveis de tensão, além de criar teto para várias despesas a partir de 2027. A própria ANEEL
estimou efeitos regionais diferentes no curto prazo: consumidores do Sul, Sudeste e
Centro-Oeste poderiam ter leve queda de custo da CDE em 2026, enquanto Norte e
Nordeste tenderiam a ver aumento. Isso mostra que a tarifa final brasileira é fortemente
moldada por regras de rateio legal e regulatório, e não apenas por custo físico de
fornecimento.

O terceiro vetor é a distribuição e a rede. A ANEEL informa que os custos de perdas técnicas
são inevitáveis até certo ponto, mas as perdas não técnicas, como furto, fraude e erros de
medição, também afetam a tarifa do consumidor regular, ainda que com regulação por
incentivos. Além das perdas, o país vive gargalos de transmissão e restrições operativas
que obrigam cortes de geração renovável em algumas regiões. A Reuters relatou, em 2026,
que produtores eólicos e solares reduziram operações no Brasil por restrições impostas
pelo operador do sistema, evidenciando que energia barata que não pode ser
transportada, armazenada ou alocada com eficiência não se converte em vantagem
competitiva.

O quarto vetor são os tributos. Mesmo após mudanças recentes no ICMS e na devolução
de créditos tributários, a conta de luz brasileira continua carregando uma parcela tributária
relevante. Em média setorial divulgada em 2025, os tributos respondiam por 18,1% da
fatura, com o ICMS como principal componente. Isso não explica sozinho o problema, mas
amplia o descolamento entre custo de geração e preço final. Para a indústria e os serviços,
a incidência sobre um insumo transversal também se propaga aos preços de outros bens,
reduzindo margens, investimento e competitividade.

É possível simular cenários de redução de encargos setoriais, perdas técnicas e não
técnicas, outros custos indiretos ou regulatórios e, em um caso de estresse, parte da carga
tributária. Os cenários abaixo ilustram quanto esse custo relativo poderia cair caso tais
parcelas específicas da conta fossem reduzidas. Elas funcionam como testes de
sensibilidade que ajudam a separar a ordem de grandeza associada a encargos, perdas,
outros custos regulatórios e tributos.

Fonte: Elaboração própria com preços médios de 2023–2026, índice de nível de preços do
Banco Mundial e parâmetros brasileiros de encargos, perdas e tributos.
Nota metodológica. A linha de base usa o preço residencial médio de US$ 0,164/kWh
e um índice de nível de preços de 0,46; o preço PPC é calculado por Preço em dólares
÷ PLI. Em seguida, cada cenário reduz linearmente uma parcela da conta total: 9,68%
na reforma da CDE; 18,73% com retirada dos encargos e perdas moderadas; 22,73%
na reforma agressiva sem mudança tributária; e 32,30% no cenário que também reduz
pela metade a carga tributária estimada. O exercício não desconta custos de
implantação, portanto, indica ordem de grandeza, não uma tarifa futura.

A reforma isolada da CDE levaria o indicador residencial de 0,357 para 0,322; a
combinação de encargos e perdas moderadas, para 0,290; a reforma agressiva sem
alteração tributária, para 0,275; e o cenário mais amplo, para 0,241. A trajetória mostra que
parte importante do preço decorre de escolhas institucionais e ineficiências. Para as
empresas, reduções proporcionais significariam menor custo operacional, maior retorno
do investimento e melhores condições para competir com produtores estrangeiros.

Legislação e regulação estão no centro do problema de competitividade

Legislação e regulação desfuncionais explicam grande parte da diferença entre geração
barata e conta cara. O setor elétrico brasileiro passou a embutir na tarifa uma quantidade
muito alta de políticas públicas, subsídios cruzados, alocações compulsórias de custo e escolhas tecnológicas feitas em lei. O custo privado da eletricidade acaba refletindo menos o custo econômico do sistema e mais a remuneração de objetivos paralelos, alguns legítimos, outros discutíveis. O efeito não se limita à conta doméstica: a tarifa torna-se uma variável de política industrial às avessas, encarecendo a produção sem selecionar setores por spillovers, produtividade ou capacidade de exportação.

Esse problema fica mais visível quando o Congresso, em vez de definir diretrizes gerais,
passa a escolher combustível, localização, volume e prazo contratual de usinas
específicas. Foi isso que ocorreu na Lei nº 14.182/2021, da desestatização da Eletrobras,
regulamentada pelo Decreto nº 11.042/2022, ao vincular a operação a contratações
compulsórias de termelétricas a gás natural em regiões determinadas e a reservas para
pequenas hidrelétricas. O mecanismo foi posteriormente alterado pela Lei nº
15.097/2025, que ainda adicionou novos itens obrigatórios à mesma arquitetura legal.

Os “jabutis” da desestatização da Eletrobras já previam largas somas de desvio de
recursos e contratação privilegiada, em vez de expansão determinada por eficiência
econômica e competição. O texto legal passou a atrelar a desestatização a contratações
compulsórias de geração termelétrica a gás natural em montantes e regiões
determinadas, além de prever espaço reservado para hidrelétricas de pequeno porte. O
Decreto nº 11.042/2022 regulamentou esse arranjo, abrindo precedente que apareceria
novamente. Em 2025, a Lei nº 15.097, originada do marco offshore, ainda adicionou novas
contratações mandatórias ao mesmo artigo. Em outras palavras: a lei virou veículo para
empilhar decisões de planejamento que, em tese, deveriam ser tomadas pela combinação
de EPE, ONS, MME, ANEEL e leilões competitivos.

O caso dos descontos rurais também ilustra como a tarifa brasileira virou portadora de
objetivos de política pública. O art. 25 da Lei nº 10.438, com redação dada pela Lei nº
15.235/2025, manteve o desconto especial para irrigação e aquicultura por 8 horas e 30
minutos diários, agora com diretrizes definidas pelo poder concedente e maior
flexibilidade de horários. A Portaria Normativa MME nº 137/2026 regulamentou essa
escolha e reforçou a prioridade do consumidor rural na definição da escala, exceto fora do
horário de ponta. Trata-se de um subsídio setorial que amplia a fragmentação tarifária do
setor.

O PL 5.017/2019 aprovado extrapauta na Comissão de Infraestrutura do Senado em 14 de
julho de 2026 prolonga exatamente a lógica desfuncional da privatização da Eletrobras. O
projeto nasceu para tratar de descontos tarifários para irrigação, aquicultura e poços
semiartesianos, mas o substitutivo aprovado incluiu contratação compulsória de 2.500
MW em térmicas a gás natural e 4.900 MW em PCHs, além de mudanças em mecanismos
de custeio do setor. O Senado registra a aprovação do substitutivo nessa data, e a
cobertura especializada destaca que a votação foi extrapauta.

O Projeto de Lei escolhe previamente combustível, potência e geografia, sem prova de
viabilidade econômica do gás ou comparação aberta com armazenamento, resposta da
demanda, reforços de rede e renováveis, substituindo o planejamento de menor custo por
uma decisão política de alocação de renda. Isso é o oposto da neutralidade tecnológica e
do despacho econômico que deveriam reger um setor elétrico moderno.

No caso do LRCAP de 2026, o governo defendeu o leilão como instrumento de segurança
energética e anunciou resultados de grande escala: cerca de 19 GW contratados no certame principal, com alegada economia de R$ 33,6 bilhões frente aos preços-teto, além de um segundo leilão que contratou 501,3 MW de potência em usinas existentes a óleo, diesel e biodiesel, sem expectativa de investimento novo nessas plantas.

A justificativa técnica pública, no entanto, não descreve um estado de emergência
iminente. Em maio de 2026, o CMSE destacou melhora das condições hidrológicas e
informou armazenamento de 71% ao fim de abril. Em julho, a Nota Informativa da 320ª
reunião do CMSE apontou que a utilização complementar de térmicas poderia ser
necessária em cenários de maior demanda e condições climáticas adversas,
especialmente diante do risco de El Niño, mas não caracterizou um colapso de suprimento
já instalado.

Conclusão
O Brasil não sofre principalmente de falta de geração barata, mas de incapacidade de
transformar sua dotação energética em preço final competitivo. A matriz limpa e
abundante em fontes de baixo custo variável deveria funcionar como vantagem de
localização para investimentos e como apoio à eletrificação da produção. Em vez disso, a
tarifa sobrecarregada atua como uma sobretaxa sobre consumo, investimento e
produtividade, espalhando-se pelos custos das cadeias de bens e serviços.

Os cenários em PPP mostram que reformas sobre CDE, encargos, perdas, custos
regulatórios e tributos podem alterar materialmente o custo relativo da eletricidade,
embora não constituam previsões de tarifa nem estimativas de ganho líquido. A prioridade
deveria ser retirar da conta políticas que possam ser financiadas e avaliadas de forma mais
transparente pelo orçamento, reduzir perdas com investimentos economicamente
justificados, melhorar a rede e preservar o planejamento de menor custo e neutralidade
tecnológica.

Uma parcela importante do descolamento entre geração barata e conta cara continua
ligada a legislação e regulação mal desenhadas. A privatização da Eletrobras transformada
em veículo para contratação compulsória de térmicas e PCHs, a expansão contínua da
CDE, a proliferação de subsídios cruzados e a tentativa de repetir essa lógica no PL
5.017/2019 são exemplos claros. A questão não é eliminar todo objetivo social, regional ou
ambiental, mas financiá-lo com transparência, comparar alternativas e medir custos e
resultados. Sem essa disciplina, o Brasil continuará gerando energia relativamente barata
e produzindo, investindo e competindo com eletricidade cara.
Por Daniel Duque, head da Inteligência Técnica do CLP