Energia no Brasil: a infraestrutura que deixou de ser custo e passou a disputar capital

Tese central. A alta histórica das tarifas ajuda a explicar por que geração própria, mercado livre, transmissão, armazenamento e novos contratos de energia ganharam valor econômico. Mas a tese de investimento no setor é mais profunda: o Brasil combina demanda crescente, recursos renováveis competitivos, necessidade de infraestrutura e um mercado de capitais capaz de financiar ativos de longa duração.

Entre 2008 e 2021, a curva de eletricidade apresentada no gráfico acima avançou 133,85%, contra 111,44% da inflação acumulada no mesmo período. A comparação é suficientemente expressiva para chamar atenção, mas precisa ser lida com algum cuidado. O gráfico não informa a metodologia de construção das séries e termina em 2021. Também seria incorreto concluir, a partir dele, que a energia elétrica necessariamente continuará subindo acima do IPCA.

O que o gráfico revela de maneira mais interessante é outra coisa: eletricidade não se comporta como um preço qualquer da economia.

Repare no formato das duas curvas. A inflação sobe de maneira relativamente contínua. A eletricidade não: cai em 2013, fica praticamente estagnada até 2014 e então salta em 2015. Não é ruído de medição — é a assinatura de um preço administrado, sujeito a decisões de política e a choques físicos.

A tarifa é o resultado final de uma cadeia que começa muito antes da conta chegar ao consumidor. Hidrologia, custo de geração, contratos de compra de energia, expansão da transmissão, investimentos das distribuidoras, encargos, tributação e decisões regulatórias interferem no preço. Em determinados momentos, a política energética pode reduzir tarifas; em outros, uma combinação de seca, maior despacho térmico e recomposição de custos pode produzir movimentos muito superiores à inflação.

Foi o que ocorreu de maneira particularmente visível na década passada. A redução tarifária implementada a partir de 2012 foi sucedida por uma forte recomposição nos anos seguintes. Em 2015, em meio a condições hidrológicas desfavoráveis e maior utilização de geração térmica, as tarifas sofreram um dos maiores reajustes da série recente. O sistema de bandeiras tarifárias, implementado naquele período, tornou mais explícita uma característica que continua presente: parte do preço da eletricidade carrega o risco físico de operar um sistema elétrico de dimensões continentais.

Para famílias, isso representa pressão sobre renda. Para empresas, a questão é mais complexa. Energia pode afetar margem operacional, competitividade industrial, previsibilidade orçamentária e capacidade de expansão. Quanto maior a intensidade elétrica de uma operação, menos sentido faz tratar a energia apenas como uma despesa administrativa. Ela passa a ser uma variável de estratégia.

É justamente nessa mudança de perspectiva que nasce uma parte relevante da tese de investimento em geração no Brasil.

Quando o consumidor deixa de apenas receber a tarifa

Durante grande parte da história recente, o consumidor de eletricidade teve pouca influência sobre a forma como comprava energia. Recebia o fornecimento, pagava a tarifa e absorvia os reajustes. Esse desenho começou a mudar com a expansão do mercado livre, a geração distribuída, a autoprodução e a redução do custo de tecnologias renováveis.

A alternativa econômica deixou de ser apenas aceitar o preço da energia fornecida pela rede. Empresas passaram a poder comparar esse custo com o de produzir, contratar ou financiar sua própria solução energética.

A diferença é importante. Instalar uma usina não significa simplesmente substituir uma conta de luz por painéis solares. Significa trocar uma parcela de despesa operacional futura, sujeita a reajustes e incertezas, por um ativo de longa duração cujo custo pode ser estimado com razoável antecedência.

É uma decisão clássica de alocação de capital.

O investimento inicial precisa ser comparado ao valor presente da energia que o ativo produzirá ou evitará comprar ao longo de sua vida útil. Entram nessa equação o CAPEX, o custo de financiamento, a manutenção, a degradação, a produção esperada, os riscos regulatórios e o valor da eletricidade substituída.

Duas curvas que se moveram em sentidos opostos

Essa conta tornou-se mais interessante porque duas curvas relevantes se moveram em sentidos diferentes ao longo das últimas décadas. A eletricidade entregue ao consumidor permaneceu sujeita a pressões de custo e volatilidade. Ao mesmo tempo, o custo tecnológico de construir nova geração solar e eólica caiu de maneira acentuada.

A IRENA estimou, para projetos concluídos em 2025, um custo nivelado médio da solar fotovoltaica utility-scale de aproximadamente US$ 44 por MWh no mundo. No Brasil, a estimativa ficou próxima de US$ 37 por MWh.

Não é correto comparar diretamente esse número com a tarifa de uma residência ou indústria — a conta final inclui rede, encargos, tributos e componentes que o LCOE não captura —, mas a ordem de grandeza evidencia uma transformação estrutural: construir nova geração renovável tornou-se economicamente competitivo.

Esse movimento ajuda a explicar a expansão de um ecossistema que hoje inclui geração própria, autoprodução, PPAs, comercialização, eficiência energética e, mais recentemente, armazenamento.

Uma vantagem que nenhuma estrutura financeira fabrica

O Brasil possui ainda um ativo que nenhum arranjo de capital consegue criar: recurso energético.

Em 2025, 86,6% da oferta interna de eletricidade brasileira veio de fontes renováveis. A hidreletricidade respondeu por mais da metade da oferta, enquanto solar e eólica continuaram ampliando participação. O consumo final chegou a 667,8 TWh, com crescimento sobre o ano anterior. Para uma grande economia, é uma composição rara.

Essa vantagem não significa energia automaticamente barata, tampouco garante rentabilidade a qualquer projeto renovável. Mas cria uma base física particularmente favorável para um ciclo de investimento que vai muito além da construção de novas usinas.

A demanda por eletricidade deve continuar crescendo. O planejamento energético oficial projeta expansão média próxima a 3,3% ao ano até 2035 no cenário de referência. O consumo poderia chegar a aproximadamente 939 TWh ao final do período e, em cenários de crescimento mais intenso e maior presença de novas cargas, superar 1.100 TWh.

A composição desse crescimento talvez seja mais importante do que o número agregado.

Data centers, inteligência artificial, eletrificação industrial, mobilidade elétrica e produção de hidrogênio passaram a aparecer explicitamente no planejamento energético. São cargas diferentes da expansão tradicional do consumo residencial e comercial. Algumas exigem centenas de megawatts em pontos específicos do sistema, alta disponibilidade e prazos de implantação muito menores do que os necessários para construir grandes obras de transmissão.

A próxima escassez pode não estar no MWh

Esse descompasso começa a mudar a natureza do investimento elétrico.

O Brasil tem abundância de recurso renovável, mas nem sempre abundância de capacidade de conexão no local em que a demanda deseja se instalar. O Nordeste pode produzir grandes volumes de energia solar e eólica, enquanto novos centros de consumo se concentram em regiões onde a capacidade de transmissão e transformação precisa ser ampliada.

É por isso que a próxima escassez relevante do setor pode não estar no MWh, mas no acesso à rede.

Os leilões de transmissão realizados entre 2023 e 2026 contrataram dezenas de bilhões de reais em novos investimentos. Milhares de quilômetros de linhas e nova capacidade de transformação estão sendo adicionados ao Sistema Interligado Nacional. Não se trata de uma infraestrutura secundária: é a condição necessária para transformar energia potencial em energia economicamente utilizável.

A consequência para valuation

Duas usinas solares com potência, equipamentos e irradiância semelhantes podem ter valores muito diferentes se uma estiver conectada a uma região com capacidade disponível e a outra estiver exposta a congestionamento ou curtailment.

A partir de determinado nível de penetração renovável, a pergunta deixa de ser apenas quanto uma usina consegue gerar. Passa a ser quanto dessa energia conseguirá entregar — e a que preço.

É uma distinção particularmente importante para investidores acostumados a analisar projetos pela capacidade instalada.

MW não é sinônimo de receita.

Uma usina pode possuir excelente fator de capacidade e, ainda assim, apresentar retorno inferior ao esperado se produzir justamente nas horas em que a energia vale menos ou se enfrentar restrições de escoamento. O crescimento da solar, portanto, cria ao mesmo tempo nova geração e um mercado crescente para flexibilidade.

Onde as baterias entram

A redução dos custos de armazenamento e a expansão das fontes variáveis transformaram o BESS de tecnologia complementar em peça cada vez mais relevante do sistema. A bateria não cria nova energia — ela altera seu valor temporal. Permite armazenar eletricidade em momentos de abundância e entregá-la quando o sistema precisa de potência.

O Brasil começou em 2026 a construir um caminho regulatório mais concreto para essa classe de ativos. Os primeiros leilões nacionais de armazenamento foram desenhados com sistemas de grande porte, quatro horas de duração e contratos de disponibilidade de 15 anos.

Do ponto de vista financeiro, essa última característica é decisiva.

Uma bateria com receita exclusivamente dependente de arbitragem de preços é um ativo difícil de financiar. Uma bateria com parcela relevante de receita contratada por quinze anos se aproxima muito mais da lógica tradicional de infraestrutura. A previsibilidade do fluxo altera a capacidade de endividamento, o custo de capital e o universo de investidores interessados.

O mercado livre e a ponte chamada PPA

O mesmo princípio explica a importância do mercado livre.

Em 2025, aproximadamente 42% da eletricidade consumida no país já estava no Ambiente de Contratação Livre. Mais de 21 mil novas unidades migraram em um único ano. O consumidor deixa, gradualmente, de ser apenas recebedor de tarifa e passa a assumir uma posição ativa na contratação.

Para o gerador, isso amplia o universo de compradores e formatos contratuais. Para o consumidor, permite negociar preço, prazo, fonte, indexação e quantidade. Para o investidor, cria um instrumento particularmente importante: o PPA.

O contrato de longo prazo é a ponte entre uma usina física e um ativo financeiro.

Uma planta que vende toda a sua produção no mercado de curto prazo está exposta à volatilidade de preços. Uma planta com receita contratada por dez ou quinze anos com uma contraparte de boa qualidade apresenta outro perfil de risco.

Fisicamente, a infraestrutura pode ser idêntica. Financeiramente, não é.

A receita contratada permite estimar melhor os fluxos, calcular índices de cobertura da dívida, dimensionar alavancagem e negociar prazos maiores. Quanto menor a incerteza percebida, menor tende a ser o retorno exigido pelos financiadores. Em infraestrutura, essa redução de custo de capital pode ser tão importante quanto uma redução no preço dos equipamentos.

A compatibilidade com o mercado de capitais

É aqui que o setor elétrico mostra outra característica relevante para o investidor.

No primeiro semestre de 2026, as emissões no mercado brasileiro de capitais atingiram R$ 361,8 bilhões, recorde para o período. As debêntures responderam por R$ 169,8 bilhões. Entre as incentivadas, o setor de energia elétrica concentrou 52,9% das emissões.

É uma proporção que ajuda a dimensionar a maturidade financeira do setor.

O Brasil não possui apenas bons recursos solares, eólicos ou hídricos. Possui também uma arquitetura institucional capaz de transformar infraestrutura energética em instrumentos de dívida acessíveis a investidores privados.

ANEEL, ONS, CCEE, EPE e MME desempenham funções diferentes de regulação, operação, comercialização, planejamento e política pública. Há complexidade, intervenções, disputas e mudanças de regras — como ocorre em praticamente todo grande mercado de infraestrutura —, mas existe um arcabouço institucional suficientemente estabelecido para suportar ativos de longa duração e grandes volumes de financiamento.

Isso não faz da energia um investimento sem risco

Ao contrário. Quanto mais sofisticado se torna o sistema, mais importante é distinguir o bom setor do bom ativo.

Projetos podem enfrentar atrasos de construção, aumento de CAPEX, dificuldades de conexão, risco regulatório, curtailment, queda do preço capturado, problemas de contraparte ou financiamento excessivamente caro. A exposição à taxa de juros é especialmente importante em um setor intensivo em capital.

Uma usina solar exige grande parte de seus recursos antes de produzir seu primeiro MWh. Por isso, o custo do dinheiro interfere diretamente no custo da energia produzida.

Dois projetos com equipamentos praticamente idênticos podem ter retornos diferentes simplesmente porque um consegue financiar-se com prazo maior e spread menor. O Brasil combina excelente recurso renovável com um custo de capital historicamente elevado. Essa tensão ajuda a explicar por que engenharia financeira é tão importante quanto engenharia elétrica.

Uma tese que não depende de tarifa cara

É também o motivo pelo qual a tese de investimento não deve se apoiar simplesmente na expectativa de que as tarifas continuarão subindo.

Tarifas podem cair. Encargos podem ser reformados. Perdas podem diminuir. Novas tecnologias podem tornar o sistema mais eficiente. Tudo isso seria positivo para o país.

Bons investimentos em energia precisam funcionar também nesse cenário.

A tese estrutural é mais robusta: a economia brasileira continuará precisando de eletricidade; a demanda tende a crescer; novas cargas exigirão infraestrutura; redes precisarão ser ampliadas; ativos envelhecerão e precisarão ser substituídos; fontes variáveis aumentarão a demanda por flexibilidade; consumidores buscarão maior previsibilidade; e tudo isso exigirá capital.

Essa é uma diferença importante.

Uma tese baseada na permanência das ineficiências precisa que o sistema continue ruim. Uma tese baseada em investimento em infraestrutura ganha justamente quando o sistema melhora.

A expansão da geração renovável, da transmissão, do armazenamento e do mercado livre não existe para manter a energia cara. Existe para produzir eletricidade de maneira mais eficiente, segura e competitiva.

É nesse sentido que o gráfico de tarifa versus inflação deve ser interpretado.

Ele não é uma previsão do futuro e tampouco prova que energia será sempre um hedge perfeito contra inflação. O que mostra é que eletricidade pode se transformar em uma exposição econômica relevante para empresas e consumidores. Quando o custo dessa exposição aumenta ou se torna difícil de prever, cresce o valor de mecanismos capazes de reduzi-la ou estabilizá-la.

Geração própria é um deles. PPAs são outro. Mercado livre, eficiência e armazenamento fazem parte da mesma transformação.

O circuito completo

A consequência financeira é profunda. O que começa como uma necessidade de reduzir a conta de energia pode terminar como um ativo físico de longa duração, gerando contratos e recebíveis capazes de suportar dívida. Um conjunto desses fluxos pode ser financiado por bancos, debêntures, fundos de crédito ou estruturas de mercado de capitais.

A cadeia deixa de ser apenas elétrica:

Recurso natural vira geração. Geração vira MWh. MWh vira contrato. Contrato vira fluxo de caixa. Fluxo de caixa suporta dívida. Dívida financia nova infraestrutura.

É esse circuito, mais do que a trajetória isolada das tarifas, que torna o setor estratégico para o capital.

O Brasil entra na próxima década com uma vantagem relevante, mas não garantida. Possui uma matriz excepcionalmente renovável, recursos de alta qualidade, um sistema de grandes dimensões e demanda por novos investimentos. Ao mesmo tempo, precisa ampliar transmissão, reduzir ineficiências, financiar armazenamento, administrar curtailment e garantir que novas cargas tenham acesso à potência de que necessitam.

Se conseguir fazê-lo, energia pode se tornar mais do que uma vantagem comparativa brasileira. Pode se tornar infraestrutura para uma nova etapa de crescimento industrial e digital.

Para o investidor, a questão deixa então de ser se a eletricidade subirá mais ou menos que a inflação.

A pergunta passa a ser mais exigente — e mais importante:

Quais ativos conseguirão converter a necessidade inevitável de mais eletricidade em fluxos de caixa previsíveis, contratos robustos e retornos capazes de remunerar adequadamente o capital?

É nessa resposta que estará boa parte do valor do setor elétrico brasileiro nos próximos anos.

Fontes

• IRENA, custo nivelado de geração renovável, projetos concluídos em 2025.
• EPE, Balanço Energético Nacional 2026.
• EPE/MME, PDE 2035.
• ANEEL e MME, leilões de transmissão e de armazenamento.
• CCEE, expansão do Ambiente de Contratação Livre.
• ANBIMA, Mercado de Capitais 1S26.