O paradoxo da matriz mais limpa do mundo: como o Brasil está redesenhando seu setor elétrico em 2026

A abundância que virou desafio

O Brasil encerrou 2024 com 88,2% de sua matriz elétrica composta por fontes renováveis, segundo o Balanço Energético Nacional 2025. A solar fotovoltaica cresceu 39,6% em um único ano, atingindo 70,7 TWh, com capacidade instalada de 48.468 MW. A energia eólica alcançou 107,7 TWh, com 29.550 MW instalados. Juntas, as duas fontes respondem por 23,7% de toda a geração elétrica do país. A média global de renováveis na matriz elétrica mal supera os 30%. O Brasil opera, de fato, uma das matrizes mais limpas do planeta.

Paradoxalmente, o governo federal realizou em março de 2026 o maior leilão de usinas termelétricas da história brasileira. O Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) 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. A operação não é um retrocesso ambiental. É, na análise de especialistas e gestores do setor, a virada estrutural mais importante do setor elétrico nacional em décadas.

Por que o Brasil precisou contratar térmicas em massa

Para compreender o que está acontecendo, é necessário abandonar a narrativa simplificada de que "mais renovável significa menos fóssil". A realidade operacional de um sistema elétrico com altíssima participação de solar e eólica é radicalmente mais complexa. Fontes renováveis variáveis dependem de condições climáticas para gerar energia. O sol não brilha à noite. O vento não sopra com a mesma intensidade o tempo todo. Quando a geração solar atinge seu pico ao meio-dia e os ventos estão favoráveis ao mesmo tempo, o sistema elétrico pode enfrentar situações de excesso de oferta de energia.

Nesse cenário, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) precisa reduzir temporariamente a produção de parte das usinas, um fenômeno conhecido como curtailment. Dados de 2025 e início de 2026 indicam que a ocorrência de curtailment no Brasil cresceu de forma expressiva, algo que anos atrás era episódico e hoje aparece como desafio recorrente. Isso não significa que as renováveis estão falhando. Significa que o sistema foi projetado para outra dinâmica e agora precisa se adaptar a uma nova realidade.

Os números que explicam a virada

A capacidade total fiscalizada de usinas centralizadas no Brasil atingiu 215.936,9 MW em 1º de janeiro de 2026, conforme dados do Sistema de Informações de Geração da ANEEL (SIGA). Desse total, 84,63% provêm de fontes renováveis. A ANEEL prevê a adição de 9.142 MW de nova capacidade instalada ao longo de 2026, um crescimento de 23,4% em relação ao resultado de 2025, quando foram acrescentados 7.403,54 MW ao sistema.

No primeiro bimestre de 2026, o Brasil adicionou 1.286 MW ao sistema elétrico, com a entrada em operação comercial de 29 novas usinas. Dessas, 25 foram solares, representando 89% do total. Os destaques estaduais foram Rio de Janeiro (1.681,07 MW instalados em 2025), Bahia (1.371,59 MW) e Minas Gerais (1.294,75 MW). Ao longo de 2025, 17 estados passaram a sediar novas usinas em operação.

O modelo de contratação que mudou

Mais relevante que o volume contratado foi a mudança conceitual introduzida pelo LRCAP 2026. 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 são pagas apenas por gerar eletricidade, mas por estarem disponíveis e aptas a despachar rapidamente quando o sistema precisar. Trata-se de uma transição do modelo de "mercado de energia" para "mercado de capacidade", uma alteração de paradigma no setor elétrico brasileiro.

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 segunda etapa do certame, realizada em 20 de março, contratou 501 MW adicionais de termelétricas a diesel e biodiesel.

Quem paga a conta e por quê

A contratação de R$ 64,5 bilhões em investimentos e R$ 38,9 bilhões em receita fixa anual representa um encargo permanente sobre o sistema elétrico. A Frente Nacional de Consumidores de Energia e a Abrace (Associação Brasileira dos Grandes Consumidores Industriais de Energia) alertaram que o volume contratado pode elevar a conta de luz em até 10%. O custo anual de R$ 38,5 bilhões tem impacto direto nas tarifas e gera pressão sobre a Inflação.

O governo contra-argumenta que o custo da segurança energética planejada é sempre inferior ao custo do acionamento emergencial de usinas termelétricas, que historicamente se mostrou muito mais caro para o consumidor. 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, sinalizando que os benefícios da contratação superavam os riscos de um adiamento.

Especialistas divided about long-term effects

O ex-diretor-geral da ANEEL e da ANA, Jerson Kelman, afirmou publicamente 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 argumento tem peso técnico: usinas a carvão não conseguem variar sua produção rapidamente para acompanhar a demanda, característica essencial em um sistema com alta penetração de renováveis variáveis. Há, portanto, uma tensão legítima entre a necessidade de segurança energética e os compromissos climáticos do país.

O dilema não tem resposta simples. Segurança energética tem custo, e esse custo precisa ser distribuído entre os agentes do sistema. 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. O modelo de capacidade implementado no Brasil é comum em países com matrizes maduras, como Estados Unidos e Reino Unido. No Brasil, porém, ele ainda está em fase de consolidação e traz consigo questões de alocação de custos que ainda não estão completamente resolvidas.

Armazenamento: 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.

O interesse do setor privado já é expressivo. Mais de 126 GW de projetos de armazenamento foram cadastrados no Brasil aguardando condições comerciais para entrada em operação. O país também apuesta em hidrelétricas reversíveis, que funcionam como grandes baterias naturais ao bombear água para um reservatório superior durante períodos de excesso de geração e liberá-la para produçãohidrelétrica quando a demanda aumenta. Esse modelo libera espaço para expansão solar fotovoltaica e eólica sem risco de intermitência, sendo considerado um eixo central da transição elétrica nacional.

Contrapontos, limites e o que ainda falta

A expansão acelerada das renováveis no Brasil é inegavelmente um sucesso ambiental e comercial. O país se tornou referência global em energia limpa e atrai investimentos bilionários em novas usinas. Porém, a velocidade de expansão das fontes renováveis começou a superar o ritmo de ampliação da infraestrutura elétrica em algumas regiões. Os maiores potenciais eólicos e solares concentram-se em regiões distantes dos principais centros de consumo, ampliando a necessidade de novos corredores de transmissão capazes de escoar a produção. Sem essa expansão, o país corre o risco de instalar capacidade de geração que não consegue ser plenamente utilizada.

Outro fator que altera a dinâmica do sistema é a rápida expansão da micro e minigeração distribuída, especialmente solar. Como essa produção ocorre "atrás do medidor", fora do controle direto do operador do sistema, ela pode intensificar momentos de sobreoferta sem que existam instrumentos operacionais equivalentes aos aplicados às grandes usinas. Mudanças estruturais na matriz hidrelétrica também reduziram parte da flexibilidade histórica do sistema. A expansão recente concentrou-se em usinas a fio d'água, com menor capacidade de armazenamento, diminuindo a função dos reservatórios como amortecedores das variações de oferta e demanda.

As incertezas climáticas também pesam. Secas prolongadas, como as registradas em 2021 e 2024, mostram que a dependência hidrelétrica ainda carrega riscos que a expansão solar e eólica não elimina completamente. A análise do cenário deve considerar que estamos diante de uma transição em curso, com elementos herdados de um modelo antigo e componentes de um sistema que ainda não está completamente definido. Não há garantia de que as térmicas contratadas serão a solução final, nem de que o armazenamento resolverá todos os problemas de intermitência. O caminho é de adaptação contínua.

Cenários e síntese

O Brasil entrou em 2026 com uma matriz elétrica que seria invejada por qualquer país desenvolvido. Ao mesmo tempo, o país realiza o maior leilão de térmicas de sua história. A aparente contradição é, na verdade, a expressão de um sistema elétrico que está fazendo a transição de modelo: saiu de uma matriz predominantemente hidrelétrica com alguma flexibilidade natural, e está entrando em uma fase de alta complexidade operacional, na qual renováveis variáveis precisam ser complementadas por fontes despacháveis e armazenamento.

Os desafios são reais e não devem ser minimizados. O custo tarifário da contratação de capacidade será sentido pelos consumidores nos próximos anos. A inclusão de térmicas a carvão no portfólio contrata um passivo ambiental de longa duração. A expansão da geração distribuída cria desafios de coordenação que ainda não estão completamente equacionados. Ao mesmo tempo, o país avança em direção a um sistema mais diversificado, mais resiliente e, potencialmente, mais barato no longo prazo, desde que os investimentos em transmissão e armazenamento se concretizem no ritmo necessário.

A transição energética brasileira não é.linear. Tem paradoxos, custos e incertezas. Mas os dados disponíveis indicam que o Brasil está construindo as bases de um sistema elétrico que pode ser referência global não apenas pela limpeza da matriz, mas pela sofisticação operacional. O resultado final dependerá da velocidade com que a infraestrutura de transmissão, o armazenamento e a digitalização avançarem em paralelo com a geração renovável.

Este artigo foi elaborado com apoio de inteligência artificial generativa como ferramenta de assistência à redação. O conteúdo foi revisado e validado antes da publicação. As análises e opiniões expressas são de responsabilidade do autor e não constituem aconselhamento jurídico.