Energia Elétrica: A Transição que o Brasil Está Perdendo

A matriz mais limpa do mundo — e o problema que ninguém vê

O Brasil encerrou 2024 com 88,2% de energia elétrica renovável na matriz, segundo dados consolidados pela EPE no Balanço Energético Nacional 2025. A geração solar fotovoltaica cresceu 39,6% no ano; a eólica, 12,4%. A oferta interna de energia elétrica avançou 5,5%. Na matriz energética total — que inclui transporte e indústria —, as renováveis alcançaram 50% pela primeira vez na história, enquanto a participação de petróleo e gás caiu de 50,8% para 43,7% em uma década.

Em qualquer medida global, esses números colocariam o Brasil no topo do ranking de transição energética. A média mundial de renováveis na matriz primária segue entre 14% e 15%. A Europa comemora cada ponto percentual ganho. A China investe trilhões e ainda opera com carvão dominante. O Brasil, por acidente geográfico e decisão política de décadas, largou na frente.

Mas os dados mais recentes apontam desaceleração abrupta. A Agência Internacional de Energia (IEA) projeta que a adição de capacidade renovável no Brasil cairá de mais de 20 GW em 2024 para cerca de 17 GW em 2025. A expansão não parou — mas perdeu ritmo justamente quando o mundo acelera. E a causa não é falta de sol ou vento. É gargalo de infraestrutura, desenho regulatório e custo de capital.

O gargalo de transmissão: quando a energia é gerada e não chega

A expansão acelerada de solar e eólica nos últimos cinco anos criou um problema estrutural: a rede de transmissão não acompanhou a geração. Parques eólicos no Nordeste e usinas solares no interior de Minas Gerais e São Paulo geram energia que não consegue escoar para os centros de consumo. O resultado é curtailment — corte forçado de geração por falta de capacidade de transmissão.

O setor elétrico brasileiro foi desenhado para hidrelétricas concentradas em grandes bacias hidrográficas, com linhas de transmissão seguindo eixos tradicionais Norte-Sul e Sudeste-Sul. A geração distribuída e os parques renováveis pulverizados pelo território exigem outra topologia de rede. Mas a construção de linhas de transmissão no Brasil segue um rito lento: leilão, licenciamento ambiental, execução. O ciclo completo pode levar 5 a 7 anos. Enquanto isso, novos parques entram em operação em 18 a 24 meses.

A EPE reconhece o problema. O Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) prevê investimentos de R$ 3,2 trilhões até 2034, com parte relevante destinada a transmissão. Mas não há clareza sobre a priorização de projetos nem sobre o modelo de financiamento. O mercado privado sinaliza apetite — debêntures incentivadas de infraestrutura têm demanda —, mas a taxa básica de juros em patamar elevado (Selic acima de 14% no início de 2025) pressiona o custo de capital e torna projetos de transmissão menos atrativos para concessionárias.

Geração distribuída: o marco que freou a expansão

O segundo vetor de desaceleração é regulatório. O Brasil foi pioneiro na criação de um marco legal para geração distribuída (GD) — painéis solares em residências, comércios e indústrias que injetam energia na rede e recebem créditos. Entre 2012 e 2022, o modelo cresceu de forma explosiva, chegando a mais de 1,5 milhão de unidades consumidoras conectadas.

Em 2023, a Lei 14.300 alterou as regras de compensação. O sistema de net metering — que permitia abater 100% da energia injetada na conta de luz — passou a ter taxação progressiva a partir de 2023. A mudança foi justificada pela necessidade de preservar o equilíbrio econômico-financeiro das distribuidoras, que enfrentavam perda de receita com a migração de grandes consumidores para GD.

O efeito foi imediato. A taxa de crescimento de novas instalações de GD caiu pela metade em 2024 em relação a 2023. Empresas que atuavam no segmento, muitas delas startups de tecnologia e financiamento solar, reduziram equipes ou fecharam operações. O mercado de crédito para pessoa física voltado a painéis solares retraiu. A tese de que GD seria o vetor de democratização do acesso a energia limpa no Brasil perdeu força.

A mudança regulatória não foi tecnicamente errada — havia de fato um problema de subsídio cruzado. Mas a transição foi abrupta e não veio acompanhada de mecanismos alternativos de financiamento ou incentivo fiscal para compensar o novo custo. O resultado prático: o Brasil desacelerou justamente no segmento em que liderava globalmente.

Oportunidade de R$ 200 bilhões — e o mercado que não decola

O governo federal anunciou em 2024 um plano de transição energética com meta de neutralidade de emissões até 2050 e projeção de 81% de renováveis na matriz energética total até 2055. O plano estima uma oportunidade de investimento de mais de R$ 200 bilhões nos próximos 10 anos, considerando solar, eólica offshore, hidrogênio verde e modernização de redes.

Em tese, o mercado de capitais brasileiro deveria ser o veículo natural para canalizar esse volume. Debêntures incentivadas, FIIs de infraestrutura, parcerias público-privadas, project finance, listagens de empresas de energia renovável. Mas o que se vê é descompasso.

Nenhuma grande empresa de geração renovável abriu capital na B3 desde 2021. O volume de debêntures incentivadas emitidas para o setor elétrico caiu em 2023 e 2024 em relação ao pico de 2021. FIIs de infraestrutura têm baixa liquidez e concentram ativos em transmissão já consolidada, não em novos projetos. O mercado secundário de créditos de energia limpa (I-RECs) tem baixa profundidade. Não há ETFs ou fundos temáticos de energia renovável com escala relevante no Brasil.

Enquanto isso, empresas internacionais como Atlas Renewable Energy, Voltalia e Enel Green Power seguem como os principais players na adição de capacidade. Grupos brasileiros como Auren, Omega Energia e Engie Brasil operam, mas com estrutura de capital fechada ou internacionalizada. A Eletrobras, após a privatização, tem mandato de expansão limitado. Distribuidoras como Neoenergia, CPFL e Equatorial focam em concessões reguladas, não em geração.

O paradoxo é claro: o Brasil tem a melhor matriz elétrica do mundo, uma janela de R$ 200 bilhões em investimentos e nenhum veículo de mercado de capitais estruturado para capturar essa oportunidade em escala.

O que separa o Brasil de liderar — de verdade — a transição

Três fatores estruturam a diferença entre ter uma matriz limpa e liderar a transição energética global.

Primeiro: custo de capital. Com Selic em 14%, o Brasil tem um dos custos reais de financiamento mais altos do mundo. Projetos de infraestrutura elétrica têm retorno de longo prazo e baixa margem. A taxa de desconto brasileira torna inviável competir globalmente. China, EUA e Europa financiam projetos de energia renovável a taxas reais entre 2% e 5%. No Brasil, mesmo com BNDES e debêntures incentivadas, o custo efetivo fica acima de 8% real. Isso não é ajuste marginal — é diferença estrutural.

Segundo: coordenação entre geração e transmissão. O modelo de leilões separados para geração e transmissão cria defasagem temporal. Usinas entram em operação sem linha de transmissão pronta. Linhas são construídas sem demanda garantida. Não há sinalização de preço que coordene decisões. A solução exigiria mudança no desenho de leilões ou criação de mercados de capacidade — reformas que levam anos.

Terceiro: ausência de mecanismo de mercado para transição. O Brasil não tem mercado de carbono funcional. Não tem taxonomia de finanças sustentáveis vinculante. Não tem exigência de reporting ESG padronizado. Empresas que investem em descarbonização não capturam valor regulatório ou de mercado. O incentivo à transição segue dependendo de subsídio ou mandato, não de preço.

Perspectiva: o que muda nos próximos cinco anos

A projeção da EPE para 2025–2034 indica que o Brasil manterá expansão de renováveis, mas em ritmo inferior ao necessário para capturar a janela global de transição. A adição anual de capacidade deve se estabilizar entre 15 e 18 GW, abaixo do pico de 2024. A participação de solar e eólica na matriz elétrica deve subir de 20% em 2024 para cerca de 35% em 2030, mas a fatia de hidrelétricas seguirá dominante.

O setor privado continuará liderando a expansão, mas com concentração em poucos grupos e capital externo. O modelo de geração distribuída não deve retomar crescimento acelerado sem mudança regulatória ou fiscal. Hidrogênio verde seguirá em fase piloto, sem escala comercial antes de 2028.

O que poderia mudar o jogo: queda estrutural da Selic, criação de mercado regulado de carbono, reforma no modelo de leilões de transmissão, e — mais importante — estruturação de veículos de mercado de capitais dedicados a energia renovável com liquidez e escala.

Sem isso, o Brasil seguirá com a melhor matriz do mundo — e assistindo de fora a corrida de quem transforma energia limpa em vantagem competitiva real.