Proposta de elevar critério da CRef para 90% e manter par CVaR mais conservador pode resultar em sobrecusto com térmicas e tarifação mais alta, segundo estudo técnico de ONS e CCEE
Até 31 de julho, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) deverá tomar uma decisão crítica que pode adicionar até R$ 9,1 bilhões aos custos de operação do Sistema Interligado Nacional (SIN) em 2026 — com reflexos diretos nas tarifas de energia pagas pelos consumidores. Em análise estão dois parâmetros centrais da modelagem da operação do setor elétrico: a Curva Referencial de Armazenamento (CRef) e os pares do índice CVaR (Conditioned Value at Risk), que orientam o despacho de usinas térmicas e a gestão dos reservatórios.
A discussão foi colocada em Consulta Pública conduzida pelo Ministério de Minas e Energia (MME), encerrada em 3 de julho. A proposta sugere aumentar a rigidez da CRef — de 85% para 90% — o que, segundo especialistas e associações do setor, representa uma decisão excessivamente conservadora, com impactos tarifários significativos e questionáveis benefícios operativos.
“É fundamental dar transparência aos motivos técnicos da recomendação para elevar o indicador de atendimento da curva de referência para armazenamento de água nos reservatórios de 85% para 90%, sob o risco de induzir desnecessariamente à adoção de parâmetros de aversão ao risco exageradamente conservadores e facultar ao consumidor mais essa conta bilionária”, alerta Rodrigo Ferreira, presidente-executivo da Abraceel (Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia).
O que está em jogo: como o CVaR e a CRef afetam o bolso do consumidor
A CRef estabelece um nível mínimo de armazenamento nos reservatórios, funcionando como referência para manter margens de segurança hídrica ao longo do tempo. Já o CVaR é uma métrica estatística que pondera cenários hidrológicos desfavoráveis com maior peso, influenciando o quanto o operador do sistema está disposto a preservar a água nos reservatórios, mesmo que isso implique acionar mais termelétricas — fontes mais caras e emissoras de carbono.
O par atualmente em vigor é o 15,40: ou seja, os 15% piores cenários de vazões recebem peso 40% maior nos modelos computacionais que orientam o planejamento da operação. A consequência prática disso é o despacho preventivo de térmicas, mesmo em situações em que haveria possibilidade de priorizar fontes mais limpas e baratas.
Segundo nota técnica conjunta do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), esse par atual provoca um uso “excessivo” da geração térmica, com custos totais que podem variar de R$ 8,1 bilhões a R$ 59,3 bilhões, dependendo da hidrologia do ano. Já a adoção do par 15,30 (que considera os mesmos 15% de cenários críticos, mas com peso 30%) reduziria esse custo em até R$ 9,1 bilhões em 2026.
“Destaca-se a observação de um comportamento esperado: em todos os cenários, a redução da aversão ao risco leva a diminuição dos custos e, portanto, dos impactos tarifários. Inversamente, o aumento da aversão ao risco eleva tanto os custos quanto os respectivos impactos tarifários”, apontam ONS e CCEE.
Consulta pública gera dúvidas sobre critérios técnicos da mudança
Um ponto levantado por especialistas e associações é a falta de justificativa clara para o aumento da CRef de 85% para 90% — mudança que, na prática, anula a vantagem do par 15,30 e mantém o modelo mais oneroso do par 15,40 como padrão.
“Em termos de impactos tarifários, o par 15,30 oferece uma redução de até 4,4%, demonstrando um equilíbrio mais eficiente entre risco e custo para o sistema”, argumenta a Abraceel em sua contribuição à consulta pública. A entidade defende a reavaliação do critério de 90% da CRef, em prol de ganhos econômicos significativos sem comprometer a segurança operativa.
A nota técnica sugere que o par 15,30 seria o mais eficiente se o critério da CRef permanecesse em 85%, como atualmente. Com o novo critério proposto (90%), o par que melhor equilibra segurança e custo volta a ser o 15,40 — mantendo os níveis de custo elevados para os consumidores.
“É importante também ter em mente que adotar parâmetros que signifiquem maior aversão ao risco resultará em mais térmicas despachadas, cortes ainda mais significativos da geração renovável – o curtailment – e menos geração hidrelétrica”, analisa Rodrigo Ferreira.
Entre segurança e custo: o dilema do CMSE
A decisão do CMSE é, ao mesmo tempo, técnica e política. Há, por um lado, o argumento de que manter estoques mais elevados nos reservatórios garante resiliência diante de choques hidrológicos. Por outro, há evidências de que a atual configuração penaliza os consumidores com custos adicionais expressivos — sem, necessariamente, trazer mais segurança à operação.
Para a Abraceel, exageros na estimação de riscos distorcem o planejamento da operação e resultam em decisões economicamente ineficientes. “Há consequências muito prejudiciais ao país quando há estimação exagerada de riscos, descartando geração de energia por fontes mais baratas e acionamento de fontes térmicas mais caras”, aponta a associação.
A decisão precisa ser tomada até o fim de julho, pois os parâmetros escolhidos passarão a valer para os modelos de operação do ano-calendário 2026. O setor elétrico aguarda com expectativa — e preocupação — os próximos passos.
