Reajustes distintos entre distribuidoras e alta dos preços no mercado livre reforçam a necessidade de planejamento por unidade consumidora na elaboração dos orçamentos para 2027.
A projeção de aumento médio de 9,4% nas tarifas de energia elétrica em 2026, divulgada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), coloca o custo da eletricidade no radar das empresas que preparam seus orçamentos para 2027. Acima da inflação estimada em 5% pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), a variação exige atenção de indústrias, redes varejistas e companhias com unidades distribuídas por diferentes áreas de concessão.
A pressão não se restringe ao mercado regulado. No ambiente de contratação livre (ACL), os preços dos contratos também avançaram nos últimos dois anos, aumentando a importância da análise das condições comerciais, dos prazos de contratação e do perfil de consumo de cada unidade.
Diferenças tarifárias ampliam risco para empresas com várias unidades
A estimativa de 9,4% consta da terceira edição de 2026 do boletim InfoTarifas, publicada pela Aneel em setembro. O cálculo já considera cerca de R$ 5,5 bilhões em recursos destinados à redução dos efeitos tarifários em distribuidoras de áreas abrangidas pelas regiões Norte e Nordeste. Mesmo com a compensação, a projeção permaneceu acima dos indicadores de inflação.
O impacto sobre cada empresa, porém, depende da distribuidora responsável pelo atendimento, do nível de tensão e da modalidade tarifária. Em agosto, a Aneel aprovou reajuste médio de 10,82% para a Celesc, em Santa Catarina, com aumento de 14,16% para consumidores de alta tensão. Na área da Neoenergia Elektro, que abrange municípios de São Paulo e Mato Grosso do Sul, o efeito médio foi de 9,58%, enquanto para a alta tensão ficou em 4,10%. No Maranhão, o reajuste médio da Equatorial foi de 5,76%, com variação de 8,68% para a alta tensão.
A diferença entre os índices dificulta a aplicação de um percentual único sobre as despesas consolidadas de grupos empresariais. Em uma rede com dezenas de lojas, centros de distribuição ou unidades industriais, reajustes distintos podem gerar desvios relevantes entre o orçamento previsto e o gasto efetivo.
Em uma simulação hipotética, uma empresa com 100 estabelecimentos e despesa média mensal de R$ 20 mil por unidade desembolsa R$ 24 milhões por ano com eletricidade. Uma variação de 10% nesse custo representa R$ 2,4 milhões adicionais em 12 meses, mesmo sem aumento do consumo ou abertura de novas unidades.
Para Gustavo Sozzi, CEO da Lux Energia, empresa especializada em comercialização e gestão de energia, o planejamento precisa considerar as particularidades de cada ponto de consumo: “Quando uma empresa tem operações espalhadas pelo país, não basta aplicar um percentual médio de reajuste sobre a despesa total. Cada unidade pode estar vinculada a uma distribuidora diferente, ter uma modalidade tarifária específica e apresentar um comportamento próprio de consumo. O orçamento precisa refletir essas particularidades, porque pequenas distorções, quando multiplicadas por dezenas ou centenas de estabelecimentos, podem comprometer o resultado financeiro do grupo.”
Preços no mercado livre sobem até 121% em dois anos
A volatilidade também afeta empresas que compram energia no mercado livre. Levantamento da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel) mostra que, entre janeiro de 2024 e março de 2026, os preços de contratos de longo prazo de energia convencional subiram 59%, passando de R$ 147 para R$ 233 por megawatt-hora (MWh).
Nos contratos trimestrais, a alta acumulada chegou a 121%, de R$ 143 para R$ 317/MWh. No mesmo intervalo, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), referência para as operações de curto prazo, avançou 84%, alcançando R$ 236/MWh.
A contratação antecipada pode reduzir a exposição a oscilações futuras, mas não elimina os riscos associados a mudanças no consumo. Alterações no número de unidades, na operação de turnos ou na sazonalidade podem ampliar a diferença entre o volume contratado e a energia efetivamente utilizada.
Por isso, a avaliação de uma migração para o ACL deve considerar o custo total de fornecimento, incluindo os encargos e o uso da rede, além dos prazos e das condições contratuais. A comparação com o mercado regulado também precisa levar em conta o perfil de cada unidade, em vez de presumir que a contratação livre será necessariamente mais econômica.
Sozzi destaca que a decisão deve ser tomada a partir das condições específicas de cada operação: “A migração para o mercado livre não deve ser tratada como uma solução automática de economia. É preciso comparar o custo total de permanecer no ambiente regulado com as condições disponíveis no mercado livre, considerando encargos, uso da rede, prazos contratuais e riscos de exposição. Para empresas com várias unidades, pode haver situações em que a migração faça sentido para determinadas operações, mas ainda não seja a alternativa mais vantajosa para outras.”
Abertura do mercado amplia a importância da gestão energética
A expansão do mercado livre aumenta a relevância dessa análise para empresas que ainda não podem escolher seu fornecedor. Segundo dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), 4.827 consumidores migraram para o ACL no primeiro trimestre de 2026. Em agosto, outras 811 migrações foram registradas, com destaque para os segmentos de serviços, com 272 adesões, e comércio, com 101.
Atualmente, consumidores conectados em média e alta tensão podem escolher seus fornecedores, desde que atendam às regras aplicáveis. A abertura para consumidores comerciais e industriais de baixa tensão está prevista para novembro de 2027, ampliando o universo de unidades que poderão avaliar alternativas de contratação.
A mudança, contudo, não elimina a necessidade de gestão do consumo e dos contratos. Para empresas com redes extensas, a decisão de migrar poderá variar conforme as características de cada unidade, as condições de fornecimento disponíveis e a estrutura de custos.
Bandeiras e demanda contratada entram no orçamento de 2027
No mercado regulado, as bandeiras tarifárias também precisam ser consideradas nas projeções. Após cinco meses consecutivos de bandeira amarela, a Aneel anunciou a bandeira verde para outubro de 2026, sem cobrança adicional pelo mecanismo. A condição de um mês, porém, não garante a manutenção de tarifas sem acréscimos ao longo de 2027, já que as bandeiras dependem das condições de geração e dos custos de operação do sistema.
Outro ponto é a demanda contratada, especialmente para consumidores atendidos em média e alta tensão. Empresas devem verificar se os valores contratados continuam compatíveis com a necessidade operacional: uma demanda superdimensionada pode elevar despesas recorrentes, enquanto ultrapassagens dos limites estabelecidos podem resultar em cobranças adicionais, conforme as regras tarifárias aplicáveis.
A revisão do orçamento também deve considerar mudanças previstas na operação, como expansão de instalações, modernização de equipamentos e alterações nos horários de funcionamento. A análise individualizada das faturas e do consumo dos últimos 12 meses ajuda a identificar contratos próximos do vencimento, desvios de demanda e diferenças de custo entre unidades semelhantes.
Na avaliação de Sozzi, a gestão energética precisa integrar as áreas financeira e operacional para reduzir a exposição a variações de preço e consumo: “O maior erro é tratar a energia como uma despesa fixa que pode ser corrigida apenas pela inflação. Uma empresa pode consumir praticamente o mesmo volume de eletricidade de um ano para outro e, ainda assim, registrar uma diferença importante na conta. Por isso, o planejamento precisa considerar diferentes cenários, inclusive situações de maior pressão sobre os preços. A gestão energética tem que estar conectada às áreas financeira e operacional.”
