O bolso do consumidor de energia elétrica deve sentir o aperto a partir desta semana. A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou reajuste tarifário médio de 9,58% para os clientes da Neoenergia Elektro, distribuidora que atende municípios do interior de São Paulo e Mato Grosso do Sul a partir de Campinas (SP). A nova tarifa entra em vigor nesta quinta-feira (27), segundo apurou o jornal Tribuna do Sertão.
O impacto, no entanto, não é igual para todos os perfis de consumo. Enquanto os grandes consumidores de alta tensão — geralmente indústrias — terão alta de 4,10%, quem está na baixa tensão, grupo que reúne residências, comércios e propriedades rurais, vai pagar 12,19% a mais. Só a conta das famílias sobe 12,24%. A Aneel atribuiu o reajuste sobretudo à pressão dos custos de transporte de energia e dos encargos setoriais, além do aumento dos chamados componentes financeiros do ciclo tarifário.
Consumo em alta e chuva em falta pressionam o sistema elétrico
O caso da Elektro é um retrato de um movimento mais amplo no setor elétrico brasileiro. O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) revisou para cima a previsão de consumo de energia em agosto, projetando expansão de 6,3% na comparação com o mesmo mês do ano passado — carga de 82.791 megawatts médios (MWmed), acima da estimativa anterior, de 5,6%, de acordo com o Cenário Energia.
Com a demanda mais forte, o Custo Marginal de Operação (CMO) — espécie de termômetro de quanto custa gerar energia extra no sistema — subiu de R$ 137,71/MWh para R$ 147,63/MWh nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste. Já o subsistema Norte, isolado do restante do país, opera com custo bem mais alto: R$ 581,48/MWh.
Parte da pressão vem da chuva irregular. Os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste, que concentram a maior fatia da capacidade hidrelétrica do país, tiveram a energia armazenada revisada para baixo, a 58,7% da capacidade — ante 59,4% projetados anteriormente. As afluências hidrológicas do Nordeste e do Norte também vêm abaixo da média histórica, em 62% e 61%, respectivamente. Só o Sul foge do padrão: por causa de frentes frias, a região recebe volume de chuva 180% acima da média para o período. Para equilibrar o sistema, o ONS programou despacho térmico de 6.826 MWmed para a semana, a maior parte de usinas inflexíveis, que não podem ser desligadas por critérios técnicos ou contratuais.
Paradoxo do setor: o risco migrou da geração para a distribuição
Especialistas do setor avaliam que, apesar do aperto pontual de agosto, o Brasil não deve enfrentar um apagão de grandes proporções em 2026. Segundo análise do colunista de energia da CNN Brasil, a demanda nacional deve crescer entre 4% e 5% neste ano, aproximando-se de 85 GW médios, impulsionada pela retomada econômica, pela eletrificação da indústria e pelo consumo residencial urbano — mas o risco real do sistema elétrico brasileiro “deixa de estar concentrado na geração e migra para a ponta da rede”, segundo o texto.
Na prática, isso significa que interrupções de fornecimento devem continuar ligadas a temporais, ondas de calor e ao envelhecimento da infraestrutura urbana de distribuição — problema que ganhou visibilidade nacional após as falhas registradas na concessão da Enel em São Paulo, hoje sob fiscalização, autuações e pressão coordenada de governos municipal, estadual e federal, em pleno ano eleitoral.
O que esperar dos próximos meses
Para o consumidor, a combinação de maior consumo, reservatórios mais baixos no Sudeste e despacho térmico mais caro tende a manter pressão sobre as bandeiras tarifárias e sobre reajustes de outras distribuidoras ao longo do segundo semestre. O desfecho depende, em grande medida, do regime de chuvas nos próximos meses — e de como o governo e o setor lidarão com a modernização das redes de distribuição, apontada como o novo ponto crítico do sistema elétrico brasileiro.