A tragédia da fila. Armazenamento, anistia e constrained-off na economia da escassez de rede
O armazenamento de energia em baterias, a chamada anistia de outorgas de geração e o tratamento regulatório do constrained-off de usinas fotovoltaicas. A leitura apressada vê três notícias setoriais. A leitura atenta enxerga uma só agenda, e o fio que costura as três medidas é exatamente o problema de Hardin e Ostrom: como coordenar o acesso a um recurso escasso de modo a corrigir as distorções acumuladas por uma década de expansão sem governança proporcional.
Eduardo Molan Gaban e Guilherme dos Santos
Há um experimento mental que economistas repetem desde os anos 1960 para explicar por que recursos abundantes acabam degradados. Um pasto aberto, de uso comum, no qual cada pastor tem incentivo individual a acrescentar mais um animal ao rebanho, porque o ganho da cabeça extra é seu, enquanto o custo do sobrepastoreio se dilui por todos. A soma das decisões racionais individuais produz um resultado coletivamente irracional: o pasto se exaure. Garrett Hardin batizou o fenômeno de tragedy of the commons, e Elinor Ostrom dedicou a carreira a demonstrar que a tragédia não é destino, mas falha de governança: o que falta, quando o comum colapsa, são regras de acesso e instrumentos de coordenação.[1]
O sistema elétrico brasileiro vive, hoje, a sua versão dessa parábola. O recurso comum não é um pasto, e sim a margem de escoamento da rede de transmissão, isto é, a capacidade física de injetar energia no Sistema Interligado Nacional. Durante o último ciclo de expansão, esse recurso foi tratado como se fosse inesgotável. Pedidos de acesso e outorgas de geração se multiplicaram em ritmo muito superior ao da própria infraestrutura, e a fila de conexão converteu-se em ativo especulativo: vale a pena reservar a posição, ainda que o projeto jamais saia do papel, porque a opção de acesso tem valor econômico próprio. O resultado coletivo é o congestionamento de uma rede que poderia estar servindo a empreendimentos viáveis.
A festa de São João, neste ano, chegou cedo para o setor. Nos dias 2 e 3 de junho, o Ministério de Minas e Energia e a Agência Nacional de Energia Elétrica avançaram, quase em uníssono, sobre três frentes que à primeira vista pouco têm em comum: o armazenamento de energia em baterias, a chamada anistia de outorgas de geração e o tratamento regulatório do constrained-off de usinas fotovoltaicas. A leitura apressada vê três notícias setoriais. A leitura atenta enxerga uma só agenda, e o fio que costura as três medidas é exatamente o problema de Hardin e Ostrom: como coordenar o acesso a um recurso escasso de modo a corrigir as distorções acumuladas por uma década de expansão sem governança proporcional.
I. O armazenamento sai da periferia
O movimento mais aguardado veio do Ministério de Minas e Energia, com a publicação das diretrizes do primeiro leilão dedicado exclusivamente à contratação de capacidade por sistemas de armazenamento em baterias no país, iniciativa que o mercado aguardava havia anos.[2] O desenho adotado é, em si, uma declaração de intenções: o armazenamento deixa de ser percebido como tecnologia meramente complementar e passa a integrar formalmente a política de segurança e adequação do sistema.
Serão dois certames, marcados para 2 e 4 de dezembro, voltados à contratação de disponibilidade de potência. Apenas o primeiro, o LRCAP de 2026 – Armazenamento Nacional, observará requisitos mínimos de nacionalização, conforme critérios de credenciamento de fornecedores definidos pelo BNDES, e terá prioridade no atendimento da demanda; o segundo, aberto, contemplará os demais sistemas elegíveis. Os contratos terão prazo aproximado de quinze anos, com início de suprimento previsto para agosto de 2028, e o cadastramento dos projetos junto à Empresa de Pesquisa Energética correrá entre 15 de junho e 31 de julho. Somente novas baterias, conectadas ao SIN, poderão participar.
Por trás da engenharia do leilão está um problema econômico bem definido. A geração renovável intermitente, sobretudo solar e eólica, produz energia quando o sol e o vento mandam, não quando o consumidor demanda. Esse descasamento temporal entre oferta e procura é uma externalidade que o sistema vinha absorvendo a duras penas, por meio de cortes operativos crescentes e do acionamento de térmicas mais caras. A bateria é, no vocabulário econômico, um instrumento de internalização dessa externalidade: ela transporta energia no tempo, comprando barato o excedente das horas de sobra e devolvendo-o nas horas de aperto. O leilão dá a esse serviço um preço e um mercado.
O avanço do Ministério não teria efeito prático sem a peça que faltava, e que a ANEEL encaixou no 2 de junho. Após longa consulta pública, a Agência aprovou a regulamentação dos sistemas de armazenamento, incluindo as regras de cobrança pelo uso da rede.[3] A ausência de definição sobre a incidência de encargos e tarifas era apontada como um dos principais entraves à viabilidade econômica dos projetos, porque ninguém modela um investimento de longo prazo sem saber quanto pagará para se conectar. O ponto sensível, debatido até o voto-vista que formou a maioria, foi a tarifação: a solução aprovada diferencia situações operacionais distintas, conferindo tratamento mais brando, com redução de encargos de consumo, às baterias autônomas integralmente controladas pelo operador do sistema, e tratamento diverso àquelas associadas a estratégias comerciais privadas.
A lógica é coaseana na raiz.[4] Quem despacha sob comando do operador, prestando um serviço de flexibilidade ao sistema, não deve ser tarifado como um consumidor qualquer que disputa a rede para fins privados. Diferenciar o tratamento conforme a função econômica do ativo reduz custos de transação e alinha o sinal de preço ao uso efetivo da infraestrutura. O efeito combinado das duas decisões é expressivo: o setor passa a contar, ao mesmo tempo, com perspectiva concreta de contratação e com parâmetros de remuneração e acesso. Estimativas setoriais sugerem que a contratação de cerca de 2 GW pode mobilizar algo próximo de R$ 10 bilhões em investimentos,[5] além de abrir espaço para modelos híbridos e soluções de co-location entre baterias e geração renovável, com reflexos diretos sobre operações societárias e sobre o desenho de contratos de compra e venda de energia.
II. A anistia, ou a faxina na fila
O segundo movimento ataca o problema de Hardin de frente. A ANEEL aprovou mecanismo excepcional para a revogação de outorgas e a rescisão de Contratos de Uso do Sistema de Transmissão de centrais geradoras. O mercado rapidamente apelidou a medida de anistia das geradoras, e o apelido, embora capte o efeito imediato, simplifica a questão de fundo, que é a racionalização do estoque de projetos e da ocupação da rede.
Convém entender como se chegou aqui. A expansão acelerada de pedidos de acesso e a obtenção de outorgas em larga escala produziram congestionamento severo da fila de transmissão. Em muitos casos, projetos sem viabilidade econômica ou sem perspectiva real de implantação permaneceram amarrados a posições estratégicas de acesso, criando ineficiência e bloqueando a entrada de empreendimentos efetivamente executáveis. É a sobreapropriação do comum em estado puro: cada agente que reserva uma fatia da margem age racionalmente do seu ponto de vista, mas a soma das reservas paralisa o recurso para todos.
Para os elegíveis, o desenho é generoso. Será possível revogar a outorga com devolução das garantias de fiel cumprimento, isenção de eventuais multas de fiscalização e rescisão dos contratos de uso sem a incidência dos encargos rescisórios. Os números explicam a urgência: cogita-se de cerca de R$ 3,5 bilhões em encargos potencialmente inadimplidos, valor que, não fosse endereçado, tenderia a recair sobre as transmissoras e, ao fim da cadeia, sobre a tarifa.[6] Para os novos acessantes, a contrapartida é o desbloqueio da fila, com expectativa factível de conexão e a liberação de oportunidades represadas.
Há, porém, uma ressalva que a honestidade analítica exige. Este não é o primeiro perdão. A Agência já havia instituído arranjo semelhante em 2023, e a necessidade de repeti-lo revela que o problema não foi resolvido na origem.[7] Quando a anistia se torna recorrente, o desenho de incentivos se inverte: o agente racional aprende que reservar margem sem compromisso de execução é uma aposta de baixo risco, porque o custo do descumprimento pode, mais adiante, ser perdoado. A economia do crime de Gary Becker ensina que a dissuasão depende da probabilidade e da severidade da sanção esperada;[8] anistias periódicas reduzem ambas e, no limite, alimentam a própria conduta que pretendem corrigir. A faxina na fila é necessária e bem-vinda; o desafio, que permanece em aberto, é construir um regime de acesso em que a faxina não precise se repetir a cada poucos anos.
III. O constrained-off e o preço da incerteza
O terceiro movimento cuida do constrained-off de usinas fotovoltaicas. A ANEEL aprovou o aprimoramento das regras de apuração e tratamento dos cortes de geração decorrentes de restrições operativas do sistema, em desenvolvimento sobre o arcabouço que já vigorava desde 2023 e que conferia ao solar tratamento simétrico ao concedido às eólicas.[9]
Uma distinção técnica é indispensável, e o rascunho do debate público costuma embaralhá-la. O constrained-off em sentido próprio é a restrição imposta pelo operador por razões externas à usina, seja por indisponibilidade nas instalações de transmissão, seja por exigências de confiabilidade elétrica da rede. Nessas hipóteses, o gerador que está tecnicamente apto a produzir, mas é impedido por decisão do operador, tem direito a ressarcimento, porque não deu causa ao corte. Coisa distinta é o corte por razão energética, quando simplesmente não há carga capaz de absorver a geração; aí o custo recai sobre o próprio gerador. A clareza sobre quem suporta o ônus em cada situação é o que faltava, e é o que a nova regra busca oferecer.
O tema ganhou peso pela escalada dos números. Os cortes de geração renovável saltaram para algo em torno de 20,6% da capacidade em 2025, mais do que o dobro do registrado no ano anterior, à medida que a penetração solar e eólica avançou sobre regiões de rede saturada.[10] Para o investidor, o problema nunca esteve na existência do corte, inerente à operação de qualquer sistema, mas na ausência de previsibilidade sobre sua caracterização, contabilização e tratamento econômico. Cortes recorrentes, e mal disciplinados, contaminam receitas projetadas, indicadores de cobertura, garantias de financiamento e a própria avaliação de risco do empreendimento.
Aqui a economia institucional de Douglass North oferece a chave de leitura.[11] Regras estáveis e previsíveis reduzem incerteza, e incerteza tem preço: traduz-se em custo de capital mais alto, em prêmios de risco embutidos nos contratos e em deságios na precificação de ativos. Ao uniformizar critérios, a Agência não elimina o corte, que continuará existindo, mas converte um risco difuso e imponderável em risco mensurável e alocável. Esse é o ganho que tende a se refletir no pay-off dos projetos solares e na precificação de operações de compra e venda de energia e de aquisição de ativos.
IV. Da expansão à coordenação
Tomadas em conjunto, as decisões anunciadas pelo Ministério e pela Agência nesta primeira semana de junho sinalizam uma inflexão de paradigma. O ciclo que se encerra priorizou a incorporação veloz de capacidade renovável, e cumpriu bem esse objetivo: o Brasil acrescentou solar e eólica em ritmo notável. O ciclo que se abre cobra a conta dessa pressa, e a conta tem nome técnico, que é coordenação. Não basta gerar; é preciso gerar quando e onde o sistema consegue absorver, armazenar o excedente, liberar a margem ocupada por projetos fantasmas e precificar com clareza o risco de quem fica para trás na fila.
As três medidas respondem, cada uma a seu modo, ao problema do comum. O armazenamento ataca o descasamento temporal entre oferta intermitente e demanda, deslocando energia no tempo. A racionalização de outorgas ataca a sobreapropriação da margem, liberando o recurso para quem de fato vai usá-lo. E as regras de constrained-off atacam a incerteza sobre o rateio dos custos do congestionamento, dizendo de antemão quem paga o quê. São instrumentos de governança no sentido preciso que Ostrom emprestou ao termo, e a sua eficácia dependerá menos da elegância do desenho do que da disciplina em mantê-lo, sem recair na tentação dos perdões periódicos.
Para o agente de mercado, o recado regulatório é direto. O valor de um ativo de geração e a competitividade de um projeto dependerão, cada vez mais, da capacidade de integração eficiente ao sistema, e cada vez menos da mera reserva de uma posição na fila. A escassez, afinal, sempre teve preço. A novidade é que o regulador, finalmente, começou a cobrá-lo de quem corresponde.
[1]HARDIN, Garrett. The Tragedy of the Commons. Science, v. 162, n. 3859, p. 1243-1248, 1968. A leitura aqui adotada incorpora a crítica de Elinor Ostrom (OSTROM, Elinor. Governing the Commons. Cambridge: Cambridge University Press, 1990), para quem a sobreapropriação de recursos comuns decorre menos da propriedade compartilhada em si do que da ausência de arranjos institucionais de governança aptos a coordenar o acesso.
[2]BRASIL. Ministério de Minas e Energia. Portaria Normativa nº 136/2026, que estabelece as diretrizes e a sistemática do Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência para Armazenamento (LRCAP de 2026 – Armazenamento). Diário Oficial da União, Brasília, 3 jun. 2026.
[3]BRASIL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Decisão da Diretoria Colegiada em Reunião Pública Ordinária de 2 jun. 2026, que aprova a regulamentação dos Sistemas de Armazenamento de Energia (SAEs), com base nas contribuições da Consulta Pública nº 39/2023. Disponível em: https://www.gov.br/aneel. Acesso em: 3 jun. 2026.
[4]COASE, Ronald H. The Problem of Social Cost. Journal of Law and Economics, v. 3, p. 1-44, 1960. Sobre a economia dos custos de transação aplicada à governança, ver WILLIAMSON, Oliver E. The Economic Institutions of Capitalism. New York: Free Press, 1985.
[5]Estimativa atribuída à Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia (ABSAE), que projeta a mobilização de cerca de R$ 10 bilhões em investimentos a partir da contratação de aproximadamente 2 GW de capacidade.
[6]Os encargos rescisórios potencialmente acumulados em Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (CUST) foram estimados pela Agência em cerca de R$ 3,5 bilhões, somando-se a aproximadamente R$ 875,3 milhões de efeitos financeiros suspensos no ciclo tarifário 2026-2027 das transmissoras. O cronograma do mecanismo prevê notificação ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) até 16 de junho de 2026 e definição dos empreendimentos aptos até 20 de agosto de 2026.
[7]A medida reitera arranjo análogo instituído pela ANEEL em 2023, quando já se admitiu a revogação de outorgas e a rescisão de contratos sem aplicação de encargos rescisórios. A repetição do mecanismo sugere que o problema de fundo não foi equacionado no ciclo anterior.
[8]BECKER, Gary S. Crime and Punishment: An Economic Approach. Journal of Political Economy, v. 76, n. 2, p. 169-217, 1968. A transposição do raciocínio de dissuasão para o desenho de incentivos regulatórios é aqui empregada de forma analógica.
[9]BRASIL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Resolução Normativa nº 1.073/2023, que disciplina a apuração e o ressarcimento das restrições de operação por constrained-off de centrais geradoras fotovoltaicas, em simetria com o tratamento conferido às usinas eólicas pela Resolução Normativa nº 927/2021. O aprimoramento aprovado em junho de 2026 decorre, em parte, das contribuições colhidas na Consulta Pública nº 48/2022.
[10]Segundo levantamentos setoriais, o curtailment de fontes eólica e solar integradas ao SIN alcançou 20,6% da capacidade em 2025, ante 9,3% em 2024. O termo curtailment designa o corte de geração em sentido amplo; o constrained-off refere-se especificamente à restrição determinada pelo ONS por razões externas à usina.
[11]NORTH, Douglass C. Institutions, Institutional Change and Economic Performance. Cambridge: Cambridge University Press, 1990. A previsibilidade das regras como redutor de incerteza e, por consequência, de custo de capital é tema central da economia institucional.
Eduardo Molan Gaban é doutor e mestre em Direito pela PUC-SP. Visiting Fulbright Scholar at the New York University (2010–2011). Diretor do Instituto Brasileiro de Concorrência e Inovação (IBCI). Sócio do escritório Nishioka & Gaban Advogados. Professor de Análise Econômica do Direito nos programas de pós-graduação do UniCEUB.
Guilherme dos Santos é advogado, associado a Nishioka & Gaban Advogados, com atuação em direito regulatório e do setor de energia.