O consumidor brasileiro deverá enfrentar mais um ano de aumentos na conta de luz acima da inflação. A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) revisou para 8,6% a projeção de reajuste tarifário médio em 2026, acima da estimativa anterior de 8% e significativamente superior às expectativas para os principais índices de preços da economia, como o IPCA (4,9%) e o IGP-M (5,8%).

A nova projeção reforça uma tendência que vem se consolidando nos últimos anos: a crescente desconexão entre a evolução das tarifas de energia e a inflação oficial. Embora fatores conjunturais tenham contribuído para o aumento, os números revelam um problema estrutural mais profundo, o avanço contínuo dos encargos setoriais, dos subsídios cruzados e dos passivos regulatórios que vêm sendo incorporados às tarifas.

Subsídios continuam ampliando a conta dos consumidores

Parte relevante da pressão tarifária decorre da expansão da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), mecanismo criado para financiar políticas públicas e incentivos setoriais. Segundo os cálculos da própria agência, os subsídios vinculados à CDE e à geração distribuída respondem por cerca de 1,4 ponto percentual do reajuste projetado.

O dado evidencia uma contradição crescente do setor elétrico brasileiro: enquanto novas tecnologias e fontes renováveis reduzem custos de geração, a estrutura de encargos adicionada à tarifa continua ampliando o peso da conta para consumidores residenciais e industriais.

Na prática, a expansão dos benefícios concedidos a determinados segmentos do mercado segue sendo financiada pela parcela da população que permanece no mercado regulado.

Passivos financeiros se tornam o principal vetor de alta

Mais preocupante ainda é o impacto dos chamados componentes financeiros, que respondem por aproximadamente metade do reajuste previsto.

Os mecanismos criados para suavizar oscilações tarifárias ao longo dos anos acabaram gerando um estoque crescente de valores a serem recuperados pelas distribuidoras. A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA), alimentada por diferenças entre custos previstos e realizados, voltou a ganhar protagonismo após um cenário hidrológico mais severo e maiores despesas com contratos de energia.

O resultado é um efeito acumulado estimado em 4,3% sobre as tarifas, demonstrando que o setor continua carregando custos de decisões e eventos passados para exercícios futuros.

Revisões tarifárias e ativos inflados elevam pressão sobre a Parcela B

Outro fator que chama atenção é a evolução das Bases de Remuneração Regulatória (BRR) das distribuidoras. Segundo a área técnica da ANEEL, algumas concessionárias registraram crescimento próximo de 100% em seus ativos regulatórios considerados para remuneração. Embora parte desse movimento reflita investimentos necessários em modernização e expansão das redes, o efeito direto recai sobre a Parcela B, componente que remunera os serviços prestados pelas distribuidoras.

A consequência é uma pressão adicional sobre as tarifas justamente em um momento em que consumidores e empresas enfrentam um ambiente econômico ainda marcado por juros elevados e recuperação moderada da atividade.

Itaipu ajuda, mas não consegue compensar o avanço dos custos

O principal fator de alívio continua sendo a energia proveniente da Usina Binacional de Itaipu. A manutenção da tarifa de repasse e a expectativa de um dólar mais baixo em 2026 contribuíram para reduzir parte da pressão tarifária. Ainda assim, o efeito positivo foi insuficiente para neutralizar o avanço dos encargos setoriais, dos custos financeiros acumulados e da remuneração dos ativos das distribuidoras.

Em outras palavras, mesmo com uma das fontes mais competitivas do sistema atuando como amortecedor, a conta final continua subindo acima da inflação.

Para evitar reajustes ainda mais elevados em algumas áreas de concessão, a ANEEL autorizou mecanismos de diferimento tarifário em distribuidoras como Copel, CPFL Paulista e Energisa Mato Grosso do Sul.

A estratégia reduz o impacto imediato sobre o consumidor, mas transfere parte da cobrança para ciclos futuros. Trata-se de uma solução regulatória frequentemente utilizada para preservar a modicidade tarifária no curto prazo, embora aumente o risco de pressões adicionais nos próximos anos.

Repasses bilionários aliviam Norte e Nordeste, mas reforçam debate sobre subsídios regionais

A utilização dos recursos provenientes da repactuação das parcelas de Uso de Bem Público (UBP), que pode injetar até R$ 5,5 bilhões para amortecer reajustes, deverá beneficiar 22 distribuidoras localizadas em áreas da Sudam e da Sudene.

A medida reduz temporariamente os índices tarifários dessas regiões, mas também reacende o debate sobre o grau de complexidade e fragmentação do sistema de subsídios do setor elétrico brasileiro.

Embora o objetivo seja reduzir desigualdades regionais, especialistas apontam que a multiplicação de mecanismos compensatórios torna o modelo cada vez menos transparente para consumidores e investidores.

O desafio além de 2026

A revisão da projeção tarifária para 8,6% não representa apenas um reajuste acima da inflação. Ela funciona como um sinal de alerta sobre a sustentabilidade do atual modelo de financiamento do setor elétrico.

O crescimento contínuo da CDE, a expansão dos subsídios, o aumento dos passivos regulatórios e a necessidade de remunerar novos investimentos formam uma combinação que tende a manter a pressão sobre as tarifas nos próximos anos.

Sem uma discussão mais ampla sobre a redistribuição dos custos setoriais e a revisão dos mecanismos de subsídios, o risco é que a conta de luz continue se tornando um dos principais vetores de perda de competitividade da indústria brasileira e de compressão da renda das famílias.