Transição energética exige mudança para investimentos em redes baseados no valor do sistema completo, relatam analistas

Em 1º de setembro de 2026, os analistas de transição energética Diego Hernandez Diaz e Humayun Tai publicaram uma avaliação estratégica defendendo uma mudança fundamental de paradigma na forma como os investimentos no setor de energia são avaliados e implantados globalmente. Os analistas argumentam que, à medida que o sistema energético global se expande, a próxima fase da descarbonização não pode depender apenas do aumento da capacidade de geração de baixo carbono, como as energias eólica e solar. Em vez disso, instituições financeiras, empresas de eletricidade e reguladores de políticas devem priorizar investimentos abrangentes em flexibilidade, infraestrutura de rede e resiliência operacional. À medida que as fontes de energia renovável variável assumem uma parcela maior da matriz elétrica, gargalos estruturais — desde o congestionamento da rede de transmissão e o aumento das taxas de corte de geração até riscos decorrentes de condições meteorológicas extremas — estão impondo novos desafios às redes elétricas em todo o mundo. Enfrentar esses pontos de atrito operacional exige ir além de simples métricas de custo de geração em direção a uma avaliação abrangente do valor do sistema completo.

## Principais fatos - Os analistas de energia Diego Hernandez Diaz e Humayun Tai divulgaram uma estrutura setorial em 1º de setembro de 2026, defendendo uma mudança para o valor do sistema completo nos investimentos globais da transição energética. - A análise enfatiza que a expansão da capacidade de geração de baixo carbono deve ser aliada à flexibilidade em todo o sistema, ao armazenamento de energia e à resiliência da rede para garantir a estabilidade do sistema. - A rápida implantação de renováveis variáveis sem uma expansão paralela da rede levou a gargalos severos, à canibalização localizada dos preços da eletricidade e ao aumento do corte de geração em principais mercados de energia. - As metas climáticas globais, incluindo objetivos alinhados com o Paris Agreement de 2015 e compromissos assumidos na COP28 em 2023, dependem cada vez mais da resolução de filas de interconexão de rede e de restrições de infraestrutura. - Métricas financeiras como o custo nivelado da energia estão se tornando insuficientes por si sós para avaliar ativos de infraestrutura de longo prazo em redes elétricas complexas e com alta penetração de renováveis.

## O que aconteceu Em sua análise de 1º de setembro de 2026, Diego Hernandez Diaz e Humayun Tai detalham como a expansão da transição energética global atingiu um momento estrutural crítico. Na última década, o objetivo principal do investimento em energia renovável foi reduzir o custo nivelado da energia para ativos de geração individuais, especialmente energia solar fotovoltaica em escala utilitária e parques eólicos terrestres e marítimos. Embora essa estratégia tenha levado com sucesso as tecnologias renováveis à paridade de custos com os combustíveis fósseis tradicionais em muitas jurisdições, ela criou um desequilíbrio no desenvolvimento geral do sistema elétrico.

Os autores detalham que, à medida que as redes elétricas absorvem porcentagens mais altas de energia intermitente e não síncrona, os limites físicos e financeiros das redes de transmissão e distribuição existentes estão se tornando aparentes. Em regiões com denso desenvolvimento de energia limpa, os geradores enfrentam cada vez mais o corte de geração — situação na qual os operadores da rede determinam que as usinas renováveis reduzam a produção porque as linhas de transmissão de alta tensão carecem de capacidade para levar a eletricidade aos centros de demanda. Além disso, a alta geração simultânea de energia solar e eólica frequentemente faz com que os preços no mercado atacadista de eletricidade caiam acentuadamente durante os horários de pico de produção, criando um fenômeno conhecido como canibalização de preços, que compromete as receitas dos projetos.

Para enfrentar essas vulnerabilidades, Hernandez Diaz e Tai propõem avaliar os investimentos da transição energética por meio de uma estrutura de "valor do sistema completo". Sob esse modelo, desenvolvedores de projetos, investidores institucionais e conselhos de planejamento de empresas elétricas devem avaliar as decisões de despesas de capital com base em como um ativo contribui para a estabilidade e eficiência gerais da rede elétrica. Essa abordagem exige levar em consideração todos os custos e benefícios do sistema, incluindo a necessidade de armazenamento de energia em baterias em escala utilitária, interconectores de alta tensão, condensadores síncronos para estabilização de frequência, capacidades de resposta à demanda e geração de reserva para fornecer capacidade limpa e firme.

## Por que isso importa A transição para um modelo de valor do sistema completo traz implicações significativas para os mercados de capitais, políticas energéticas e consumidores de eletricidade em todo o mundo. Para investidores institucionais e fundos de private equity em infraestrutura, os modelos tradicionais de subscrição baseados exclusivamente em contratos de compra de energia a taxa fixa estão enfrentando uma exposição maior aos riscos de congestionamento da rede e preços no atacado negativos. As avaliações de projetos devem considerar cada vez mais a capacidade de transmissão localizada e os custos de integração à rede para evitar a desvalorização dos ativos.

Para operadores de sistemas de transmissão e reguladores do setor elétrico, o planejamento do sistema completo é essencial para prevenir apagões e quedas parciais de energia em todo o sistema à medida que ativos de geração de base a combustível fóssil, como usinas a carvão e gás natural, são desativados. Fontes de geração variável exigem ativos de reserva de ação rápida para equilibrar oscilações rápidas na oferta causadas por mudanças meteorológicas. Sem investimento proporcional em armazenamento de energia de longa duração, redes de distribuição inteligentes e mercados de capacidade flexível, as redes elétricas enfrentam maior vulnerabilidade a déficits de oferta durante períodos de baixa geração renovável.

Para consumidores finais e usuários industriais de energia, as estratégias de investimento em nível de sistema influenciam diretamente a acessibilidade e a confiabilidade de longo prazo da eletricidade. O excesso de foco em ativos de geração combinada ao subinvestimento na infraestrutura de rede aumenta os custos totais do sistema por meio de tarifas de transmissão elevadas, taxas de congestionamento e pagamentos de despacho de emergência — despesas que em última análise são repassadas aos consumidores. Por outro lado, investimentos estratégicos em flexibilidade de rede e resiliência localizada, como microrredes e sistemas de armazenamento de energia em baterias, ajudam a isolar as economias regionais de falhas catastróficas na rede causadas por eventos meteorológicos extremos.

## O contexto Os desafios estruturais destacados na análise refletem tendências históricas mais amplas nos mercados globais de energia desde a adoção do Paris Agreement em 2015. Sob o marco do tratado internacional sobre o clima, 195 partes participantes se comprometeram a limitar o aumento da temperatura média global a bem menos de 2,0 graus Celsius acima dos níveis pré-industriais, buscando o limite de 1,5 grau. Para atingir essas metas de descarbonização, governos em todo o mundo implementaram incentivos políticos ambiciosos, incluindo créditos fiscais sob o United States Inflation Reduction Act of 2022, tarifas de alimentação na Europa Ocidental e leilões de renováveis apoiados pelo Estado na Ásia e na América Latina.

Na United Nations Climate Change Conference (COP28) em Dubai, em dezembro de 2023, os países participantes se comprometeram a triplicar a capacidade global de energia renovável até 2030. Essa aceleração de políticas impulsionou com sucesso implantações recordes de ativos eólicos e solares. No entanto, os investimentos em infraestrutura física em linhas de transmissão, transformadores de distribuição e tecnologia de armazenamento de energia não acompanharam o ritmo da expansão da geração.

Obstáculos regulatórios e processos de licenciamento prolongados contribuíram significativamente para essa lacuna. Nos United States, dados da Federal Energy Regulatory Commission (FERC) e de operadores regionais de rede mostraram centenas de gigawatts de projetos de energia limpa propostos travados em filas de interconexão de vários anos. Na Europa, projetos de transmissão transfronteiriça frequentemente enfrentaram atrasos de vários anos devido ao complexo licenciamento multijurisdicional e à oposição municipal. Enquanto isso, a aceleração das mudanças climáticas intensificou a frequência de eventos meteorológicos extremos — como ondas de calor, congelamentos no inverno e tempestades severas —, expondo a vulnerabilidade física de redes elétricas envelhecidas em mercados de energia como Texas, California e South Australia.

## Reações Após a divulgação da análise por Hernandez Diaz e Tai, participantes do mercado de energia e estudiosos de políticas enfatizaram que as estratégias de capital institucional já estão começando a se adaptar às realidades em nível de sistema. Gestores de ativos e produtores independentes de energia estão cada vez mais estruturando projetos de energia limpa como desenvolvimentos híbridos, co-localizando sistemas de armazenamento de energia em baterias com instalações solares e eólicas para mitigar riscos de corte e capturar arbitragem de preços durante períodos de pico de demanda.

Autoridades reguladoras e operadores de mercado estão enfrentando uma pressão crescente para reformar as regras do mercado de energia para incentivar serviços de rede. Economistas de energia observam que as estruturas legadas do mercado de eletricidade, que remuneram os geradores principalmente com base na produção volumétrica em megawatts-hora, não recompensam adequadamente serviços essenciais de flexibilidade, como suporte de tensão, potência reativa, resposta rápida de frequência e capacidade de autorreestabelecimento (black-start). Em resposta, organizações como a FERC nos United States e a European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E) na Europa estão promovendo reformas regulatórias voltadas a acelerar os processos de conexão à rede e a melhorar as estruturas de planejamento de transmissão de longo prazo. Grupos de defesa de políticas ambientais também ecoaram o apelo pela modernização da rede, destacando que a eletrificação massiva do transporte e do aquecimento não pode ocorrer sem uma base sólida de rede elétrica resiliente.

## O que ainda não sabemos Apesar do crescente consenso sobre a necessidade de um planejamento energético para todo o sistema, permanecem várias incertezas fundamentais sobre como esse modelo será implementado em escala. Primeiro, ainda não foram estabelecidas métricas financeiras e regulatórias padronizadas para definir e quantificar o "valor do sistema completo" em diferentes mercados geográficos de energia. Falta aos investidores referências unificadas para avaliar o benefício líquido comparativo de ativos de infraestrutura híbridos complexos em relação a instalações tradicionais de ativo único.

Segundo, o mix tecnológico ideal de longo prazo para fornecer armazenamento de energia de múltiplos dias permanece incerto. Embora as baterias de íon de lítio de curta duração sejam amplamente implantadas para balanceamento de curto prazo, tecnologias de custo viável para armazenamento de energia de múltiplos dias ou sazonal — como hidrogênio verde, baterias de ferro-ar ou usinas hidrelétricas reversíveis expandidas — ainda não atingiram escalabilidade comercial ampla sob os desenhos de mercado atuais.

Terceiro, persistem questões regulatórias e políticas sobre as estruturas de alocação de custos para projetos de transmissão multijurisdicionais. Determinar como os custos de capital para grandes linhas de alta tensão transfronteiriças devem ser distribuídos entre consumidores regionais de empresas de eletricidade, autoridades municipais e governos federais continua sendo um ponto de atrito regulatório, deixando em aberto a questão de se os investimentos na rede podem ser executados com rapidez suficiente para evitar novos gargalos no sistema.

## O que acompanhar Nos próximos meses e anos, vários desenvolvimentos específicos indicarão se os mercados de energia estão adotando com sucesso uma abordagem de investimento baseada no valor do sistema completo.

Primeiro, as implementações regulatórias de reformas no planejamento da rede — como a FERC Order 2023 nos United States e os planos diretores de transmissão regional atualizados na União Europeia — fornecerão uma métrica clara sobre se os acúmulos de interconexão de rede estão efetivamente diminuindo.

Segundo, os relatórios anuais de despesas de capital de organizações internacionais, incluindo a International Energy Agency (IEA), destacarão se o investimento global em infraestrutura de rede está se expandindo para acompanhar os fluxos de capital direcionados à geração de energia renovável.

Terceiro, o desenvolvimento de mecanismos de mercado especializados — incluindo mandatos estaduais de armazenamento de energia de longa duração, revisões das regras do mercado de capacidade e mercados expandidos de serviços anciares — testará se os desenvolvedores de projetos estão recebendo fluxos de receita adequados para financiar ativos de flexibilidade.

Por fim, as estratégias corporativas de aquisição de energia limpa merecerão um acompanhamento atento, à medida que grandes empresas de tecnologia e consumidores industriais migram do alinhamento renovável anual para estruturas de aquisição de energia livre de carbono 24/7, impulsionando o investimento privado direto em tecnologias de energia limpa firmes e despacháveis.

Este relatório baseia-se na análise estratégica e nas reportagens publicadas por Diego Hernandez Diaz e Humayun Tai divulgadas em 1º de setembro de 2026.