El libre mercado avanza, pero quedan 200 mil millones de reales sin respuesta.

El Decreto N° 13.097, firmado el 12 de agosto, reguló un cambio necesario: los consumidores industriales y comerciales de baja tensión podrán elegir su proveedor de energía a partir del 25 de noviembre de 2027; todos los demás, incluidos los consumidores residenciales, podrán hacerlo el 25 de noviembre de 2028.

La apertura del mercado aumenta la competencia y la libertad de elección. Para generar confianza, es necesario partir de cifras verificables. El ministro Alexandre Silveira, titular del Ministerio de Minas y Energía (MME), estimó que la migración podría reducir la parte de la factura correspondiente a la compra de energía entre un 20 % y un 22 %.

La distinción es fundamental: no se trata del mismo descuento sobre el total de la factura. Aun así, una estimación pública de esta magnitud debe ir acompañada de las suposiciones, los datos y la metodología de cálculo.

El ahorro real varía según los patrones de consumo, la zona tarifaria, los impuestos y el riesgo contractual. Si la compra de energía representa un tercio de la factura, una reducción del 20 % en este componente equivale a aproximadamente un 6,7 % en la factura. El resto incluye los costes de red, los cargos y los impuestos.

La Ley N° 15.269 también distribuye los efectos de la sobrecontratación o la exposición involuntaria entre los mercados regulados y libres; los consumidores libres también asumen el costo de la reserva de capacidad.

El decreto acierta al prever un producto estándar regulado por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel) y una plataforma de comparación, pero solo será útil si muestra el coste total.

También existe una prueba de coherencia. Al afirmar que los generadores ya no tendrán la opción "fácil" de vender a los distribuidores y trasladar los costos a los consumidores, Silveira enunció un principio acertado: quienes venden energía deben competir. El mismo criterio debe aplicarse a los contratos de capacidad obligatorios que todos pagan.

En la subasta Aneel 2/2026, la principal subasta de reserva de capacidad de 2026, se contrataron 18.977,158 MW. La CCEE (Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica) estima ingresos totales de R$ 515,7 millones. El resultado oficial mostró un descuento promedio del 5,52%, lo que representa un ahorro de R$ 33,64 millones. Existen contratos con una duración de hasta 15 años.

Posteriormente, el área técnica del Tribunal Federal de Cuentas (TCU) señaló la disminución de la competencia, la concentración de contratos y la demora en la entrega de información sobre la demanda. Asimismo, observó que los precios máximos, revisados ​​tres días después del anuncio inicial, aumentaron hasta un 100,89%.

Al comparar los costos y los valores contractuales, se estimó un posible sobreprecio de R$ 214 mil millones, o R$ 138 mil millones si se mantiene el costo de inversión adoptado por EPE (Energy Research Company). Es necesario dejar constancia de lo que decidió y no decidió el Tribunal Federal de Cuentas (TCU). La sesión plenaria no confirmó el sobreprecio ni atribuyó ninguna pérdida.

El tribunal consideró insuficientes las pruebas para llegar a una conclusión definitiva, no suspendió los contratos por motivos de seguridad energética y estabilidad jurídica, y ordenó un análisis más exhaustivo. La decisión permitió que el proceso de licitación continuara, pero no resolvió la controversia económica. El procedimiento no equivale a la emisión de un certificado de rentabilidad.

Ahí es donde queda la cuestión de los aproximadamente R$ 200 mil millones. Para entenderla, es necesario separar cifras que, si bien están relacionadas con la misma subasta, miden cosas diferentes. Los R$ 515,7 mil millones corresponden al total de ingresos estimados por contratos de reserva de capacidad, que pueden durar hasta 15 años.

La cifra de R$ 33,64 millones publicada por la CCEE representa el ahorro calculado a partir del descuento promedio del 5,52% obtenido en la subasta en comparación con los precios máximos utilizados en la licitación. Por lo tanto, esta cifra indica cuánto se habría ahorrado en relación con el precio máximo adoptado en la subasta, y no necesariamente cuál es el costo eficiente de la capacidad realmente contratada.

El problema planteado por el área técnica de la TCU es diferente. Implica comparar los valores contractuales con las estimaciones de costos de inversión y otros componentes económicos de los proyectos. En un segundo escenario, manteniendo el costo de inversión utilizado por EPE, la estimación se redujo a R$ 138 mil millones.

Estas cifras no fueron confirmadas por el plenario de la TCU como pérdidas definitivas o sobrevaloración. Lo que ocurrió fue que se reconoció que los elementos disponibles eran insuficientes para llegar a una conclusión final y se decidió profundizar el análisis.

Es precisamente en esta diferencia donde radica la cuestión de aproximadamente R$ 200 mil millones. Por un lado, existe un ahorro de R$ 33,64 mil millones calculado sobre el precio máximo de la subasta; por otro lado, existe una estimación técnica de entre R$ 138 mil millones y R$ 214 mil millones de posible sobreprecio al comparar los valores contractuales con las referencias de costos.

Una cosa no excluye automáticamente la otra, ya que un descuento con respecto al precio máximo demuestra que el contrato se adjudicó por debajo del límite establecido en el proceso de licitación, pero no demuestra, por sí solo, que dicho límite correspondiera al costo eficiente del contrato. Por lo tanto, lo fundamental no es determinar qué cifra es la correcta, sino exigir una conciliación de las metodologías que produjeron estos resultados.

El Ministerio de Minas y Energía (MME) y la Compañía de Investigación Energética (EPE) presentaron documentos y... ANEEL Respondió ante el Tribunal, pero el caso sigue abierto y, hasta el momento, no hay ninguna conclusión pública que demuestre de forma definitiva dónde radica la discrepancia entre estas estimaciones.

Por lo tanto, la cuestión económica sigue abierta: es necesario demostrar, con cálculos verificables, cómo se alcanzó el ahorro de R$ 33,64 millones y, simultáneamente, cómo se refuta o se confirma la estimación de entre R$ 138 y R$ 214 millones de sobreprecios potenciales.

Hasta que estas cuentas se concilien partida por partida, la cantidad de aproximadamente R$ 200 mil millones no puede considerarse una pérdida probada, pero tampoco puede descartarse simplemente porque los contratos se firmaron con un descuento en comparación con el precio máximo.

Si la estimación es errónea, es necesario demostrar, con cálculos públicos, dónde falla. Si es correcta, aunque sea parcialmente, es necesario explicar cómo se protegerá al consumidor. Esto no implica juicio ni atribución de responsabilidad sin pruebas. Una duda de esta magnitud no puede desaparecer simplemente porque los contratos se hayan ejecutado, y mucho menos convertirse en una nota a pie de página en una factura pagada durante hasta 15 años.

La seguridad energética puede requerir capacidad, pero no exime de disciplina económica. La solución consiste en publicar una conciliación detallada: demanda, precios máximos, inversión, operación, combustible, concentración y valores contractuales.

Las próximas licitaciones deberán comparar centrales térmicas, expansión hidroeléctrica, baterías, gestión de la demanda y soluciones híbridas bajo requisitos equivalentes. La neutralidad tecnológica implica la contratación del servicio necesario mediante competencia, un menor coste sistémico y un precio verificable.

Es necesario abrir el libre mercado. Pero no habrá confianza mientras se anuncien ganancias económicas y una estimación de hasta R$ 214 mil millones en contratos obligatorios permanezca sin una conclusión pública.

Un mercado no es libre simplemente porque permita elegir proveedor; también debe permitir el seguimiento de cada costo. Hasta que se consensúen las metodologías, la cifra de aproximadamente 200 mil millones de reales no es definitiva, sino una incógnita sin respuesta concluyente.

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