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O sistema elétrico americano está passando por uma transformação regulatória profunda, e o mercado começa a precificar de forma abrupta os seus efeitos sobre as empresas geradoras de energia. Grandes utilities estabelecidas no mercado e de capital aberto, como Vistra, Constellation e Talen, viram suas cotações despencarem desde suas máximas históricas — respectivamente, 28%, 15% e 11%. Tal movimento nos preços pode parecer, à primeira vista, apenas mais um ciclo de volatilidade setorial, mas revela um conflito estrutural entre preços, política e segurança energética.
O epicentro dessa mudança é o PJM Interconnection (PJM Interconnection, L.L.C.), o operador independente de rede elétrica que coordena a transmissão e os preços de energia do maior mercado elétrico dos Estados Unidos, que cobre 13 estados e Washington, D.C., do Norte ao Meio-Atlântico, atendendo cerca de 67 milhões de pessoas, aproximadamente 20% do consumo total de eletricidade do país. Nos últimos leilões de capacidade, os preços contratados por esse sistema saltaram de patamares historicamente baixos — em torno de US$ 50/MW-dia — para níveis acima de US$ 250/MW-dia, uma alta de quase cinco vezes em poucos anos.
A resposta do governo e dos reguladores veio na forma de intervenções crescentes no desenho de mercado, promovendo, além do choque regulatório imediato, a precificação do risco estrutural de preços e a incerteza regulatória para o futuro do setor, pressionando fortemente as cotações das geradoras independentes. O novo arcabouço regulatório proposto — ainda que não integralmente implementado — funciona como uma espécie de controle indireto de preços, uma medida notadamente radical em resposta aos aumentos recentes.
O movimento altista nos preços da energia não ocorreu por acaso. A demanda elétrica nos Estados Unidos voltou a crescer após quase uma década de estagnação, impulsionada por uma nova economia intensiva em energia, alimentada por data centers de inteligência artificial e instalações de mineração de criptoativos. Entre 2010 e 2020, o consumo de eletricidade se manteve relativamente estável, girando em torno de 3,8 a 4,0 mil TWh por ano. A partir de 2024, esse padrão começou a se romper e o consumo total atingiu o recorde de cerca de 4.100 TWh, sendo que as projeções para 2025 e 2026 indicam 4.200 a 4.300 TWh, respectivamente. Só os data centers consumiram, em 2024, cerca de 185 TWh, equivalentes a aproximadamente 4% do consumo total do país, e essa parcela pode atingir 430 TWh até 2030, segundo estimativas da International Energy Agency (IEA).
A Energy Information Administration (EIA) projeta que a demanda comercial por eletricidade tenha crescido 3% em 2025 e deva sofrer um incremento de 5% em 2026, impulsionada em grande parte pelas gigantes tecnológicas. Empresas como Google, Amazon, OpenAI, Oracle e Nvidia tem buscado fechar contratos de longo prazo com geradoras de energia para a construção de parques geradores exclusivos, o que retiraria do sistema capacidade de geração, pressionando a oferta global de energia. Em mercados como o do PJM, esse aumento já pressionou os mercados de capacidade e as tarifas ao consumidor final, elevando custos tanto para demandantes residenciais. Diante dessa pressão, os preços começaram a cumprir seu papel clássico: sinalizar escassez e incentivar investimento.
O problema é que, quando esse sinal finalmente apareceu, tornou-se politicamente incômodo. Contas de luz mais altas rapidamente se transformaram em pressão sobre o custo de bens e serviços, e o governo Trump, mal avaliado, não quer que aumentos no custo de vida do cidadão possam comprometer os resultados dos republicanos nas eleições de meio de mandato de novembro de 2026. Por meio da Federal Energy Regulatory Commission (FERC), o governo passou a exigir mudanças nas regras de interconexão, nos critérios de alocação de custos e, sobretudo, na forma como grandes consumidores — como data centers — entram no sistema. Em paralelo, surgiram propostas de leilões emergenciais e mecanismos especiais para financiar novas plantas, muitas vezes fora do arcabouço tradicional de mercado. Na prática, trata-se de uma tentativa de aumentar a oferta sem permitir que o preço reflita plenamente o valor da escassez. É nesse contexto que o debate sobre controle de preços entre em cena. Ainda que não se trate de um teto de preços explícito, como em economias com preços de tarifas públicas administradas, a proposta impõe um conjunto de regras que limita quanto os geradores podem capturar do valor gerado nos momentos de escassez, transferindo grande parte do ônus da escassez de energia para o produtor.
Historicamente, os mercados de energia nos EUA foram desenhados sob a premissa de que a volatilidade de preços é uma virtude econômica, permitindo que os geradores ajustem a oferta de forma eficiente. São os preços que remuneram o capital em períodos críticos e viabilizam investimentos que, fora desses picos, não seriam economicamente viáveis. Quando esse mecanismo é manipulado por decisões administrativas, o risco não desaparece, mas apenas muda de lugar. O investidor passa a exigir maior retorno ex ante ou simplesmente deixa de investir. O resultado aparece mais tarde, na forma de déficit de capacidade e restrição de oferta.
Os números ajudam a dimensionalizar esse risco. Construir uma nova usina a gás nos EUA custa atualmente entre US$ 1.000 e US$ 1.300 por kW instalado, sem contar incertezas regulatórias e ambientais. Para que o investimento seja viável, o gerador precisa acreditar que será bem remunerado nos momentos críticos. Ao limitar esses ganhos potenciais, o regulador envia um sinal contraditório: pede mais investimento, mas reduz a previsibilidade da remuneração. Não surpreende que as ações das geradoras tenham reagido com forte volatilidade nos últimos dias.
Há ainda um segundo problema clássico dos controles de preços: a distorção na alocação de risco. Ao tentar proteger o consumidor no curto prazo, o sistema transfere o risco para o investidor, que responde elevando o custo de capital ou reduzindo a oferta futura. A literatura econômica apresenta inúmeros exemplos de setores intensivos em capital em que controles de preço resultaram em subinvestimento crônico. O setor elétrico, pela sua natureza, é especialmente sensível a esse tipo de falha.
O paradoxo atual é que os EUA precisam simultaneamente de mais energia, maior confiabilidade e mais investimentos — exatamente no momento em que o arcabouço regulatório compromete os sinais emitidos pelos preços e que viabilizam tudo isso. Para o investidor, a mensagem é clara: o risco regulatório existe nos EUA, problema típico de economias emergentes. Não basta analisar apenas o custo marginal, o mix de geração ou a curva de demanda. É preciso entender quem captura o valor da escassez — o mercado ou o regulador. Essa percepção explica por que empresas de transmissão e distribuição reguladas passaram a ser vistas como porto seguro, enquanto geradoras independentes sofrem maior desconto de risco, mesmo em um cenário de alta demanda.
No fundo, o debate americano revela uma verdade desconfortável: ao tentar suavizar o preço da energia, corre-se o risco de distorcer o incentivo ao investimento. E, no setor elétrico, essa conta quase sempre chega. A experiência sugere que o desafio dos EUA não é conter os preços, mas aprender a conviver com eles. Em mercados de energia, preços altos são apenas um sintoma; a ausência de investimento é a doença.
