Preço da eletricidade por país: por que varia?

Preço da eletricidade no mundo: por que alguns países pagam menos?

Série MTX Radar — O preço da energia: Parte 1: Por que a conta de luz é cara? · Parte 2: Pobreza energética · Parte 3: Preço da eletricidade no mundo (este artigo) · Parte 4: Energia e empresas · Parte 5: Soberania energética

Comparar preços internacionais de eletricidade parece simples, mas é uma das tarefas mais traiçoeiras da economia energética.

Antes de qualquer número, uma delimitação é necessária: neste artigo, a palavra energia será utilizada apenas quando o conceito for mais amplo, envolvendo combustíveis, calor e transporte. Todas as comparações de preço se referem especificamente à eletricidade. Um país pode ter eletricidade barata e gás caro, ou o inverso, e tratar esses produtos como sinônimos é uma das origens da confusão no debate público.

Mesmo quando o objeto é corretamente definido, uma tarifa pode parecer barata porque recebe subsídio estatal, não inclui impostos, é artificialmente controlada ou não remunera os investimentos necessários para manter a infraestrutura. Outra pode parecer cara porque incorpora tributos ambientais, financia redes mais resilientes e entrega níveis superiores de confiabilidade.

Por isso, nenhuma comparação séria pode considerar apenas o preço nominal por quilowatt-hora.

Por que as comparações internacionais falham

Quatro dimensões precisam ser fixadas antes de comparar qualquer valor.

O produto comparado. Preço atacadista, tarifa regulada, preço final ao consumidor e custo de geração são grandezas distintas. Misturá-las produz conclusões sem significado econômico.

O consumidor. Residências, estabelecimentos comerciais, indústrias de porte médio e grandes consumidores eletrointensivos enfrentam preços diferentes dentro do mesmo país. Comparar a tarifa residencial de uma jurisdição com a industrial de outra é um dos erros mais frequentes.

Os tributos. Incluir ou excluir impostos e encargos pode alterar substancialmente o resultado. No caso empresarial, também é necessário distinguir tributos recuperáveis daqueles que representam efetivamente um custo.

O ano e a moeda. Câmbio, inflação e período de referência mudam o ranking. Uma comparação em moedas correntes e outra ajustada pelo nível geral de preços podem apresentar posições diferentes.

Como o preço da eletricidade se forma

A formação do preço pode ser compreendida por quatro etapas econômicas, que não são simplesmente parcelas empilhadas umas sobre as outras.

Custo econômico de produzir. Inclui investimento inicial, combustível, operação e manutenção, custo de capital, vida útil e fator de capacidade.

Forma de contratação e formação do preço. A eletricidade pode ser adquirida em mercados à vista, contratos bilaterais, leilões regulados, PPAs, cotas ou tarifas administradas. O preço pago pelo consumidor pode refletir contratos celebrados anos antes e não acompanhar diretamente o mercado atacadista corrente.

Custo da infraestrutura do sistema. Abrange transmissão, distribuição, reserva de potência, flexibilidade, estabilidade, perdas e expansão da rede.

Conta final. Reúne energia, infraestrutura, tributos, encargos, subsídios e custos ou margens de comercialização, quando aplicáveis.

Uma distinção adicional evita outro erro recorrente. O LCOE mede o custo nivelado de produzir eletricidade ao longo da vida útil de um ativo. O custo marginal mede quanto custa produzir uma unidade adicional em determinado momento. O custo sistêmico inclui rede, reserva, armazenamento, flexibilidade, estabilidade e integração.

Uma usina solar pode apresentar LCOE baixo e custo marginal próximo de zero, mas provocar necessidades adicionais de rede e flexibilidade em sistemas com elevada penetração solar. Uma termelétrica pode possuir custo de produção superior e ainda assim entregar valor sistêmico ao fornecer potência em horários críticos. Comparar apenas o custo isolado de uma fonte não resolve a comparação entre tarifas.

Referências oficiais de preços em diferentes mercados

Os números abaixo não formam um ranking direto. São referências oficiais produzidas com definições, faixas de consumo e metodologias diferentes, ainda que agora concentradas no mesmo ano. Servem para demonstrar a ordem de grandeza e a diversidade dos mercados, não para ordenar países.

Jurisdição	Residencial	Não residencial ou industrial	Período	Natureza
União Europeia	€ 0,2896/kWh com tributos; € 0,2059/kWh sem tributos. Faixa de 2.500 a 5.000 kWh/ano	€ 0,1837/kWh. Consumidores entre 500 e 2.000 MWh/ano; inclui tributos não recuperáveis	2º semestre de 2025	Observado
Estados Unidos	17,30 ¢/kWh	13,41 ¢/kWh comercial; 8,62 ¢/kWh industrial	2025, média anual	Observado
Brasil	R$ 0,786/kWh, tarifa residencial média	—	Dezembro de 2025	Observado

O Eurostat utiliza médias ponderadas e faixas padronizadas de consumo. No segundo semestre de 2025, o preço residencial médio da União Europeia foi de € 0,2896/kWh, enquanto o preço antes de impostos e encargos foi de € 0,2059/kWh. Para consumidores não residenciais com demanda anual entre 500 e 2.000 MWh, a média foi de € 0,1837/kWh.

Nos Estados Unidos, a EIA calcula a receita média por quilowatt-hora dividindo a receita obtida pelas vendas realizadas, e utiliza esse indicador como aproximação do preço médio varejista. Em 2025, as médias nacionais foram de 17,30 centavos por kWh no segmento residencial, 13,41 centavos no comercial e 8,62 centavos no industrial, este último acima dos 8,13 centavos registrados em 2024.

No Brasil, a ANEEL acompanha a tarifa residencial média em seu boletim tarifário. O valor de dezembro de 2025 é utilizado aqui por ser observado e contemporâneo às demais referências. A agência projeta elevação para dezembro de 2026, mas projeções não devem ser comparadas com dados observados de outras jurisdições.

Os valores não devem ser convertidos e comparados diretamente sem que sejam definidos a data e a taxa de câmbio, os impostos incluídos, o perfil de consumo, a metodologia de ponderação, o período de referência e a qualidade do fornecimento associada a cada mercado.

Três leituras mais importantes que os números isolados

A dispersão interna pode superar a diferença entre blocos

Na União Europeia, no segundo semestre de 2025, a Irlanda registrou preço residencial de € 0,4042/kWh, seguida pela Alemanha, com € 0,3869/kWh, e pela Bélgica, com € 0,3499/kWh. No outro extremo, a Hungria apresentou € 0,1082/kWh, Malta € 0,1282/kWh e a Bulgária € 0,1355/kWh. Uma residência irlandesa pagava, em termos nominais, aproximadamente 3,7 vezes o valor observado na Hungria.

Os Estados Unidos apresentam dispersão da mesma ordem. Na série anual consolidada da EIA, os preços residenciais variam de pouco mais de dez centavos por kWh nos estados do noroeste, com forte presença hidrelétrica, a valores três a quatro vezes superiores no Havaí, dependente de petróleo importado. As diferenças refletem combustível, matriz, tributação estadual, desenho regulatório, idade das redes e condições geográficas.

Falar em preço europeu ou preço americano como se cada bloco possuísse um único valor é, portanto, uma simplificação.

Impostos, encargos e retirada de medidas de alívio alteram a conta

No segundo semestre de 2025, o preço residencial médio europeu antes de tributos seguiu em trajetória de redução, alcançando € 0,2059/kWh. O preço final, entretanto, ficou em € 0,2896/kWh. A diferença de € 0,0837/kWh representou 28,9% da conta final, e o aumento dessa participação ocorreu em um contexto de retirada gradual das medidas de proteção adotadas durante a crise energética.

Há uma semelhança parcial com o Brasil, já que decisões de política pública também podem migrar para a conta final de eletricidade. Os instrumentos, a tributação e o desenho regulatório, porém, são diferentes e não devem ser tratados como equivalentes.

O ranking muda quando há ajuste pelo nível geral de preços

Quando os valores europeus são expressos em padrão de poder de compra, o ranking nominal se altera. No segundo semestre de 2025, os maiores preços ajustados foram observados na Romênia, com 49,52 unidades por 100 kWh, seguida pela Chéquia, com 38,65, e pela Polônia, com 37,15. Os menores foram registrados em Malta, com 14,09, Hungria, com 15,10, e Finlândia, com 18,77.

Esse resultado demonstra que uma comparação nominal em euros não captura integralmente as diferenças nos níveis gerais de preços entre os países.

O padrão de poder de compra, porém, não mede diretamente a renda das famílias nem o percentual do orçamento comprometido com eletricidade. Para avaliar acessibilidade econômica seria necessário comparar uma fatura representativa com a renda disponível mediana ou com a distribuição de renda de cada país. Esse cálculo ainda não existe em base harmonizada para o Brasil e constitui uma oportunidade de pesquisa para o MTX Radar.

Estados Unidos e União Europeia

Os Estados Unidos não constituem um único mercado elétrico. O país reúne regiões com mercados atacadistas organizados, utilities verticalmente integradas, regulação estadual, mercados de capacidade e sistemas com desenho predominantemente energy-only.

A combinação de gás natural doméstico, infraestrutura de gasodutos, mercado de capitais desenvolvido e frota nuclear existente contribui para a vantagem média americana. Ainda assim, preços e modelos regulatórios variam significativamente entre estados e operadores regionais.

A diferença em relação à Europa é especialmente relevante na indústria. Em 2025, segundo estimativa da IEA, os preços finais de eletricidade para grandes consumidores eletrointensivos da União Europeia permaneceram, em média, acima do dobro dos níveis americanos e aproximadamente 50% superiores aos chineses. Trata-se de uma comparação indicativa, construída a partir de referências regionais e perfis específicos, e não de uma tarifa nacional uniforme aplicável a toda a indústria.

Esse diferencial influencia decisões de localização de indústrias químicas, siderúrgicas, fábricas de fertilizantes, data centers e manufatura avançada.

O custo europeu não possui causa única. Ele reflete a dependência de gás importado, o preço do carbono, a tributação, a modernização das redes, as políticas públicas embutidas na tarifa, os mecanismos de compensação industrial, a disponibilidade de capacidade firme e a diversidade regulatória entre os Estados-membros. Atribuir toda a diferença ao gás seria uma explicação incompleta.

No mercado diário europeu, as ofertas são organizadas por ordem de mérito e, em cada zona, a oferta marginal aceita para equilibrar oferta e demanda tende a definir o preço de equilíbrio. Em períodos de gás caro, termelétricas podem assumir essa posição e elevar o preço atacadista, mesmo quando parte relevante da eletricidade é produzida por fontes com custos operacionais inferiores. Esse preço não é transferido integral nem imediatamente a todos os consumidores, porque contratos de longo prazo, hedges, zonas de preço, limites de interconexão, regulação, subsídios e tributos modificam a formação da conta final.

França e China: dois modelos industriais

A frota nuclear francesa existente oferece geração de baixa emissão e, quando disponível, grande volume de produção firme. Isso não significa que toda eletricidade nuclear possua o mesmo custo, já que usinas amortizadas, extensões de vida útil e novos projetos apresentam perfis financeiros profundamente diferentes. A disponibilidade efetiva da frota depende de manutenção, envelhecimento dos ativos, paradas programadas, condições de resfriamento e exigências regulatórias de segurança. O preço final francês ainda responde às regras do mercado europeu, aos tributos, à modernização da infraestrutura e à estrutura financeira dos agentes. Uma fonte competitiva não elimina os demais custos do sistema.

A China apresenta uma lição diferente, porque parte importante de sua competitividade está na cadeia industrial. No primeiro semestre de 2026, segundo a Administração Nacional de Energia, o carvão respondeu por 49,7% da geração elétrica chinesa, ficando abaixo de 50% pela primeira vez, enquanto as fontes renováveis alcançaram 41,2%. A capacidade instalada conjunta de eólica e solar chegou a 1,95 bilhão de quilowatts ao final de junho, crescimento de 16,8% em doze meses.

A vantagem chinesa não está apenas nos recursos energéticos. Está na liderança de escala em grande parte das cadeias de polissilício, wafers, células, módulos, baterias, inversores, materiais processados e equipamentos elétricos. Isso não significa que a China controle integralmente todas as matérias-primas ou etapas produtivas. Significa que sua escala industrial, capacidade financeira e integração produtiva permitem reduzir custos por um caminho difícil de replicar.

Duas trajetórias dentro do G20

Desde 2023, o G20 reúne dezenove países, a União Europeia e a União Africana. Os dois blocos não possuem matriz elétrica nacional, e sua inclusão em um comparativo exige cuidados para evitar dupla contagem. Também não devem ser tratados metodologicamente da mesma maneira: a União Europeia possui um mercado fortemente interligado, enquanto a União Africana agrega dezenas de sistemas com níveis muito diferentes de integração, acesso e desenvolvimento.

Os países também não pertencem a uma única categoria. A China lidera a geração renovável mundial em volume e ainda depende fortemente do carvão. Os Estados Unidos combinam gás, nuclear, renováveis e carvão. O Canadá possui hidrelétricas, nuclear e gás. A Austrália amplia solar e eólica e continua utilizando carvão em escala relevante. Classificar um país apenas pela fonte dominante é útil para orientação inicial e insuficiente para descrever seu sistema.

Duas trajetórias ilustram pontos de partida distintos.

País	Indicador	Período
China	Carvão em 49,7% e renováveis em 41,2% da geração	1º semestre de 2026
Brasil	86,8% da Oferta Interna de Energia Elétrica proveniente de fontes renováveis	2025

O contraste evidencia a vantagem brasileira em renovabilidade e, ao mesmo tempo, mostra que matriz limpa não é sinônimo automático de tarifa acessível.

A tabela completa dos integrantes do G20 será publicada separadamente, com base única, mesmo ano de referência, critérios harmonizados, separação entre países e blocos, participação de carvão, gás, nuclear, hidrelétrica, eólica e solar, e dependência de importações. Esse levantamento formará o Atlas MTX Radar das matrizes elétricas do G20.

Preço baixo, subsídio e subinvestimento

Em países exportadores de petróleo e gás, tarifas podem ser mantidas artificialmente baixas para proteger consumidores, sustentar setores industriais ou redistribuir a renda obtida com recursos minerais.

A artificialização também pode ocorrer por caminhos menos visíveis: indústria subsidiada por consumidores residenciais, residências subsidiadas pelo comércio, regiões urbanas financiando sistemas remotos, orçamento público cobrindo déficits de empresas estatais, congelamento tarifário, acumulação de dívidas setoriais e tarifas abaixo do custo de reposição dos ativos.

Preço baixo pode refletir eficiência, recurso competitivo, subsídio ou subinvestimento, e a análise precisa identificar qual mecanismo está presente. Eficiência e recursos competitivos podem sustentar preços menores, desde que os custos de infraestrutura e reposição sejam adequadamente remunerados. Subsídios podem cumprir funções sociais ou industriais legítimas, mas transferem o custo para outra fonte de financiamento e precisam ser transparentes, focalizados e avaliados. O subinvestimento apenas posterga a conta, que reaparece em forma de interrupções, racionamento ou reajustes abruptos.

Preço, renda e confiabilidade

Uma indústria não avalia apenas o preço por megawatt-hora. Ela considera a duração e a frequência das interrupções, a qualidade da tensão, o prazo de conexão, o risco de racionamento, a previsibilidade regulatória e a disponibilidade de potência.

Quando o fornecimento falha, o consumidor precisa financiar geradores, sistemas de energia ininterrupta, baterias, seguros, redundância e manutenção adicional. Esses custos não aparecem diretamente na tarifa, mas integram o custo energético real de operar naquele país.

Uma comparação internacional completa precisa, portanto, incorporar indicadores de serviço entregue, como DEC e FEC no Brasil, SAIDI e SAIFI internacionalmente, energia não suprida, prazo médio de conexão, margem de reserva e qualidade de tensão. Tarifa baixa sem medida de qualidade é uma informação incompleta.

O que o Brasil pode aprender

O panorama internacional não oferece uma matriz única a ser copiada. Não existe combinação universalmente superior em todos os critérios, porque cada sistema envolve escolhas entre preço, emissões, segurança de suprimento, flexibilidade, dependência externa, velocidade de implantação e impacto social.

A lição principal está menos na escolha de uma fonte e mais na coordenação institucional. Sistemas competitivos combinam recursos domésticos, diversificação, redes robustas, armazenamento, capacidade firme, instituições estáveis e financiamento de longo prazo.

O Brasil não precisa importar integralmente um modelo estrangeiro. Precisa converter suas próprias vantagens, reservatórios, complementaridade regional, eólica, solar, biomassa, gás e transmissão continental, em energia confiável, acessível e produtiva.

A eletricidade estruturalmente mais competitiva não é necessariamente aquela produzida pela fonte de menor custo isolado. É aquela que o sistema consegue entregar, com confiabilidade, acessibilidade e financiamento sustentável, ao menor custo total para a sociedade.

Este conteúdo tem caráter informativo e não constitui recomendação de investimento.