Abel Holtz e Carlos Alberto Schoeps

Nos últimos anos, a discussão sobre potência firme e segurança do suprimento voltou ao centro do setor elétrico brasileiro porque a expansão acelerada de solar e eólica (fontes intermitentes) não se traduz automaticamente em capacidade disponível nos horários críticos de ponta, sobretudo no início da noite. É nesse contexto que o Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) se torna estratégico: ele contrata disponibilidade (capacidade) para assegurar atendimento quando a geração intermitente cai e a demanda permanece elevada. O problema, para o planejamento e para o consumidor, é que o mercado ainda opera com alta incerteza sobre quanto de capacidade será efetivamente incorporado via LRCAP e se esse volume será suficiente para cobrir os piores cenários de ponta.

A dificuldade de conhecer o volume necessário é estrutural ao desenho e à governança do mecanismo. O montante contratado depende de premissas de demanda, critérios de confiabilidade, restrições de transmissão, perfil horário da carga e, principalmente, do tipo de capacidade que aparece no leilão: térmicas existentes no fim de contrato, térmicas novas, hidrelétricas com flexibilidade, BESS (armazenamento com baterias) e outras formas de flexibilidade. O próprio ONS tem chamado atenção para o risco de insuficiência de potência no horizonte operacional, destacando a necessidade de leilões anuais de capacidade e alertando contra a contratação de usinas com alta inflexibilidade e longos tempos de partida, que ajudam pouco justamente nos momentos críticos.

Esse ponto se agrava porque há evidências de vazamento de potência firme por encerramento de contratos e perda de lastro contratual de plantas existentes. A Petrobras, por exemplo, declarou que parte relevante do seu parque térmico estava se aproximando do fim de contratos e que, sem o LRCAP, haveria dificuldade em manter ativos remunerados e disponíveis. Em paralelo, a própria dinâmica de revisões de regras e reprogramações do certame adiciona risco regulatório e reduz previsibilidade de entrada de capacidade no prazo necessário, o que aumenta o prêmio de risco em decisões de contratação e investimento (tanto para geradores quanto para consumidores).

Sob a ótica do consumidor, o tema é direto: capacidade não contratada (ou contratada com baixa “flexibilidade para entrega no horário de ponta) vira risco de apagões, restrições operativas, despacho fora da ordem de mérito e volatilidade de preços, com reflexo em tarifas, encargos e custo de energia no ACL e financeiros no ACR. Em um cenário de crescimento de carga mais acelerado (por exemplo, novas cargas industriais e data centers) ou de temperaturas muito elevadas, a ponta pode se tornar mais aguda e a margem de segurança diminui. Se o parque disponível não tiver flexibilidade e potência firme suficientes, o sistema passa a operar mais no limite, elevando o custo sistêmico e a probabilidade de medidas emergenciais.

Por isso, o debate central não deveria ser apenas “ter ou não ter leilão”, mas sim qual o perfil da capacidade contratada e como garantir que ela responda aos horários mais críticos. Experiências internacionais mostram que, em sistemas com alta penetração solar, o problema é menos “energia” e mais capacidade e flexibilidade (MW): rampas rápidas, resposta em minutos, penalidades por não entrega e produtos específicos para ponta. No Brasil, o LRCAP terá maior relevância para o consumidor aumenta quando a contratação privilegiar recursos que de fato sustentem a ponta (flexibilidade, partida rápida, disponibilidade contratual robusta) e quando houver transparência sobre o “gap” de potência e a suficiência do volume a contratar em cenários de estresse.

Do lado de governança e sinal econômico, as prioridades deveriam focar três frentes: (i) publicação clara das premissas e cenários que determinam o volume de capacidade a contratar, (ii) critérios técnicos de desempenho que evitem contratar capacidade “nominal”, mas pouco útil na ponta (alta inflexibilidade/partida lenta), e (iii) uma trilha objetiva para incorporar soluções que reduzam o custo total e risco de suprimento. Sem isso, permanece a assimetria: paga-se por “segurança” sem garantir a entrega nos horários em que o mercado mais precisa de energia confiável.