Helder Sousa, Paulo Steele, Rodrigo Mota e Fabiano Dias

Estudo desenvolvido pela TR Soluções mostra que o Leilão de Reserva de Capacidade de março representou uma inflexão importante na forma como o Brasil passou a tratar a segurança do suprimento elétrico, com a contratação de quase 20 GW de potência para atendimento dos momentos de pico de demanda. Embora a necessidade desse tipo de contratação venha sendo apontada pelo planejamento oficial desde 2012, a resposta regulatória e contratual foi tardia, o que reduziu a margem de manobra do Estado e fez com que a contratação ocorresse em ambiente de maior urgência, incorporando um prêmio de risco mais elevado aos contratos.

O estudo destaca que essa necessidade decorre da transformação estrutural da matriz elétrica brasileira. No passado, o sistema era fortemente apoiado em hidrelétricas com reservatórios, de modo que a contratação de energia trazia embutida a potência necessária ao atendimento. Com a redução da capacidade de regularização dos reservatórios e a expansão das fontes renováveis variáveis, a abundância de energia em MWh deixou de garantir, por si só, a adequação de potência em MW nos horários de maior exigência do sistema. Nos planos setoriais, esse problema deixou de ser apenas monitorado e passou a configurar uma restrição efetiva à expansão do sistema.

O estudo chama atenção para a forma de rateio do ERCAP, que produz impacto tarifário assimétrico entre os consumidores. Como a cobrança é feita com base na demanda máxima horária de cada unidade consumidora, e não de forma linear pelo consumo médio, o efeito proporcional é mais severo para consumidores conectados em níveis mais altos de tensão. Isso explica por que o encargo tende a pesar relativamente mais sobre grandes consumidores industriais do que sobre consumidores residenciais, alterando de forma relevante a composição tarifária dos diferentes grupos.

A soma dos compromissos dos leilões de 2021 e de março de 2026 poderá levar a uma exigência próxima de R$ 53 bilhões em 2032, quando toda a capacidade contratada estará disponível e remunerada. Em um exercício, se essa receita fixa fosse rateada pelo consumo do SIN, o custo corresponderia a cerca de R$ 78/MWh. O texto observa que essa magnitude coloca o ERCAP em patamar comparável ao da CDE, o que cria um paradigma de custo estrutural no setor elétrico.

Os impactos tarifários projetados são expressivos. Segundo o modelo SETE, a contratação realizada em março de 2026 teria efeito médio de aproximadamente 0,4% nas tarifas já neste ano, mas esse impacto alcançaria 8,4% na tarifa média Brasil até 2032. Para o consumidor residencial, o aumento estimado seria de 7,5%; para consumidores de média tensão, 10,3%; e para grandes consumidores industriais conectados em alta tensão, 13,5%. Isso reforça o caráter assimétrico do encargo e mostra que o peso da contratação de potência recairá com mais intensidade sobre a indústria em alta tensão.

Por fim, o estudo reconhece que, apesar do elevado custo desse “seguro”, um eventual apagão ou racionamento seria ainda mais oneroso para a sociedade. Ainda assim, conclui que a segurança do SIN não pode continuar dependendo exclusivamente da contratação de usinas térmicas. O texto defende a modernização dos sinais de preço e a criação de mecanismos mais robustos de resposta da demanda, para que o próprio consumidor tenha incentivos econômicos para reduzir seu consumo na ponta, diminuindo a necessidade de contratações emergenciais e de novos custos estruturais no futuro.