Abel Holtz e Carlos Alberto Schoeps

A necessidade do Leilão de Reserva de Capacidade decorre do crescimento do consumo, mas, sobretudo, da necessidade de potência firme e flexível para atendimento da carga nos horários críticos do sistema. Em um SIN com maior participação de fontes variáveis, o problema de disponibilidade de capacidade se concentra no atendimento do horário de ponta, especialmente no fim da tarde e início da noite, bem como nos períodos de menor disponibilidade hidrelétrica ou menor geração eólica e solar. Sob essa ótica, o mérito do certame está na contratação de disponibilidade de potência e de flexibilidade operativa.

Os resultados oficiais mostram que os certames realizados em 18 e 20 de março de 2026 contrataram aproximadamente 19,48 GW de potência, sendo 18,977 GW no leilão de gás natural, carvão e ampliações hidrelétricas, além de 501,321 MW no leilão de óleo, diesel e biodiesel. No certame principal, foram contratadas 60 térmicas novas, com 8,86 GW de potência contratada, 35 térmicas existentes, com 7,61 GW, e 5 ampliações hidrelétricas, com 2,50 GW. As térmicas novas são, predominantemente, movidas a gás natural, enquanto o parque existente responde por parcela relevante da contratação.

No caso das usinas existentes, os preços contratados ficaram elevados. Nos produtos POTT-2026 e POTT-2027, os preços médios foram de R$ 2.199.583/MW.ano e R$ 2.249.687/MW.ano, praticamente colados ao teto revisado de R$ 2,25 milhões/MW.ano. Isso recomenda cautela na leitura do resultado: houve deságio formal, mas ele foi pequeno justamente na parcela do parque existente, cuja remuneração deveria ser observada com mais rigor do ponto de vista da modicidade tarifária.

Do ponto de vista estritamente técnico, o racional do leilão é compreensível. O sistema precisa de recursos que possam responder quando a carga líquida sobe e a oferta controlável se torna mais escassa. A contratação de potência firme e flexível amplia a capacidade de atendimento do mercado nos horários de maior consumo, reduz a exposição a soluções improvisadas e melhora a capacidade operativa do sistema em eventos de ponta, rampas mais acentuadas e situações de menor contribuição das fontes não controláveis.

O problema está no custo. A contratação pode até ser defensável sob a ótica da confiabilidade operativa, mas ela transfere para os consumidores um encargo adicional expressivo. O fato de ter havido deságio em relação aos tetos revisados não altera esse diagnóstico, porque, em especial para as usinas existentes, a remuneração contratada permaneceu muito próxima dos limites máximos aprovados. Em outras palavras, o sistema comprou potência e flexibilidade para reforçar o atendimento à ponta, mas o fez a um preço elevado, cujo ônus será percebido de forma direta na conta de energia.

Por isso, a leitura mais equilibrada é que o LRCAP de 2026 reforça a segurança de suprimento e melhora a condição de atendimento do mercado nos horários críticos, mas o faz com um custo adicional que deve superar R$ 70,00/MWh em 2030-2031. Deve-se reconhecer que a confiabilidade contratada veio acompanhada de um encargo elevado, que reduzira a competitividade da economia nacional, com novos custos adicionais. Há de se avaliar se haverá efetivos ganhos operativos para a sociedade, com efetiva entrega de valor nos horários de maior consumo que justificaram a contratação.