O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e o Ministério de Minas e Energia (MME) realizam nesta quarta-feira o primeiro Leilão de Reserva de Capacidade na Forma de Potência (LRCAP), considerado essencial para fortalecer a segurança do sistema elétrico. O evento contará com a presença do ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira. Um segundo certo está previsto para sexta-feira. Os leilões estavam originalmente programados para o segundo trimestre do ano passado, mas foram adiados após disputas judiciais que questionavam possíveis assimetrias concorrenciais nas regras do processo.

No início do mês, o tema voltou ao debate após o Tribunal de Contas da União (TCU) abrir um processo para investigar possíveis irregularidades ou ilegalidades na decisão do MME que promoveu um aumento “significativo” nos preços dos leilões. Não houve atualização no processo até o fechamento desta reportagem.

O TCU apontou fragilidades no desenho do 2º Leilão de Reserva de Capacidade, como risco de baixa concorrência, aumento expressivo dos preços-teto e possíveis impactos relevantes na conta de luz, mas decidiu não interferir na realização dos certos aspectos diante do risco de falta de potência nos próximos anos. Em despacho recebido nesta terça-feira, o relator Jorge Oliveira escreveu que possíveis correções deverão ser avaliadas após a realização dos leilões, com base nos resultados obtidos.

Nos leilões tradicionais, as distribuidoras contratam volumes de megawatt-hora (MWh) para atender ao consumo estimado de seus mercados. Agora, a proposta não é contratar determinada quantidade de energia, mas garantir a disponibilidade das usinas para serem acionadas quando houver quedas de abastecimento. Disputam termelétricas e hidrelétricas.

Valéria de Souza Rosa, sócia do LCFC Advogados e membro do Instituto Brasileiro de Direito de Energia (IBDE), diz que, em certos casos tradicionais, os geradores vendem energia diretamente com as distribuidoras. Já no LRCAP, a contratação é realizada pelo próprio sistema, por meio da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

— Não é um modelo recorrente, mas necessário, porque prevê uma reserva de capacidade (das usinas) para atendimento. Não haveria como fontes intermitentes assumirem esse papel de segurança por não terem características técnicas que permitam reservar sua capacidade — afirma o especialista.

O argumento de algumas empresas de energia renovável, no entanto, é que a função de reforçar a segurança do sistema poderia ser cumprida por sistemas de armazenamento em baterias. O governo prepara outro certame nessa frente. Há, no entanto, diferenças entre os dois modelos. No LRCAP, o gerador é remunerado pela disponibilidade da usina e pela garantia de entrega quando acionado. É diferente da contratação de baterias capazes de armazenar energia em determinados períodos e devolvê-la ao sistema posteriormente.

As baterias também são permitidas por conta do corte, quando o operador do sistema precisa reduzir ou interromper a geração de usinas, geralmente por excesso de geração em determinados momentos. Seria possível armazenar e usar esse excedente posteriormente:

— Uma alternativa são as baterias. Nas nossas contas, consideramos que as baterias podem se associar às usinas existentes, economizar a infraestrutura de rede e também a tarifa de transmissão. Se for uma solução autônoma (somente as baterias), a economia é ainda maior. Além disso, as baterias entregam energia em milissegundos — disse Fernando Elias, diretor de Relações Institucionais da Casa dos Ventos.

Especialistas dizem, por outro lado, que essa tecnologia ainda carece de regulamentação. Para João Pedro Assis, sócio da área de Energia do Lobo de Rizzo Advogados, o armazenamento poderia ser um caminho para dar maior segurança ao sistema, mas ainda envolve custos elevados:

— A aposta em tecnologias consolidadas como hidrelétricas e termelétricas é uma alternativa capaz de garantir o retorno esperado pelo sistema, no tempo necessário, a custos menores.

Outro ponto em debate é o impacto ambiental das térmicas. Valéria lembra, no entanto, que essas usinas oferecem maior previsibilidade e rapidez de acionamento, o que aumenta a segurança do abastecimento. No caso das hidrelétricas, há a possibilidade de remanejar a água dos reservatórios, mas o desempenho pode ser comprometido em caso de secas.

— Temos preocupações ambientais, mas essa garantia de segurança é muito própria de sistemas termoelétricos — diz a advogada.

Assis discórdia. Ele diz que, no caso das térmicas a gás natural novo, o acionamento leva, em média, oito horas. Já no caso das termelétricas a carvão mineral (mais poluentes), o funcionamento mínimo é de 18 horas, com pelo menos oito horas para desligamento.

— As termelétricas (o carvão) foram inovadoras em um momento em que essas usinas eram apenas um backup em momentos de escassez hídrica, no início dos anos 2000. Ao longo desses 25 anos, a tecnologia não foi atualizada. Essas usinas não oferecem a flexibilidade que o sistema precisa. Colocar na mesma concorrência uma usina menos flexível, ainda que mais barata, e mais poluente acaba gerando uma alternância do ponto de vista competitivo.

Ele continua:

— As usinas termelétricas a gás natural são bastante flexíveis e baratas, enquanto as usinas hidrelétricas são caras, mas são bastante flexíveis e resilientes. Porém, temos essas duas tecnologias concorrentes com as térmicas e o carvão mineral, menos flexíveis e poluentes.

A nesta concorrência foi o que levou ao adiamento do certo. Em abril de 2025, o Ministério de Minas e Energia (MME) publicou uma portaria cancelando o certo que estava previsto para junho daquele ano. A decisão ocorreu em meio a ações judiciais que contestavam pontos centrais da modelagem.

Entre eles, o chamado “fator a”, criado para medir o grau de flexibilidade das usinas e que influencia no preço. A fórmula considera o tempo que cada empreendimento leva para começar a gerar energia e por quanto tempo consegue manter a operação. A Justiça suspendeu o leilão sob o argumento de que mudanças com impacto sobre preços e competitividade deveriam ter passado por discussões amplas.

Para destravar esses e outros impasses, o MME reabriu consultas públicas e reformulou o modelo para 2026. O governo dividiu o leilão em duas certas questões complementares. O primeiro leilão será para termelétricas a gás natural (novas e existentes), a carvão mineral em operação e ampliação de hidrelétricas. Já o segundo foi desenhado para motores termelétricos existentes a óleo diesel, óleo combustível e biodiesel.

Diogo Lisbona, pesquisador do FGV CERI, explica que essa separação entre dois leilões também aconteceu porque a proposta inicial previa a participação de térmicas a gás e a biocombustíveis, além de hidrelétricas e térmicas a óleo que poderiam ser convertidas para utilização de biocombustíveis. O modelo acabou sendo judicializado.

Ele afirma que essa segmentação interfere na busca por maior eficiência na contratação de potência:

— Quando eu comecei a segmentar muito, estou interferindo muito nessa contratação porque não estou colocando todos os produtos que poderiam atender aquele objetivo, para ver qual o mais eficiente para atender às necessidades. Uma competição entre esses recursos, até mesmo a bateria, poderia determinar o que é mais eficiente. Até as baterias querem leilão só para elas.

Outro ponto de tensão, neste ano, foi a definição dos preços-teto. Os valores inicialmente propostos pelo governo foram considerados baixos pelos agentes do setor. Segundo os empreendedores, os cálculos se basearam em parâmetros de leilões anteriores, como o de 2021, e não refletiram a realidade atual de custos.

Diante das críticas, o MME e a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) revisaram os valores. Em fevereiro, o ministro Alexandre Silveira, confirmou o reajuste e afirmou que os preços publicados nos editais se basearam na mídia dos dados enviados por diferentes agentes do mercado. Segundo ele, porém, o governo acordos divergentes relevantes entre essa mídia e as informações apresentadas por grandes empresas do setor.