O LEILÃO QUE ENCARECE A CONTA: UMA ANÁLISE CRÍTICA DO LRCAP 2026

Arthur Oliveira
há 2 dias
5 min de leitura

O Leilão de Reserva de Capacidade (LRCap), realizado em 18 de março de 2026, foi apresentado como mais um passo na direção da segurança energética do país. À primeira vista, os números impressionam: 18.977 MW contratados, R$ 64,5 bilhões em investimentos estimados e uma receita projetada que ultrapassa R$ 515 bilhões, segundo a CCEE.

**O LEILÃO QUE ENCARECE A CONTA: UMA ANÁLISE CRÍTICA DO LRCAP 2026**

Mas por trás desses números grandiosos, emerge uma pergunta incômoda — e necessária: quem, de fato, vai pagar essa conta?

A resposta já começa a aparecer. Estimativas apontam para um impacto anual próximo de R$ 40 bilhões aos consumidores, com potencial de elevar em cerca de 10% a tarifa média de energia no Brasil. Em um país onde o custo da energia já compromete a competitividade industrial, isso não é um detalhe técnico — é um problema estrutural.

O LEILÃO EM NÚMEROS: GRANDEZA, MAS COM DISTORÇÕES

Apesar de sua relevância sistêmica, o LRCap 2026 foi marcado por um problema clássico e grave: contratação em excesso aliada à baixa competição.

Foram contratados cerca de 16,7 GW em termelétricas (gás natural e biometano) e apenas 2,3 GW em ampliações hidrelétricas, evidenciando um perfil altamente concentrado em fontes térmicas. Em um ambiente competitivo, volumes dessa magnitude tenderiam a gerar eficiência e redução de preços. Aqui, ocorreu o oposto: deságios baixos e preços próximos ao teto regulatório.

No produto com entrega em 2027, por exemplo, foram contratados 1.704 MW com deságio médio de apenas 0,01%, praticamente no teto, na casa de R$ 2,249 milhões por MW/ano. Participaram desse bloco usinas como Termomacaé e Três Lagoas (Petrobras), Porto do Pecém I e a UTE Celpav IV (Suzano).

Para 2028, o leilão contratou 7.394 MW, com investimentos estimados em R$ 26,7 bilhões e deságio médio de 6,17%. Já para 2029, foram 2.803 MW, com deságio de 2,67% e cerca de R$ 14,1 bilhões em investimentos.

O portfólio final reforça a direção do certame: forte presença térmica, com projetos como Monte Fuji, Nova Era, ampliações do complexo da Eneva Porto de Sergipe, a usina de Uruguaiana (Âmbar) e ativos da KPS.

CONTRATAÇÃO EXCESSIVA E COMPETIÇÃO QUASE INEXISTENTE

O ponto mais sensível do leilão não está apenas nos números absolutos, mas na sua calibragem. Mesmo reconhecendo a importância do LRCap para a

confiabilidade do sistema, entidades como a Abrace foram enfáticas: o volume contratado foi superior ao necessário para o momento, algo evidenciado pela baixíssima competição observada no processo.

Esse desequilíbrio gera um efeito direto e conhecido: quanto maior o volume contratado sem pressão competitiva, maior o encargo repassado ao consumidor. E, neste caso, esse repasse tende a ser estrutural, com efeitos inflacionários e perda de competitividade para a indústria brasileira.

E aqui está o ponto central: não se trata de ser contra o leilão — mas de questionar sua calibragem.

CUSTO DUPLO E PRESSÃO TARIFÁRIA

O problema do LRCap 2026 não se limita à contratação em si — ele se agrava pelo modelo de remuneração. Além da receita fixa anual paga pela disponibilidade da capacidade, os consumidores também terão que arcar com os custos variáveis de operação, especialmente combustíveis, sempre que as usinas forem despachadas. Ou seja, o leilão não apenas contratou caro — ele também criou uma segunda camada de custo futura, incerta e potencialmente elevada.

Esse desenho ajuda a explicar por que o impacto estimado chega a R$ 40 bilhões por ano, pressionando significativamente a tarifa de energia no país.

A EXPLOSÃO DO ERCAP

Se o leilão por si só já preocupa, seus efeitos sobre o Encargo de Reserva de Capacidade (ERCAP) são ainda mais relevantes. Com a Lei 15.269/2025, o ERCAP deixou de ser pontual e passou a ser permanente, distribuído entre todos os usuários do SIN — consumidores cativos, livres e até autoprodutores.

Dentro desse contexto, há um ponto técnico que agrava o problema: os contratos CCEAR. Eles foram estruturados com base em um fator de capacidade histórico de 65%, típico das hidrelétricas. Na prática, isso “amarra” energia e potência como se fossem equivalentes. Mas, com a entrada de solar (~23%) e eólica (~45%), essa relação não se sustenta. Essas fontes vendem 1 MW médio, mas não entregam a mesma potência nos momentos críticos, abrindo um déficit na ponta.

Esse “buraco” precisa ser coberto — e é justamente aí que o ERCAP cresce. Ou seja, parte relevante desse encargo não vem só do leilão em si, mas também dessa distorção estrutural dos contratos. O resultado é um encargo altamente sensível (“elástico”) às decisões de contratação.

O que era algo entre R$ 1 bilhão e R$ 2 bilhões por ano, em 2021, pode saltar para cerca de R$ 40 bilhões anuais após o LRCap 2026, com projeções acumuladas próximas de R$ 150 bilhões até 2030. Não é um aumento marginal — é uma mudança estrutural no custo da energia no Brasil, que impacta diretamente o ACL e pressiona margens, especialmente em modelos locados.

EFEITOS DIRETOS NO MERCADO LIVRE E NA AUTOPRODUÇÃO

Os impactos do LRCap — e da forma como foi estruturado — não se distribuem de maneira neutra no setor elétrico. No Ambiente de Contratação Livre (ACL), eles tendem a ser mais complexos, menos transparentes e potencialmente mais distorcivos do que no mercado cativo.

O primeiro efeito é direto: a elevação estrutural de encargos pressiona o custo total de energia, independentemente do preço negociado nos contratos bilaterais. Isso significa que, mesmo em cenários de PLD baixo ou contratos bem estruturados, o consumidor livre passa a carregar um custo adicional que não consegue gerenciar via estratégia comercial. Na prática, parte relevante do custo deixa de ser “hedgeável”.

Mas o impacto não para aí. Há também um efeito mais sofisticado — e mais relevante no médio prazo — sobre a formação de preços no próprio ACL. A forte contratação de térmicas no LRCap sinaliza uma matriz com maior participação de geração de maior custo marginal em momentos críticos. Esse sinal tende a ser incorporado pelos agentes na precificação de contratos futuros, elevando prêmios de risco, alongando curvas e reduzindo a atratividade de contratos de longo prazo mais agressivos.

Já os autoprodutores, que historicamente buscaram previsibilidade e redução de custos, passam a enfrentar um cenário paradoxal: mesmo investindo em geração própria, continuam expostos a encargos crescentes. Em alguns casos, especialmente em estruturas no Nordeste, isso pode corroer completamente a lógica econômica dos projetos.

Resumindo, aumentar oferta, principalmente, com térmica não barateia energia — apenas garante que, quando faltar energia barata, haverá energia cara disponível.

CONCLUSÃO

O LRCap é um instrumento essencial para garantir a segurança do sistema elétrico. No entanto, sua execução em 2026 levanta sérias preocupações. Ao combinar contratação elevada, baixa competição e custos estruturais crescentes, o leilão se distancia do princípio da modicidade tarifária e impõe um ônus relevante à sociedade.

Se não houver correções, o risco é claro: transformar a segurança energética em um custo excessivo e permanente — pago por consumidores e pela competitividade do país.

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