O LRCAP E O VERDADEIRO CUSTO DA “ENERGIA MAIS BARATA”

O debate sobre o Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência (LRCAP) de 2026 expõe uma transformação estrutural importante no setor elétrico brasileiro. O Brasil está deixando de discutir apenas expansão energética e começando a discutir potência, flexibilidade operativa, confiabilidade e segurança sistêmica do Sistema Interligado Nacional (SIN). 

O LRCAP E O VERDADEIRO CUSTO DA “ENERGIA MAIS BARATA”

Nos últimos anos, o crescimento acelerado da geração solar e eólica trouxe ganhos relevantes para a matriz elétrica brasileira, ampliando a participação renovável e reduzindo preços em determinados períodos do dia. Porém, também aumentou significativamente a complexidade operacional do sistema. O ONS vem alertando há anos sobre desafios relacionados à variabilidade da geração, necessidade crescente de reserva operativa, dificuldades no atendimento da ponta de carga, aumento do curtailment e maior dependência de flexibilidade operativa. 

Nesse contexto, a contratação de capacidade passou a ser tratada como instrumento de segurança energética. O problema central, portanto, não está na existência da necessidade de potência adicional. O problema está no desenho econômico, concorrencial e regulatório utilizado para realizar essa contratação.

O LRCAP NÃO FOI PEQUENO

O LRCAP 2026 contratou aproximadamente 19 GW de potência, um volume extremamente elevado para os padrões históricos do setor elétrico brasileiro. O número chamou atenção não apenas pelo porte da contratação, mas também pelo impacto econômico potencial associado aos contratos de longo prazo firmados no certame.

Além do volume contratado, o leilão passou a concentrar discussões sobre preço-teto, baixa competição, concentração de mercado, metodologia econômica e racionalidade da expansão. O baixo deságio observado no certame e o aumento relevante do preço-teto em curto espaço de tempo ampliaram os questionamentos sobre a eficiência econômica da contratação.

A rápida formação de negociações secundárias envolvendo projetos vencedores também elevou a percepção de risco regulatório e concorrencial dentro do mercado.

REDUZIR O PLD NÃO SIGNIFICA ELIMINAR CUSTOS

Parte do discurso político passou a associar o LRCAP à redução do PLD, diminuição das bandeiras tarifárias e aumento da segurança energética. Tecnicamente, maior disponibilidade de potência pode realmente reduzir eventos extremos de preço no mercado de curto prazo e diminuir riscos operacionais em determinados cenários.

Mas existe um ponto que raramente aparece de forma clara no debate público: reduzir volatilidade do PLD não significa eliminar custo estrutural do sistema.

Quando o setor elétrico passa a contratar capacidade através de contratos de potência, parte relevante do custo deixa de aparecer diretamente no mercado spot e passa a ser incorporada à estrutura de encargos e pagamentos regulatórios. Ou seja, o custo não desaparece. Ele muda de lugar.

QUEM PAGARÁ ESSA CONTA?

O próprio Decreto nº 10.707/2021 criou o ERCAP, Encargo de Reserva de Capacidade, justamente para viabilizar economicamente a contratação de potência. Na prática, a regulamentação atual aponta para compartilhamento relevante desses custos entre consumidores conectados ao SIN, incluindo consumidores livres, consumidores cativos e autoprodutores conectados à rede. 

Isso significa que a redução da volatilidade do mercado de curto prazo não representa ausência de custo para o consumidor final. Significa apenas uma redistribuição desse custo dentro da estrutura tarifária e dos encargos setoriais.

Existe uma percepção equivocada de que o mercado livre estaria relativamente protegido dessas mudanças estruturais. Não está. Consumidores livres já participam de diversos encargos sistêmicos associados à segurança operativa e à confiabilidade do sistema. O próprio avanço da lógica de contratação de capacidade amplia essa tendência de compartilhamento de custos relacionados à expansão e à segurança energética.

Na prática, parte da volatilidade que antes aparecia diretamente no PLD pode migrar gradualmente para custos estruturais permanentes associados à disponibilidade de potência, reserva operativa e confiabilidade sistêmica.

O PROBLEMA DO LRCAP TAMBÉM É INSTITUCIONAL

A discussão sobre o LRCAP deixou de ser apenas técnica e passou a envolver governança regulatória, segurança jurídica e planejamento setorial.

Os questionamentos recentes envolvendo o Tribunal de Contas da União (TCU), manifestações do Ministério Público Federal e a própria judicialização do certame ampliaram significativamente a tensão institucional no setor elétrico brasileiro.

O debate passou a envolver não apenas necessidade de capacidade, mas também racionalidade econômica da contratação, concentração de mercado, modicidade tarifária e consistência metodológica dos estudos utilizados para justificar a expansão.

Nesse contexto, a própria ANEEL passou a reforçar publicamente que a definição de parâmetros estruturais do leilão, como preços-teto e volume contratado, pertence ao Ministério de Minas e Energia (MME), à Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), e não diretamente à agência reguladora.

Esse ponto é extremamente relevante porque evidencia uma característica central do modelo institucional brasileiro: planejamento energético, formulação de política pública e regulação operam de forma segregada.

Enquanto MME, EPE e ONS atuam diretamente nas premissas estruturais da expansão, a ANEEL concentra-se na operacionalização regulatória e fiscalização contratual. O avanço das discussões no TCU acabou ampliando um debate mais profundo sobre os limites institucionais entre regulador, planejadores setoriais, órgãos de controle e agentes de mercado.

A QUESTÃO METODOLÓGICA CONTINUA ABERTA

Outro ponto relevante envolve os próprios estudos de adequabilidade do sistema. O CMSE registrou discussões sobre reavaliações metodológicas envolvendo o CVaR e os impactos das usinas vencedoras do LRCAP nos estudos futuros. 

Isso abriu espaço para questionamentos sobre as premissas utilizadas nos estudos, a modelagem adotada, a transparência regulatória e a consistência metodológica da expansão contratada.

A discussão tornou-se ainda mais sensível porque envolve contratos bilionários com impactos de longo prazo sobre consumidores, investidores e sobre a própria estrutura tarifária do setor elétrico brasileiro.

SEGURANÇA ENERGÉTICA TEM CUSTO

À medida que o SIN se torna mais dependente de flexibilidade operativa e resposta rápida, atributos como potência disponível, reserva operativa e confiabilidade passam a ter peso econômico crescente dentro do setor elétrico. Esse fenômeno não ocorre apenas no Brasil e já vem sendo observado em diversos mercados internacionais com elevada participação renovável. 

Nesse contexto, a discussão central deixa de ser apenas expansão energética e passa a envolver o custo sistêmico da confiabilidade. Maior segurança operativa exige contratação de capacidade, disponibilidade e flexibilidade atributos que possuem impacto econômico relevante e que tendem a ser incorporados, direta ou indiretamente, à estrutura tarifária e aos encargos do setor elétrico.

Talvez o maior erro do debate atual seja transmitir a percepção de que seria possível ampliar segurança energética, reduzir volatilidade do PLD e minimizar riscos operacionais sem aumento estrutural de custos para o sistema.

Em sistemas elétricos complexos, isso dificilmente ocorre.

No final, o custo da confiabilidade não desaparece. Ele apenas muda de lugar dentro da estrutura regulatória e tarifária do setor elétrico brasileiro.

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