Desafios e evolução dos leilões de reserva de capacidade no setor elétrico brasileiro

Mário Luiz Menel da Cunha. (*)  Paulo Sehn (**)

A garantia de suprimento de longo prazo representa um desafio comum a todos os mercados de eletricidade. O descasamento temporal entre a sinalização de escassez e a efetivação de nova oferta pode levar a situações críticas como racionamento ou blecautes − o que exige identificação prévia de momentos críticos. Em alguns mercados, os próprios preços exercem esse papel, a exemplo do Texas nos Estados Unidos da América. Já em outros países, uma espécie de seguro é oferecida aos consumidores. A propósito, veja-se o caso da Colômbia, país que utiliza o mecanismo chamado opção de confiabilidade.

No Brasil, a estrutura para garantir o suprimento foi definida pela Lei nº 10.848/2004 cujo texto prevê que os consumidores contratem a totalidade de seu consumo com lastro em Garantia Física (GF) de usinas. Ao longo do tempo, as limitações desse modelo levaram ao desenvolvimento de mecanismos adicionais, como os leilões de reserva de energia e de potência, criados a fim de suprir lacunas da estrutura vigente. Entretanto, essas soluções têm elevado significativamente os custos para os consumidores. São os encargos de reserva assumindo protagonismo nas contas setoriais.

Origem dos leilões

Os leilões de reserva de capacidade foram instituídos em 2021 por meio do Decreto nº 10.707, motivados especialmente pela crise hídrica em 2020/2021 quando se evidenciou a elevada dependência das hidrelétricas para atendimento à potência. Naquele ano, o ONS projetou um déficit de 2.107 MW, o que levou à contratação emergencial de térmicas por meio do Procedimento Competitivo Simplificado (PCS). O resultado foi a contratação 1.220 MW com entrega prevista entre maio de 2022 e dezembro de 2025 ao custo de R$ 39 bilhões, cerca de R$ 10 bilhões por ano.

Com a crescente preocupação relacionada à garantia de suprimento, o primeiro leilão de reserva de capacidade ocorreu ainda em 2021, contratando 4.632 MW para entrega em 2026 e 2027. Posteriormente, diante de projeções de déficit de potência divulgadas pelo ONS, o MME decidiu pela antecipação de 11 das 17 usinas que entraram em operação comercial em 2024 e 2025. Foi possível perceber então que os preços seguiram a linha daquelas observados nos leilões de energia nova no formato de disponibilidade (LEN-D), tendo sido verificado que o preço médio do LRCAP 2021 foi 8% menor que do no LEN-D de 2019 para usinas a gás natural.

Em 2022, os leilões de reserva de capacidade passaram a ser utilizados com o objetivo de viabilizar a contratação compulsória prevista pela Lei nº 14.182/2021, que determinava a implantação de 8 GW em usinas a gás natural em regiões específicas do país. Contudo, apenas 735 MW foram efetivamente contratados, referentes ao produto gás natural amazônico. Anos depois, a Lei nº 15.269/2025 reformulou essa determinação ao estipular a contratação de 4.900 MW em PCHs e 3.000 MW em térmicas a gás natural.

Em 2024, o MME iniciou a preparação de um novo leilão, que acabou sendo cancelado e revisado. A expectativa é que o certame ocorra em março de 2026, visando contratar projetos com entrega entre 2026 e 2031. Em relação ao LRCAP 2021, duas diferenças marcam o certame: preços tetos com valor até 198% maior; e, ao invés de apenas um produto, foram definidos 15, separando entre novos, existentes, hidrelétricas, termelétricas a gás natural, a carvão e a óleo.

Desafios

Apesar de ainda recente, os leilões de reserva de capacidade já apresentam preocupações relevantes. Em 2025, o custo com o Encargo de Reserva de Capacidade (ERCAP) foi próximo a R$ 1 bilhão; para 2026, projeta-se custo de 2,2 bilhões. Todavia, esse número tende a escalar rapidamente. O PDE 2035 projeta a necessidade de contratação de 60.000 MW de potência até 2035 e, se for considerado o maior preço teto do LRCAP 2026, o custo do ERCAP estaria na casa R$ 174 bilhões por ano.

Além do custo elevado, a metodologia de rateio do encargo entre consumidores gera distorções. A cobrança é feita com base no maior consumo horário mensal de cada consumidor, ignorando o motivo da contratação: a demanda máxima do SIN ocorre entre 17h e 22h. Como o critério de cobrança não reflete os períodos críticos, perde-se o sinal econômico que poderia incentivar a resposta da demanda e contribuir com a redução do fato gerador do encargo.

Outro ponto de preocupação é que o modelo facilitou intervenções no setor elétrico por meio de contratação compulsória definidas em Lei.  Isso ocorre porque a demanda nos leilões de reserva de capacidade é estabelecida exclusivamente pelo poder concedente, sem levar em conta a percepção dos consumidores − diferentemente dos leilões de energia nova ou existente onde a demanda é definida pelas distribuidoras.

É notável o esforço das instituições no combate aos encargos setoriais O exemplo mais recente para conter a pressão dos encargos na tarifa de energia é o estabelecimento de um teto para a CDE. O ERCAP, no entanto, apresenta expectativa de impacto ainda maior. Reverter esse cenário exigirá uma reformulação estrutural do mercado, especialmente no que diz respeito à modernização dos sinais de preços, de modo a permitir que consumidores e geradores reajam de forma ativa às condições do sistema.

A experiência do mercado de eletricidade no estado do Texas oferece referências importantes focadas na modernização dos sinais de preço no Brasil. Da mesma forma, o mecanismo de capacidade adotado na Colômbia ilustra a forma de envolver o consumidor nas decisões de expansão do sistema. Com isso, a alocação de custos torna-se mais transparente, direcionando os custos aos agentes que efetivamente contribuem para a necessidade de contratação. Esses são desafios a serem enfrentados pelo setor elétrico nos próximos anos; caso contrário, os encargos continuarão sendo a solução imediata para a correção das falhas do modelo brasileiro.

(*) Presidente da ABIAPE

(**) Diretor da ABIAPE