O Leilão de Reserva de Capacidade de 2026 (LRCAP-2026) consolidou uma das mais relevantes e controversas intervenções recentes no planejamento do setor elétrico brasileiro. O debate, contudo, não deveria ser reduzido à falsa dicotomia entre “precisava” ou “não precisava” contratar potência.

A necessidade estrutural de potência e flexibilidade no SIN é amplamente reconhecida pelos próprios documentos oficiais do ONS e da EPE há vários anos. O ponto central da controvérsia é outro: o desenho regulatório adotado, o volume contratado, a concentração tecnológica observada e a aderência do leilão às próprias premissas do planejamento oficial.

Desde 2022, o próprio ONS já alertava no PEN 2022-2026 (.pdf) que os critérios de suprimento de potência não seriam plenamente atendidos no horizonte estrutural. Da mesma forma, o PDE 2032 reconhecia que o planejamento brasileiro deixava de ser um problema apenas energético para incorporar crescentemente desafios de potência e flexibilidade.

O problema, portanto, era conhecido, documentado e monitorado institucionalmente.

Ainda assim, o leilão acabou sendo realizado apenas em 2026, transformando um problema estrutural previsível em uma contratação de caráter quase emergencial.

A literatura internacional de adequação de recursos mostra que atrasos tendem a reduzir competição, favorecer tecnologias incumbentes e elevar custos ao consumidor. Em vez de permitir amadurecimento gradual de soluções concorrenciais e tecnologicamente diversas, o atraso acabou favorecendo ativos já existentes e projetos termelétricos de implantação mais imediata.

Esse quadro foi agravado pela fragmentação do certame em oito produtos distintos.

Em mercados estruturalmente concentrados e com poucos ofertantes relevantes, excessiva segmentação reduz densidade competitiva e rarefaz rivalidade marginal entre agentes. Os próprios resultados do leilão sugerem competição limitada em parte importante dos produtos. Houve caso de deságio próximo de zero, como no produto UTE-2027 (0,01%).

Nesse contexto, a discussão sobre o aumento dos preços-teto ganha relevância especial. Há o argumento de que o preço-teto não corresponde necessariamente ao preço final contratado.

Embora isso seja teoricamente correto em ambientes altamente competitivos, a literatura de teoria dos leilões demonstra que, em mercados oligopolizados, preços-teto elevados deixam de ser meros parâmetros administrativos e passam a atuar como referências implícitas de precificação e coordenação estratégica.

O caso do LRCAP-2026 torna-se particularmente sensível porque a elevação dos preços-teto ocorreu justamente em ambiente caracterizado por baixa contestabilidade, contratação urgente, fragmentação do mercado e forte presença de incumbentes.

Os defensores do aumento repentino do preço-teto poucas horas antes da realização do leilão contêm certa tensão lógica: ao mesmo tempo em que sustentam existir competição suficiente para impedir influência do preço-teto sobre os preços finais, afirmam que seria necessário elevar substancialmente o teto para evitar frustração da contratação.

Mas, se a competição fosse efetivamente robusta, a própria rivalidade concorrencial disciplinaria naturalmente os preços.

O precedente brasileiro mais emblemático em contexto de baixa competição — o leilão de Belo Monte — seguiu lógica oposta. Diante de preocupações concorrenciais, houve intenso escrutínio público, participação do TCU e cautela na definição do preço-teto, justamente para preservar modicidade tarifária.

Outro ponto particularmente controverso foi o resultado tecnológico do certame. O LRCAP contratou aproximadamente 19,5 GW de potência, dos quais cerca de 16,5 GW corresponderam a termelétricas fósseis, sobretudo gás natural.

O resultado parece destoar da própria lógica de portfolios diversificados presente no PDE 2035 (.pdf). A Figura 3-27 do plano sugere contribuição estrutural de potência distribuída entre hidrelétricas, renováveis, armazenamento, resposta da demanda e termelétricas, indicando abordagem baseada em complementaridade tecnológica e não em dependência quase exclusiva de geração térmica.

A controvérsia torna-se ainda maior porque o próprio PDE indicava necessidade aproximada de 9,6 GW de “UTE-Flex” até 2031. O LRCAP, entretanto, contratou mais de 16 GW térmicos.

Embora alguém possa argumentar que o valor contratado corresponderia implicitamente à soma entre “UTE-Flex” e “UTE-Inflex”, essa interpretação perde força após a alteração legislativa promovida pela Lei 15.269/2025, que substituiu parte relevante das obrigações originalmente associadas a termelétricas inflexíveis por PCHs.

Há ainda outro elemento potencialmente relevante: a possível superestimação da demanda máxima utilizada como referência para dimensionamento do requisito de potência.

O PDE 2035 projetava demanda máxima integrada próxima de 109,2 GW em 2025 e 113 GW em 2026. Entretanto, os valores efetivamente realizados pelo ONS ficaram significativamente abaixo disso: cerca de 106 GW em 2025 e apenas 101 GW em 2026.

A diferença observada em 2026 supera 11 GW. Mais importante do que a discrepância pontual é a mudança da trajetória implícita da demanda. O PDE pressupunha continuidade do crescimento após o choque de carga observado em 2024, mas os dados realizados mostraram acomodação, e até redução, da ponta de carga já em 2026.

Esse ponto é particularmente importante porque mecanismos de capacidade são extremamente sensíveis à demanda máxima instantânea. Pequenas superestimações podem produzir contratação estruturalmente excessiva de potência, justamente porque o planejamento opera com margens de segurança e critérios probabilísticos de suprimento.

Além disso, o desenho do produto contratado também suscita questionamentos. Embora o diagnóstico oficial do setor enfatize crescente necessidade de flexibilidade operativa, rampas rápidas e resposta dinâmica, o leilão permitiu contratação de usinas com tempos de acionamento de até 12 horas para gás natural e até 18 horas para carvão mineral.

Isso parece pouco aderente ao próprio diagnóstico da EPE, que associava os momentos críticos do sistema a janelas horárias relativamente curtas, sobretudo entre 19h e 23h.

Paradoxalmente, tanto o ONS quanto a própria EPE reconheciam formalmente a existência de alternativas complementares para expansão da flexibilidade sistêmica, incluindo armazenamento, resposta da demanda, aprimoramentos operativos e até medidas como retorno do horário de verão.

A própria EPE chegou a alertar que leilões de flexibilidade realizados antes do aproveitamento pleno dos recursos flexíveis já existentes poderiam gerar “sobreoferta no sistema, com consequente e indesejado sobrecusto aos consumidores de energia elétrica”.

A questão central, portanto, não é negar a necessidade de potência no SIN. O debate relevante é se o desenho regulatório efetivamente adotado promoveu solução proporcional, eficiente, concorrencial e aderente aos desafios modernos do sistema elétrico brasileiro.

Em um ambiente de elevada incerteza estrutural, contratação massiva de capacidade térmica de longo prazo baseada em premissas possivelmente superestimadas de demanda pode produzir sobrecontratação estrutural, redução de opcionalidade tecnológica e impactos relevantes sobre modicidade tarifária nas próximas décadas.

Prof. Dr. Erik Eduardo Rego. Professor associado da Escola Politécnica da USP, fundador e vice coordenador do Centro de Transição Energética da USP, Erik Rego é engenheiro de produção, bacharel em ciências econômicas, mestre e doutor em energia, livre docente em engenharia de produção, todos título pela USP. Além da academia, acumula experiência de mais de 25 anos no mercado de energia, com passagens pelo setor financeiro (B3 e banco de investimento BV), empresas de consultoria especializadas em energia (Excelência Energética e PSR) e empresa pública (ex-diretor de Estudos de Energia Elétrica da EPE). Atualmente ainda é membro, por notório saber, do Conselho Estadual de Política Energética – CEPE, sendo que já foi membro do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE.