Depois de adiamentos e controvérsias, o governo finalmente realizou, nos dias 18 e 20 de março, o maior leilão de reserva de capacidade da história do país. Os números oficiais apontam para investimentos de R$ 64,5 bilhões —um marco para um sistema elétrico em rápida transformação. Mas o que exatamente contratamos? E, mais importante: a que custo e com que futuro?
A transição energética está redesenhando o sistema elétrico ao redor do mundo. Fontes renováveis como solar e eólica já respondem por mais de 25% da capacidade instalada no Brasil. Esse avanço, impulsionado pela geração distribuída e pela expansão no mercado livre, resulta em um sistema mais descentralizado e mais difícil de coordenar.
Nesse contexto, surge a necessidade de contratar capacidade: garantir potência disponível quando necessário, e não apenas produção de eletricidade ao longo do tempo. É aí que entram os leilões de capacidade. Apesar das críticas aos seus impactos sobre custos, são amplamente utilizados no mundo para assegurar adequação de recursos.
O leilão de 2026 contratou cerca de 19 GW, sendo aproximadamente 7,9 GW de usinas térmicas existentes e 8,8 GW de novos projetos, além de hidrelétricas e expansões. O deságio médio foi de apenas 5,5% —relativamente baixo para um leilão dessa magnitude e considerando a grande disponibilidade de potência habilitada. Ainda assim, segundo a EPE (Empresa de Pesquisa Energética), os contratos poderiam gerar R$ 33,6 bilhões em economia direta e até R$ 94 bilhões em ganhos estruturais ao longo do tempo, associados à maior flexibilidade operacional.
O argumento oficial é claro: a economia vem da substituição de contratos antigos, rígidos e ineficientes por um modelo mais flexível, baseado em potência.
O mercado, no entanto, se dividiu entre os satisfeitos vencedores e os críticos. Os primeiros celebram os investimentos proporcionados pela maior previsibilidade e pela receita garantida por até 10 ou 15 anos. Os segundos levantam uma questão incômoda: quanto dessa contratação representa, na prática, custo adicional e perpetuação de tecnologias do passado?
A resposta não é trivial —e só aparecerá com o tempo. Afinal, leilões são mecanismos de descoberta de preços em mercados imperfeitos ou inexistentes. Mas há sinais que merecem atenção.
O primeiro é o baixo nível de competição efetiva. Chama a atenção que um número elevado de projetos habilitados tenha se traduzido em deságios tão modestos. As restrições de escoamento —que definem onde é possível contratar— podem ter limitado a competição em determinados pontos do sistema. Se esse for o caso, temos mercados que parecem competitivos à primeira vista, mas que, na prática, operam com concorrência limitada. E a competição —aquela que disciplina preços— simplesmente não acontece.
O segundo ponto é o aumento significativo do preço-teto antes do leilão —decisão controversa, questionada inclusive por áreas técnicas do TCU (Tribunal de Contas da União). Em teoria, um preço-teto mais elevado não é um problema: com competição, os lances se ajustam. O problema surge quando os incentivos à participação são insuficientes —e o teto passa a acomodar preços mais altos, sem pressão competitiva.
Há ainda uma questão mais estrutural. Em um sistema cada vez mais renovável, o verdadeiro desafio não é apenas garantir potência, mas flexibilidade —a capacidade de acomodar a variabilidade das fontes intermitentes, seja por tecnologias convencionais, seja por novas, como armazenamento e resposta da demanda.
Ao privilegiar determinadas soluções sem um desenho suficientemente neutro, corremos o risco de contratar não a flexibilidade mais eficiente, mas aquela que melhor se adapta às regras do leilão. Em um contexto de rápida transformação e elevada incerteza, decisões deveriam ser robustas e, sempre que possível, reversíveis. No entanto, podemos estar fazendo apostas que parecem prudentes hoje, mas se revelam custosas amanhã por falta de competição tecnológica e de sinais econômicos adequados, deixando um legado de ativos caros ou ociosos. Nessa linha, será que os contratos para usinas existentes não poderiam ter prazos mais curtos ou mesmo escalonados?
Talvez o sinal mais preocupante esteja fora do leilão. Diante do impacto tarifário, o governo já considera recorrer a mecanismos financeiros para suavizar o aumento das tarifas, via operações com o BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social). É um filme conhecido. Foi assim com a Conta-ACR (Ambiente de Contratação Regulada) e a Conta-Covid. Postergamos custos hoje para pagá-los amanhã, com juros.
A ironia é que, ao mesmo tempo em que se discute a necessidade de preços mais eficientes, sinal locacional e tarifas mais sofisticadas, seguimos amortecendo o efeito real dos custos. Protegemos o consumidor no curto prazo e o penalizamos no longo.
O Brasil reúne condições excepcionais para oferecer energia limpa, segura e competitiva. Para isso, o desenho institucional precisa evoluir.
Se vamos contratar o futuro, precisamos garantir que ele não seja apenas uma extensão cara do passado.
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