Segurança, modicidade e concorrência: o que as melhores práticas internacionais recomendam para o LRCAP
A agenda regulatória em curso aponta para o que as melhores práticas internacionais já demonstraram: segurança de suprimento, modicidade tarifária e concorrência efetiva são objetivos complementares, não concorrentes.
Katia Rocha
A decisão da ANEEL de homologar os resultados do Leilão de Reserva de Capacidade de Potência (LRCAP 2026) consolidou uma etapa do debate sobre segurança de suprimento do sistema elétrico brasileiro, evidenciando, no entanto, questões mais amplas sobre a arquitetura regulatória de longo prazo do setor.
O LRCAP é o mecanismo pelo qual o setor elétrico contrata, de forma centralizada, capacidade disponível para garantir a segurança do sistema nos momentos de maior pressão, remunerando geradores pela disponibilidade e não apenas pela energia efetivamente entregue. A edição de 2026 envolveu a contratação de aproximadamente 19 GW para os próximos anos e mobilizou atores institucionais relevantes: o Ministério de Minas e Energia (MME), a própria ANEEL, o Tribunal de Contas da União (TCU) e os agentes de mercado, cada qual com perspectivas válidas e argumentos, igualmente, legítimos.
Compreender a leitura institucional das partes envolvidas, dentro das respectivas funções objetivas e horizontes temporais, é certamente o exercício analítico mais útil que esse debate oferece à atual agenda de modernização do setor elétrico brasileiro.
O MME parte da urgência legítima da segurança de suprimento, diante de um sistema elétrico crescentemente dependente de fontes renováveis variáveis e com sinais inequívocos de pressão sobre a adequação de recursos, como reiteradamente apontado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) em seus relatórios de planejamento. O TCU, por sua vez, aponta com precisão técnica os riscos de se institucionalizar um desenho regulatório que pode ser eficiente no curto prazo, mas economicamente custoso no longo prazo. Ignorar um ou outro seria um erro.
A análise do TCU no âmbito do Processo TC 008.289/2025-5 e do Acórdão nº 986/2025-TCU-Plenário, elaborada pela Unidade de Auditoria Especializada em Energia Elétrica e Nuclear (AudElétrica), apontou preocupações relevantes quanto à dinâmica concorrencial e à modelagem econômica do certame.
Segundo a unidade técnica, a combinação de segmentação excessiva dos produtos, mecanismos de reserva de mercado, ausência de neutralidade tecnológica e sucessivas alterações nos preços-teto às vésperas do leilão contribuíram para um ambiente de competição limitada, reduzindo a rivalidade entre ofertantes e dificultando a verificação independente da racionalidade econômica da expansão contratada. Outro ponto enfatizado foi a ausência de avaliação sobre alternativas tecnológicas e soluções concorrenciais para o atendimento da demanda de potência, incluindo fontes hidrelétricas, resposta da demanda, armazenamento e mecanismos de flexibilidade.
O entendimento é que a modelagem adotada restringiu a competição intrassetorial e reduziu os incentivos à descoberta eficiente de preços, o que se refletiu no deságio médio de apenas 5,52% observado no certame principal. A discussão dialoga com uma tendência observada em mercados mais maduros, nos quais os mecanismos de adequação de recursos e capacidade vêm sendo progressivamente desenhados para ampliar a neutralidade tecnológica e a concorrência.
Melhores práticas internacionais enfatizam concorrência
A experiência internacional não é um modelo a ser copiado mecanicamente, mas podem oferecer balizas regulatórias relevantes para o debate brasileiro. O Regulamento (UE) 2019/943, por exemplo, estabelece as regras de funcionamento do mercado interno de eletricidade, incluindo os princípios dos mecanismos de capacidade e adequação de recursos. Esses mecanismos devem ser proporcionais, transparentes, não discriminatórios e desenhados de forma a não distorcer os sinais econômicos dos mercados de energia. O artigo 22 é particularmente relevante para o debate brasileiro: exige que os mecanismos sejam abertos a todas as tecnologias de geração, ao armazenamento e à resposta da demanda, e que o processo de seleção seja competitivo. A contratação de capacidade é admitida como resposta legítima a problemas de adequação de recursos, mas como instrumento complementar para corrigir falhas específicas de mercado, e não como substituto permanente dos sinais de preço.
A Diretiva (UE) 2019/944 e sua revisão pela Diretiva 2024/1711 complementam esse arcabouço pelo lado do consumidor e dos recursos distribuídos. Ao incorporar explicitamente o armazenamento de energia (baterias e usinas reversíveis), a resposta da demanda e os recursos distribuídos como instrumentos legítimos de adequação, as diretivas consolidam o princípio da neutralidade tecnológica: o que importa é o atributo sistêmico entregue (potência firme, flexibilidade, resposta rápida) e não a tecnologia específica que o entrega. O desenho regulatório eficiente remunera o atributo, não o ativo.
Nesse contexto, mercados mais maduros têm avançado para mecanismos de adequação que combinam contratação de capacidade com sinais de preço de curto prazo, reduzindo a dependência de pagamentos fixos e ampliando a competição entre diferentes recursos. Os Reliability Options (RO) são um exemplo consolidado que funcionam como um derivativo pelo qual o gerador recebe remuneração pela disponibilidade, mas devolve ao sistema a diferença quando os preços ultrapassam um patamar predefinido (o strike price), evitando a dupla captura de receita nos momentos de escassez real. Mercados de serviços ancilares, mecanismos de resposta da demanda e instrumentos de flexibilidade completam esse ecossistema, distribuindo a remuneração entre múltiplos atributos sistêmicos em vez de concentrá-la em pagamentos fixos de capacidade.
A continuidade da agenda regulatória: segurança, modicidade e concorrência
O debate em torno do LRCAP não ocorre de forma independente. O setor elétrico brasileiro atravessa um momento de transformação regulatória mais ampla e importante, no qual diferentes iniciativas apontam para a mesma direção.
A abertura gradual do mercado, consolidada pela Lei nº 15.269/2025, representa o pano de fundo estrutural dessas iniciativas. À medida que consumidores de menor porte ganham acesso ao mercado livre, estimula-se concorrência e os sinais de preço tornam-se relevantes para um universo mais amplo de agentes, criando as condições para que tarifas horárias e resposta da demanda deixem de ser instrumentos regulatórios e passem a ser comportamentos naturais dos agentes de mercado. A mesma lei estimula a agenda de revisão de subsídios cruzados e regressivos, que busca aproximar o encargo de quem efetivamente o gera, condição necessária para que a modicidade tarifária não dependa apenas da eficiência dos leilões de capacidade, mas de uma estrutura de encargos mais transparente e economicamente fundamentada.
A Consulta Pública nº 46/2025 da ANEEL sobre tarifa horária e a Consulta Pública nº 001/2026 sobre infraestrutura avançada de medição (AMI) formam um par indissociável: sem sinais de preço que variem ao longo do dia, a resposta da demanda permanece latente; sem medidores inteligentes, a tarifa horária não chega ao consumidor final e os recursos distribuídos não podem ser integrados à operação do sistema.
A agenda regulatória em curso aponta para o que as melhores práticas internacionais já demonstraram: segurança de suprimento, modicidade tarifária e concorrência efetiva são objetivos complementares, não concorrentes.
Katia Rocha. Diretora no Instituto “Mulheres na Regulação” e Pesquisadora do Ipea. E-mail: katia.rocha@ipea.gov.br. As opiniões expressas nesta publicação são de exclusiva responsabilidade da autora e não refletem, necessariamente, posições institucionais.