Lais Carregosa, Geraldo Campos Jr. e Gabriel Vasconcelos, da Agência iNFRA*
Agentes do setor elétrico projetam uma demanda superior a 20 GW (gigawatts) para a contratação no LRCAP (Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência), que terá a primeira etapa realizada nesta quarta-feira (18). Interlocutores consultados pela Agência iNFRA preveem um certame competitivo em que Petrobras e Eneva devem despontar como grandes vencedoras.
O CBIE (Centro Brasileiro de Infraestrutura) estima uma contratação entre 22 GW e 23 GW. De acordo com a consultoria, os cenários apontam que o sistema elétrico pode necessitar de 19 GW a 26 GW até 2031, a depender da hidrologia no período (com mais ou menos chuvas).
Para dois interlocutores do mercado, a demanda deve estar no intervalo entre 20 GW e 24 GW. Outra fonte estima uma necessidade sistêmica de 16 GW a 17 GW, mas destaca que o governo tende a contratar acima desse piso, projetando algo entre 20 GW e 23 GW, para ter margem de manobra futura.
Diogo Lisbona, pesquisador da FGV Ceri (Centro de Estudos em Regulação e Infraestrutura da Fundação Getulio Vargas), explica que a contratação deve ser elevada por causa do atraso na realização do certame, aguardado desde 2023, além dos riscos crescentes para o suprimento do sistema elétrico. Em 2021, no último leilão de potência realizado, foram contratados 4,7 GW, com 17 projetos termelétricos.
“Olhando o PDE [Plano Decenal de Energia], o requisito de potência para janeiro de 2032 está próximo a 20 GW. Como os produtos vão até 2031, há esse fundamento de demanda. Mas não sabemos também se o governo vai antecipar uma contratação além disso. Então será uma demanda alta pelo atraso. Mas idealmente, não seria bom juntar tanto em um leilão só, e sim fazer mais leilões em sequência”, afirmou Lisbona.
Apesar da previsão de potência da EPE (Empresa de Pesquisa Energética) no PDE estar em torno de 20 GW, fontes da estatal disseram à Agência iNFRA que o cenário não considera as chuvas abaixo da média no fim de 2025 e início de 2026, além de uma maior intensidade do período seco. Para esses interlocutores, o plano decenal pode ser considerado otimista e a necessidade de potência pode ser ainda maior.
Favoritos por segmento
Interlocutores destacam ainda que a Petrobras e a Eneva devem despontar como favoritas do certame no produto de termelétricas existentes a gás natural, uma vez que têm um modelo de negócios integrado com a produção do insumo, o que é uma vantagem competitiva que reduz os custos do empreendimento. Outra empresa citada como potencial vencedora é a Âmbar Energia, do Grupo J&F, que adquiriu recentemente a termelétrica Norte Fluminense da francesa EDF.
De acordo com Diogo Lisbona, a expectativa central é que o LRCAP recontrate o parque termelétrico existente, sobretudo nos produtos entre 2026 e 2027. Ele destacou que os ajustes feitos pelo governo para a competição entre usinas dentro e fora da malha de transporte de gás natural devem favorecer os projetos conectados. “Existe uma dificuldade porque não se pode ter despacho antecipado por GNL (Gás Natural Liquefeito). São projetos que têm que estar ancorados com suprimento de gás que não dependa de despacho antecipado. Então, estar na rede representa uma vantagem, embora tenha um custo associado a isso”, disse.
Já no produto voltado para a contratação de usinas a carvão, Fernando Zancan, presidente da ABCS (Associação Brasileira do Carbono Sustentável), aponta térmicas do Nordeste, que importam o insumo, como favoritas. São elas: Pecém, da Diamante Energia, e Porto do Itaqui, da Eneva, por exemplo. O favoritismo se dá porque elas teriam sido construídas para suportar mais flexibilidade, ao contrário das usinas do sul do país, que não conseguiriam atender tão bem aos critérios das rampas de acionamento e desligamento exigidos pelo edital.
Hidrelétricas
No caso das hidrelétricas, cuja contratação ficou concentrada nos produtos de 2030 (em que elas têm preferência ante as térmicas) e 2031 (competição de igual para igual), o pesquisador Diogo Lisbona cita como principais vencedoras em potencial empresas como a Copel e Axia (ex-Eletrobras). Ele destaca que neste caso não são projetos novos, e sim instalação de novas máquinas em usinas existentes.
Uma incerteza, segundo Lisbona, é quanto de demanda restará para as hidrelétricas. Ao todo, 6 GW de projetos hídricos foram habilitados, totalizando 16 usinas. “Tem o desafio do desenho e temos que ver como o poder concedente vai fazer, porque pela sistemática, um empreendimento marginal contratado entre 2028 e 2029, dependendo do tamanho, ele reduz a demanda para o ano seguinte. Então existe a possibilidade de ter menos demanda para 2031 e contratar menos hidrelétricas”, diz.
Como vai funcionar
O certame ocorrerá em sete rodadas que serão divididas por produtos, em ordem crescente de ano previsto para início de entrega, conforme explicou a CCEE (Câmara de Comercialização de Energia) na terça-feira (17) a jornalistas. Sendo assim, a primeira rodada será para termelétricas existentes com entrega em 2026, e a última será a de entrega em 2031, com negociações simultâneas de térmicas existentes e novas e de hidrelétricas.
O governo terá uma expectativa de contratação pré-estabelecida para cada rodada, que poderá ser frustrada ou ultrapassada. Em qualquer um dos casos, a diferença será repassada para a rodada seguinte. Ou seja, supondo que para entrega em 2026 espere-se contratar 1.000 MW, mas contrate somente 920 MW, a diferença de 80 MW será acrescida à demanda de 2027. Caso contratasse a mais, a diferença seria subtraída da demanda de 2027.
Com isso, a contratação de potencial hidrelétrico, que só poderá dar lances na quinta e na última rodada, será influenciada pelo resultado das rodadas anteriores, explicaram técnicos da CCEE.
Cada rodada será dividida em duas etapas: inicial e contínua. A primeira será classificatória com base nos lances dados pelos agentes e no espaço de margem no sistema conforme a localização das usinas. Os empreendimentos que passarem para a próxima etapa poderão dar lances contínuos para baixarem seus preços conforme o lance marginal a ser divulgado pelo sistema.
Apenas os agentes saberão os resultados de cada rodada ao final dela. O público geral só terá acesso à classificação, agentes vencedores, potência contratada e valores negociados ao final do certame.
Fiscalização do TCU
O mercado temia um novo adiamento do LRCAP devido a uma fiscalização do TCU (Tribunal de Contas da União) sobre a definição dos preços-teto do LRCAP pelo MME (Ministério de Minas e Energia). Os preços foram divulgados no início de fevereiro e sofreram críticas dos agentes ligados ao segmento térmico a gás natural, que afirmavam que os valores estavam aquém dos custos dos empreendimentos. Ainda na mesma semana, o MME atualizou os valores com aumentos da ordem de 80%.
O ministro Jorge Oliveira, relator do tema, assinou despacho nesta terça-feira (17) pela manutenção do leilão. Ele seguiu a recomendação da área técnica no sentido de que a não realização do certame poderia comprometer o sistema elétrico. “Os elementos disponíveis demonstram que, embora existam fragilidades e potenciais ineficiências na modelagem da competição, a proximidade das sessões e o risco de desabastecimento de potência tornam desaconselhável a adoção de quaisquer medidas por parte desta corte de contas que possam criar entraves para o leilão”, afirmou.
Oliveira destacou, no entanto, que foi identificada “baixa competitividade e parametrização inadequada” no certame, que poderia levar a contratações a preços elevados no certame. Por isso, ele acatou parcialmente a representação da unidade técnica e decidiu apensar o processo a um outro que já tramita na corte, no qual haverá o aprofundamento das análises após o certame.
Embora tenha recomendado a continuidade do certame, a área técnica do TCU identificou “fragilidades” na metodologia da EPE para definição dos preços-teto e apontou ainda que o MME optou por “financiar a malha de transporte de gás por meio da tarifa de energia elétrica”, mas sem apresentar estudos, projeções ou estimativas que justificassem essa decisão.
*Colaborou: Marisa Wanzeller.
