O recente debate em torno do leilão de reserva de capacidade (LRCAP-2026) precisa começar da origem: a crise de 2021. O mecanismo não surgiu como uma decisão isolada recente, mas, como uma resposta a um diagnóstico técnico construído ao longo dos últimos anos.

Em dezembro de 2021, após meses de crise hídrica, o tema da segurança do suprimento elétrico já estava no centro da agenda do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e do Ministério de Minas e Energia (MME).

Foi quando houve a realização do primeiro LRCAP, emergencial e voltado a garantir potência em um sistema sob estresse. Na ocasião, térmicas a óleo combustível com custo variável unitário superior aos R$600/MVH (teto do leilão) puderam competir amparadas por decisões judiciais.

A potência precisava ser contratada, e foi: 4,4 GW de capacidade ancorada em nove termelétricas a gás natural, sete a óleo combustível e uma a biomassa.

Mas a contratação foi reduzida, emergencial.

Ao longo de 2022 e 2023, o governo conduziu consultas públicas e estudos técnicos para estruturar um novo modelo de contratação de capacidade. Foram definidos elementos centrais como os produtos a serem contratados, critérios de elegibilidade e regras de entrega — mirando, em especial, a obrigação de disponibilidade em momentos críticos do sistema.

Em 2024, foi anunciada a segunda rodada do mecanismo — na prática, o segundo LRCAP. Devido a impasses técnicos e à judicialização o processo acabou sendo suspenso e posteriormente declarado extinto pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em meados de 2025.

Porém, os fundamentos econômicos e a pressão técnica por confiabilidade no sistema elétrico não podem ser suspensos em tribunais e em março de 2026 o segundo LRCAP foi efetivado, após muitas lições aprendidas.

E o resultado traz confiabilidade para a matriz elétrica: 19,5 GW ou quase 10% da potência nacional, somando as recontratações e a capacidade nova.

Por que foi muito importante o sucesso desse leilão?

De acordo com dados do Operador Nacional do Sistema (ONS), em maio de 2026, dos 250,7 GW de capacidade instalada no Sistema Interligado Nacional (SIN), fontes intermitentes como a eólica, a solar, e a micro e mini geração distribuída (MMGD) já respondem por mais de 40% dessa capacidade instalada, e esta participação tende a crescer.

Por um lado, as emissões de carbono são reduzidas, mas, por outro, a insegurança na oferta firme de energia elétrica é amplificada. A necessidade de adicionar capacidade firme nos próximos anos não é uma tese jurídica, mas, um requisito técnico urgente para garantir a confiabilidade do sistema elétrico.

Questionar o LRCAP após a sua implementação equivale a reabrir decisões que orientam investimentos com horizonte de 15 a 20 anos, já incorporadas a contratos, financiamentos e projetos em fase de execução.

Cabe destacar que o bom funcionamento da economia brasileira depende do investimento privado no setor de energia elétrica. Nos últimos anos, a expansão da geração foi financiada principalmente por capital privado: geração distribuída financiada pelo consumidor final e os leilões regulados vencidos em caráter competitivo por diversas empresas privadas.

É um fato notório que mudanças ex post em contratos de infraestrutura tendem a elevar o prêmio de risco do investimento e o prazo de conclusão dos projetos, com efeitos negativos sobre a oferta futura de capital privado para novos investimentos.

O contexto macroeconômico reforça o risco de atração por capital para investimento em infraestrutura no Brasil.

A carga tributária brasileira gira em torno de 33% do PIB, enquanto a dívida bruta aproxima de 80% do PIB. Ao mesmo tempo, a maior parte do gasto público é rígida, concentrada em previdência, pessoal e transferências, o que mantém o investimento público persistentemente abaixo de 4% do PIB, atualmente em 3% (dados da FGV Ibre).

A taxa de juros elevada reflete essa fragilidade fiscal. Com a Selic em 14,5% a.a. o custo de capital para projetos de longo prazo se torna quase impraticável.

Assim, o crescimento econômico depende de forma direta da desafiadora capacidade de mobilizar investimento privado para o setor de infraestrutura, em especial para o setor elétrico. A segurança contratual deixa de ser apenas uma questão jurídica e passa a ser um elemento central da estratégia de crescimento econômico.

O LRCAP 2026 deve ser entendido nesse contexto como um instrumento que assegura o crescimento econômico.

A energia contratada nesse último leilão foi desenhada para situações de estresse que ocorrem eventualmente. Por definição, isso significa que o custo unitário dessa disponibilidade firme tende a ser bem superior quando comparado ao custo médio do sistema.

O leilão incorporou esse princípio ao exigir disponibilidade e entrega rápida em condições críticas, o que encarece o ativo, mas reduz a probabilidade de falhas sistêmicas. O paralelo com um seguro é direto: o custo ex ante precisa ser avaliado em relação às perdas evitadas.

E as perdas evitadas são enormes

A evidência empírica de apagões passados, como o ocorrido no Chile em 2025, e as estimativas de custo de interrupção produzidas pela academia norte americana (Berkley Lab) indicam que um apagão de 24 horas pode comprometer até 20% do crescimento anual do PIB brasileiro, um custo de mais de R$ 60 bilhões.

Um dia comprometendo mais de 2 meses de trabalho em prol do crescimento econômico.

O brasileiro já sentiu esse custo na pele. O racionamento de 2001 teve efeitos econômicos persistentes. Episódios mais recentes de interrupções localizadas, como ocorreu em São Paulo, com perdas industriais, deterioração de estoques e falhas logísticas associadas geraram custos econômicos significativos.

Quando o debate técnico desvia para argumentos equivocados

Parte do debate recente sugere que novas tecnologias poderiam substituir o mecanismo desenhado no LRCAP. Neste contexto, as baterias são frequentemente citadas.

Elas desempenham um papel relevante no sistema elétrico, mas com limitações claras para funcionar como entrega firme, com confiabilidade, durante meses de seca prolongada, por exemplo.

Projetos comerciais típicos oferecem autonomia de 2 a 4 horas, enquanto episódios críticos podem se estender por períodos bem mais longos, meses. Além disso, o custo cresce rapidamente com a duração do armazenamento. Isso significa que, embora úteis para estabilização de curto prazo, baterias não substituem a necessidade de fontes despacháveis.

A escolha não é entre tecnologias concorrentes, mas entre funções distintas dentro do sistema. É importante, nesse ponto, definir com precisão o problema a ser resolvido. E nesse sentido o LRCAP 2026 foi bem desenhado levando em conta as lições aprendidas desde 2021.

O Brasil já possui uma matriz elétrica majoritariamente limpa, com cerca de 80%–90% da geração proveniente de fontes renováveis, enquanto a Europa ainda opera com esse percentual abaixo de 60%. Em outras palavras, o país já atingiu um nível de descarbonização do setor elétrico que outros sistemas pretendem alcançar nas próximas décadas.

O desafio brasileiro é outro: garantir segurança e confiabilidade em um sistema que combina alta dependência hídrica com crescimento acelerado de fontes intermitentes. A política energética precisa refletir essa realidade.

O LRCAP 2026 respondeu exatamente a esse desafio: organizou a contratação de capacidade firme de forma competitiva e previsível criando incentivos para investimentos compatíveis com a estrutura do sistema.

A discussão em torno do LRCAP 2026, portanto, não se limita ao desenho de um leilão específico. Trata-se de como o país lida com contratos de longo prazo, com a alocação de riscos e com a sinalização ao investidor.

A alternativa à previsibilidade não é um sistema mais barato, mas um ambiente com maior custo de capital, menor investimento e maior probabilidade de eventos de escassez.

Em um setor com horizontes de décadas, o respeito aos contratos, e às decisões acertadas já efetivadas, determinarão um futuro mais iluminado, sem apagões, e propício ao crescimento do emprego e da renda.

Rafael Chaves é professor da FGV-EPGE desde 2014, membro do Accenture Global Energy Board desde 2019. Foi diretor Executivo da Petrobras (2021-2023).

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