A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta sexta-feira (13/02), durante Reunião Pública Extraordinária, o aumento dos preços-teto dos editais dos Leilões de Reserva de Capacidade na forma de Potência que serão realizados em março para contratar usinas térmicas a gás natural e carvão mineral e hidrelétricas (LRCAP nº2) e térmicas a óleo e biodiesel (LRCAP nº3). Os leilões serão realizados entre 18 e 20 de março de 2026.
A decisão de aumentar os preços-teto ocorre após comunicação do Ministério de Minas e Energia sobre a necessidade de revisão dos valores. Os valores definidos para o LRCAP nº2 ficam entre 2,250 milhões e 2,9 milhões de reais por MW instalado por ano (R$/MW.ano) para as térmicas, a depender do prazo para a entrada em operação, que varia de 2026 a 2029, e se os projetos são novos ou existentes. Antes, a faixa de preços-teto era de R$ 1,12 milhão a R$ 1,6 milhão por MW por ano. Para as hidrelétricas, o preço-teto foi mantido em R$ 1,4 milhão/MW.ano.
Já o LRCAP nº3 tinha preços-teto variando de R$ 920 mil/MW.ano a R$ 990 mil/MW.ano e passou a ter preços-teto de R$ 1,6 milhão/MW.ano a R$ 1,75 milhão/MW.ano.
Os preços-teto aprovados para os leilões representam uma remuneração fixa pela disponibilidade da usina para ser despachada conforme comando do Operador Nacional do Sistema. Além dessa remuneração, os projetos térmicos também devem apresentar um Custo Variável Unitário por MWh gerado, referente ao combustível consumido para a geração de energia.
Esses custos reforçam a competitividade das baterias para atender a demanda do leilões de reserva de capacidade, avalia o presidente da Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia, Markus Vlasits.
“No pior cenário, a reserva de capacidade térmica pode custar cerca de R$ 3,8 bilhões por ano por GW de capacidade disponível [considerando o maior preço-teto, de R$ 2,9 milhões/MW.ano]. A bateria custaria entre R$ 1,2 bilhão e R$ 1,7 bilhão por GW — ou R$ 1,2 milhão a R$ 1,7 milhão por MW, compatível com o preço-teto para as hidrelétricas. É uma diferença real. Mesmo com deságio de 15% no leilão térmico, os R$ 3,8 bilhões caem para R$ 3,3 bilhões. Ainda é quase o dobro”.
Vlasits destaca ainda que, considerando um CVU de R$ 600/MWh e um despacho diário de 4 horas, o custo adicional pela geração das usinas, além da receita fixa, seria de R$ 876 milhões por ano por GW, comparado ao custo variável zero dos BESS. “Mesmo com uma redução desse CVU para R$ 300/MWh, o que é difícil de conseguir, esse custo seria de R$ 438 milhões”.
Mesmo considerando a contratação de usinas existentes, que têm o menor preço-teto do LRCAP nº2, um deságio de 15% e um CVU de R$ 300/MWh, a remuneração fixa por ano por GW seria de R$ 2,3 bilhões, quase dobro da estimativa para a mesma capacidade de BESS.
“Não há cenário em que a térmica empate com a bateria nesse perfil de uso, a diferença continua alta”, disse Vlasits.”E nem estamos considerando o aumento do curtailment das renováveis caso a contratação das térmicas seja significativa. As térmicas precisam operar mais do que quatro horas por conta de rampas e permanência mínima. Se a usina precisa começar a operar horas antes da necessidade de rampa de carga do sistema, essa energia extra que vai ser gerada precisa ir para algum lugar e isso pode levar a um aumentando do corte de renováveis”, acrescentou.
Nesse sentido, a contratação de BESS, pelo contrário, poderia contribuir para justamente absorver a energia renovável que é cortada durante do dia nos horários de menor demanda líquida e sobra de geração centralizada.
“Com esses novos preços-teto, consolida-se a mensagem de que, para reserva de capacidade e atendimento do déficit de potência à noite, baterias são a solução de menor custo global, com redução de até 50%, dependendo do cenário”, reforça Vlasits.
Embora os estudos de custo e as simulações econômicas forneçam subsídios para a divisão da demanda entre os diferentes leilões, no final a escolha depende da visão de política energética do governo.
“A gente sabe que o ONS vai precisar de geração térmica. Num cenário de crise hídrica as térmicas serão necessárias para suprir despachos mais longos. Então a recontratação de térmicas existentes, que inclusive têm uma remuneração fixa um pouco menor, acho que é defensável”, pondera Vlasits.
No entanto, avalia, a autorização para contratar um volume elevado de novas térmicas, mais caras, exigiria uma justificativa política robusta. Ele ressaltou que essa decisão ganha ainda mais peso em um ano eleitoral, já que uma contratação térmica expressiva pode pressionar significativamente a conta de luz do consumidor.
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