04/03/2026
A área técnica do TCU (Tribunal de Contas da União) especializada em energia apontou que não houve fundamentação adequada no aumento dos preços-teto do LRCAP (Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência), em revisão feita pelo MME (Ministério de Minas e Energia). Segundo os técnicos, a decisão leva a riscos de contratações a valores elevados no certame, com potencial de impacto de 5% nas tarifas de energia, a depender da demanda contratada.
Em documento exarado nesta terça-feira (3), a AudElétrica (Unidade de Auditoria Especializada em Energia Elétrica e Nuclear) recomenda que seja feita diligência para que a pasta preste informações sobre as motivações técnicas do aumento da ordem de 80% nos preços-teto. Além disso, recomenda pedir ao ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) uma avaliação sobre os riscos de um “possível atraso no cronograma vigente do LRCAP”. O documento, juntado à representação aberta na segunda-feira (2), foi enviado para decisão do relator, ministro Jorge Oliveira.
Investimentos
Os técnicos questionam alterações nos custos de investimentos considerados no cálculo de formação dos preços-teto. Segundo o documento, valores que haviam sido desconsiderados na primeira versão por serem “quase nulos” foram ratificados pelos agentes após diligências da EPE (Empresa de Pesquisa Energética).
Dessa forma, os especialistas da corte entendem ser necessário esclarecimento quanto à iniciativa de reavaliar os investimentos apresentados sem a devida análise do perfil específico dos projetos cadastrados no leilão. Ainda segundo o documento, os valores apresentados posteriormente são superiores aos que estão previstos nos parâmetros de custos de geração no PDE (Plano Decenal de Expansão de Energia) 2035.
Proteção do gás
Outro ponto levantado é uma “possível proteção indevida” ao gás natural comercializado pela malha de gasodutos de transporte – STGN (Sistema de Transporte de Gás Natural) – e às usinas conectadas a ela. A alegação se baseia em produtos que exigem que os agentes ligados aos gasodutos permaneçam assim até o fim do contrato de fornecimento de energia.
“Trata-se, portanto, de exigência que afeta diretamente a capacidade de os agentes ofertantes contratarem fornecimento de gás natural mais eficiente, com menores custos, e de, consequentemente, ofertarem preços menores, mais vantajosos aos consumidores, em atenção ao princípio da modicidade tarifária”, diz o documento.
Segundo os técnicos, também pesa o fato de que os custos praticados no STGN são “aparentemente” superiores aos praticados por importadores de gás natural. “O custo superior do gás natural comercializado por meio do STGN decorre de aspectos regulatórios das concessões a cargo dos transportadores e dos preços praticados pela Petrobras para a comercialização da molécula do gás natural”, afirmam.
Alerta no mercado
A representação na corte deixou o mercado de energia em alerta para uma possibilidade de adiamento do leilão. O primeiro certame, destinado a usinas de gás natural, carvão e hidrelétricas, está marcado para daqui a duas semanas, no dia 18 de março.
Antes preocupadas com o regramento do leilão e sua atratividade, agora as empresas do setor temem uma eventual suspensão direta do certame pela corte de contas ou recomendação para que o ministério postergue o processo, no que seria um terceiro adiamento.
O bastidor já preocupa executivos de companhias interessadas no leilão, algumas das quais vinham se planejando desde 2024, com preparação de projeto e encomenda de equipamentos. Mais do que desorganizar o horizonte desses agentes termelétricos, os executivos assinalam riscos para o sistema elétrico, que depende do certame para garantir o suprimento de potência.
De fato, a EPE recomendou ao MME a realização desse leilão ainda em 2023, mas os primeiros preparativos só começaram em 2024, e o leilão – previsto inicialmente para junho de 2025 – acabou sendo adiado sucessivas vezes por conta de judicialização e mudanças no formato. Os produtos foram separados pela natureza da fonte, conexão ou não à malha de gasodutos (no caso das usinas termelétricas) e ano de entrada em operação.
“Há uma necessidade patente de capacidade nova para 2028. Se esse leilão tivesse acontecido em 2023 ou 2024, os prazos estariam adequados. Em 2025, já teria sido apertado. Agora, em 2026, já estamos falando de uma emergência. Mesmo quem está preparado, com tudo provisionado, já terá dificuldade para entregar uma usina nova em menos de dois anos”, diz um executivo. Segundo essa fonte, há uma série de questionamentos ao formato mais recente do leilão, até passíveis de judicialização, que estão sendo relevados por uma parte do mercado para que o certame saia do papel. Uma intervenção do TCU agora, a dias do certame, jogaria tudo por terra, na visão desse agente.
Outra fonte do mercado, no entanto, minimiza, dizendo ser “muito fácil comprovar que os preços máximos anteriores levariam a um leilão vazio”, o que motivou a alteração pelo governo. Para o interlocutor, os técnicos do TCU estariam “equivocados tecnicamente quanto à adequação desses preços máximos”.
Mudança nos preços
O MME alterou os preços-teto de contratação do leilão após uma forte reação negativa do mercado. Inicialmente, a pasta fixou o limite de R$ 1,6 milhão/MW.ano (megawatt-ano) para novas termelétricas a gás natural e de R$ 1,12 milhão/MW.ano para aquelas já existentes. Agentes apontaram que os valores seriam inexequíveis e inviabilizariam a contratação, afirmando que o cálculo ignorou as mudanças nas condições do mercado fornecedor.
A pressão geral do setor fez o MME revisar os preços três dias depois. O preço-teto foi reajustado para R$ 2,9 milhões/MW.ano para empreendimentos termelétricos a gás natural novos. Já para térmicas existentes, o valor foi para R$ 2,25 milhões/MW.ano, dobrando o cálculo inicial.
Os preços-teto para usinas a óleo combustível, diesel e biodiesel também foram atualizados, de R$ 920 mil/MW.ano para R$ 1,6 milhão/MW.ano, e de R$ 990 mil/MW.ano para R$ 1,75 milhão/MW.ano. Na ocasião, o MME justificou que as atualizações consideram de maneira mais precisa os investimentos necessários para a operação das usinas e que houve “refinamento técnico na estrutura de custos”.
Fonte: Agência Infra
