O resultado do LRCAP 2026 – que viabilizou 100 empreendimentos, investimentos totais de R$ 64,5 bilhões e deságio de R$ 35,5 bilhões – indica uma reorganização do parque de potência firme no Brasil, com três vetores: a consolidação do gás natural como eixo dominante, a preservação de usinas térmicas existentes estratégicas e a introdução ainda incipiente de soluções de transição, com contratações mínimas do biodiesel e do biometano.

Nesse desenho, os leilões realizados em 18 e 20 de março não apenas ampliam a participação das térmicas na matriz, mas redefinem seu papel em um sistema cada vez mais dependente de flexibilidade operativa. Do total de 19,47 GW contratados, 15,2 GW vieram de térmicas a gás natural, 1,26 GW de carvão mineral e 501 MW das a óleo, diesel e biodiesel. A conta fecha com os 2,5 GW de ampliações hidrelétricas contratados.

Mais relevante que o volume é a composição da contratação térmica: cerca de 8,9 GW correspondem a novas usinas a gás a partir de 2028, enquanto aproximadamente 8,1 GW referem-se à recontratação de existentes dos três tipos termelétricos, que, sem os leilões, estariam descontratados nos próximos anos.

Considerando um parque térmico de cerca de 45 GW, com pouco mais de 770 UTEs, a entrada dessas novas usinas representa crescimento de aproximadamente 19,8%, elevando a capacidade para cerca de 53,9 GW e ampliando a participação da fonte na matriz de 19,6% para cerca de 23,5%, assumindo a capacidade instalada total da ordem de 230 GW. Trata-se de uma expansão relevante combinada com a preservação de ativos existentes.

Margem favorável

A disponibilidade de infraestrutura energética — e não apenas o preço, elevado pela natureza da fonte (CVU de até R$ 1.433/MWh) — foi determinante para os resultados dos certames. Na avaliação do diretor da consultoria ePowerBay, André Felber, o leilão operou sob uma condição pouco usual de ampla margem de conexão, fator determinante para o comportamento dos preços.

Com base na nota técnica de margem de escoamento elaborada para o leilão, a ePowerBay identificou 103 barramentos em 94 subestações, distribuídos em 24 estados, dos quais apenas três não apresentavam capacidade disponível. Na prática, quase todos os pontos avaliados estavam aptos a receber novos projetos — um cenário bastante distinto dos leilões de energia para renováveis, frequentemente marcados por restrições de rede.

Esse quadro foi reforçado pela própria metodologia de cálculo da margem para térmicas. Diferentemente dos leilões de energia, o LRCAP considera a entrega de potência apenas nos momentos críticos do sistema, na rampa de carga. Nesse período, a ocupação da rede é menor, o que amplia a capacidade disponível para conexão e torna o critério de escoamento menos restritivo.

Subestação Pecém: junto com Cauípe e Fortaleza, as três SEs no Ceará comam 4,5 GW de capacidade de escoamento disponível (Foto: Divulgação/Pecém)

Esse arranjo — ampla margem e metodologia mais flexível — reduziu a competição por pontos de conexão, tradicionalmente um dos principais vetores de disputa. Em vez de competir por acesso à rede, os projetos passaram a disputar apenas preço, em um ambiente com elevada oferta de pontos viáveis.

O efeito é particularmente evidente em regiões com forte concentração de contratação, como o Ceará. No estado, foram negociados cerca de 3,1 GW de potência, enquanto a capacidade de escoamento disponível nas principais subestações — como Cauípe, Fortaleza e Pecém (P100) — somava aproximadamente 4,5 GW. A margem era suficiente para acomodar praticamente todos os projetos vencedores, reduzindo a pressão competitiva local.

Essa dinâmica ajuda a explicar os deságios reduzidos observados no primeiro leilão, que registrou deságio médio ponderado de 5,5%, com produtos como 2027 praticamente sem desconto (0,01%) e 2028 na faixa de 6,17%, segundo dados da EPE. Com ampla disponibilidade de conexão, os agentes não precisaram reduzir agressivamente os preços.

A distribuição da contratação ao longo dos produtos reforça essa leitura. O primeiro leilão, realizado em 18 de março, absorveu praticamente toda a necessidade estrutural de potência do sistema, com destaque para o produto de 2028, que concentrou cerca de 7,4 GW. Já o segundo certame, voltado a óleo, diesel e biodiesel, teve participação marginal, com apenas 501 MW contratados, evidenciando uma mudança abrupta de escala e de dinâmica competitiva.

Nesse segundo leilão, a menor quantidade de projetos e a competição mais direta resultaram em deságio médio de 50,14%, com produtos chegando a 55,7% no caso do biodiesel, contrastando com os níveis observados no certame principal.

A contratação entre 2026 e 2030 foi fortemente influenciada por essa combinação de fatores: disponibilidade de infraestrutura, localização dos projetos e dinâmica de mercado. Nos primeiros anos, como 2026 e 2027, houve maior equilíbrio entre cadastramento e margem, enquanto nos horizontes posteriores a restrição de rede se torna mais relevante, condicionando a viabilidade dos empreendimentos.

Polo gás

No caso do gás natural, a expansão se ancora na infraestrutura existente — e, cada vez mais, na sua ampliação. A maior parte dos projetos vencedores está associada a regiões com acesso a terminais de GNL, portos e malha de transporte, reforçando o conceito de gas-to-wire. Como observa o diretor da Thymos Energia, Filipe Soares, o leilão “reflete como está estruturado o mercado de gás no Brasil”, com protagonismo dos agentes que controlam a molécula e a infraestrutura.

UTE Três Lagoas (252 MW) da Petrobras: empresa atuou principalmente com recontratação de ativos existentes (Foto: Divulgação/Petrobras)

Isso se traduz na concentração dos contratos entre grandes grupos e na necessidade de novos investimentos logísticos. A Eneva liderou o certame com cerca de 5,06 GW, sendo aproximadamente 3,49 GW em usinas novas e 1,57 GW em ativos existentes, e deverá viabilizar novos terminais de GNL para suportar os projetos contratados — no Ceará, com o complexo Jandaia, que soma mais de 2,3 GW, e no Sudeste, com projetos em Presidente Kennedy (ES), de cerca de 883 MW, e no Norte Fluminense (RJ), com aproximadamente 291 MW. A companhia também reforça sua presença em Sergipe, consolidando um modelo integrado entre geração e suprimento de gás.

Enquanto isso, a Petrobras atuou principalmente na recontratação de ativos relevantes, somando cerca de 3,34 GW, com destaque para Termomacaé (900 MW), Nova Piratininga (386 MW), Seropédica (360 MW) e Três Lagoas (252 MW). Já a Âmbar Energia, do grupo J&F, reforçou sua posição com ativos como a UTE Santa Cruz (RJ), com cerca de 500 MW, e a recontratação da UTE Uruguaiana (RS), com aproximadamente 640 MW, evidenciando a competitividade de plantas já conectadas à rede.

(N.R. No momento de fechamento dessa matéria, a Âmbar tinha dado entrada em processo de revisão dos resultados do LRCap na Aneel, questionando a classificação de Araucária II como usina existente e a dificuldade de acesso da UTE Santa Cruz)

Apesar da predominância do gás natural fóssil, o leilão também registrou a entrada pontual do biometano como alternativa renovável para oferta de potência. O grupo sucroenergético Cocal contratou duas unidades — Narandiba (SP) e Paraguaçu Paulista (SP) —, ambas com cerca de 5 MW, no produto de 2028, operando como “gás natural renovável” no mecanismo de reserva de capacidade. Embora de pequena escala, a contratação sinaliza o potencial de inserção da fonte no atendimento à demanda por potência firme.

Carvão, diesel e biodiesel

Na margem, o carvão mineral preservou espaço como fonte complementar, com cerca de 1,26 GW contratados, em usinas já em operação, como Porto do Pecém I e II (CE), para 2027 e 2031, e Porto do Itaqui (MA), também para o produto 2031. Embora menos flexíveis, por levarem quase um dia para entrarem em operação integral, esses ativos apresentam custos operacionais menores em cenários de despacho prolongado, atuando como suporte em períodos de maior demanda.

Unidade Narandiba, da Cocal, faz parte da entrada pontual do biometano como alternativa renovável no produto 2028 (Foto: Divulgação/Cocal)

“O sistema é sempre despachado pelo menor custo total. Às vezes, uma usina que demora mais para entrar pode ser mais eficiente se permanecer operando por mais tempo”, afirma Adriana Oliveira, da Thymos Energia, para quem a contratação dessas térmicas fez muito sentido para o sistema.

Já o segundo leilão, realizado em 20 de março e voltado a óleo combustível, diesel e biodiesel, teve participação marginal, com apenas 501 MW contratados, sendo cerca de 80% em óleo e diesel e 20% em biodiesel. Entraram projetos como Petrolina (PE), Canoas Diesel (RS), Xavantes Aruanã (GO) e Termoceará Diesel (CE), com contratos de três anos, além de Petrolina Bio (PE) e UTBio Xavantes (GO), únicas contratadas para biodiesel, com início em 2030 e contratos de dez anos, em modelo de conversão das usinas existentes que operam com fóssil.

Apesar da sinalização de transição energética, a contratação de biodiesel ficou bastante aquém do esperado: cerca de 90 MW, com as duas usinas, frente a aproximadamente 3 GW cadastrados. Na avaliação do diretor da ePowerBay, André Felber, o resultado está diretamente ligado ao desenho do leilão. Realizado após a contratação da maior parte da necessidade sistêmica no certame principal, o segundo leilão operou com baixa demanda e maior competição relativa entre poucos projetos.