A recente correspondência enviada pela ATGás (Associação de Empresas de Transporte de Gás por Gasodutos) à Aneel, apontando uma defasagem de 4,8 milhões de m³/dia para que as térmicas do Leilão de Reserva de Capacidade (LRCap 2026) operem em "capacidade máxima de modo contínuo", expõe a histórica falta de entrosamento entre os setores de gás e de energia elétrica.

Não faz sentido exigir disponibilidade de transporte 24 horas por dia para um fluxo de gás que só será necessário poucas horas por dia, para produção de energia elétrica no horário de máxima demanda. Como se sabe, o Brasil hoje tem sobra de energia; o que falta é potência, flexibilidade e inércia sistêmica. Como explicou Marcio Rea, diretor-geral do ONS, o LRCap 2026 foi organizado para “... assegurar potência disponível nos momentos mais críticos” (Poder 360, 08/06/2026).

Antes que alguém defenda investimentos na infraestrutura de gás, sob a premissa de um desnecessário funcionamento ininterrupto de usinas de ponta, é preciso perguntar: há alternativas economicamente mais atraentes?

Possivelmente sim. Ou seja, talvez grande parte da atual infraestrutura de transporte de gás possa ser aproveitada, sem necessidade de novos investimentos, desde que o gás possa ser estocado.

O armazenamento pode ocorrer nos gasodutos, tomando partido da compressibilidade do gás, ou em tanques próximos às usinas, na forma comprimida ou liquefeita. Assim, o transporte se daria de forma contínua, em menores vazões ao longo do dia, permitindo acumular o volume necessário para atender ao pico elétrico, de até quatro horas, com a potência requerida.

Em 2006, quando era diretor-geral da Aneel, enfrentamos um outro descompasso entre o setor de gás e o de energia elétrica. A Petrobras entendia de forma equivocada que usinas merchant, por não possuírem contratos de venda de energia de longo prazo, estariam desobrigadas de atender ao comando de despacho do ONS. Porém, a regra do Sistema Interligado Nacional (SIN) sempre foi clara: qualquer usina conectada submete-se ao despacho compulsório por razões de otimização energética ou segurança, sendo remunerada pelo preço spot da energia  - o PLD - ou por encargo setorial.

Se a obrigação de gerar quando acionado já alcança todas as usinas integrantes do SIN, cabe uma pergunta quase ingênua: por que a regra do LRCap 2026 admitiu que usinas existentes participassem do certame para receber uma receita fixa por algo que, teoricamente, já deveriam entregar?

Em vez de onerar o consumidor pagando pela disponibilidade de plantas que já estavam integradas ao SIN, não teria sido mais eficiente endurecer as punições regulatórias para as usinas que se declarassem persistentemente indisponíveis, quando acionadas pelo ONS?

No sentido contrário, havia o justificado temor de que a provável depressão do valor  médio do PLD devido à sobra de energia durante as horas ensolaradas  inviabilizaria a própria manutenção física das merchants, empurrando-as para a obsolescência ou sucateamento, por falta de receita. Optou-se pelo incentivo financeiro para reter o lastro de potência.

OK, acho que faz sentido. Porém, um leilão que de fato incentivasse a competição – o que, tudo indica, não foi o caso do LRCap 2026 -  resultaria em preços bem menores, pelo menos para as usinas existentes. Isso porque a remuneração fixa precisaria ser suficiente apenas para cobrir o custo de oportunidade do descomissionamento da planta para venda, inteira ou aos pedaços.