O custo estimado total supera R$ 516 bilhões, com receita fixa anual de até R$ 39,2 bilhões para os empreendimentos vencedores e apenas R$ 64,5 bilhões em investimentos previstos
O leilão, realizado em março de 2026 pelo Ministério de Minas e Energia (MME) com operacionalização da Aneel e suporte técnico da EPE e do ONS, contratou 19,48 gigawatts de reserva de capacidade, predominantemente de termelétricas (Foto: divulgação/Ibama)
As duas maiores entidades de representação industrial do Brasil foram ao Tribunal de Contas da União nesta quarta-feira em uma ofensiva coordenada contra o Leilão de Reserva de Capacidade de 2026 (LRCAP 2026). A Confederação Nacional da Indústria (CNI) e a Federação das Indústrias do Estado de São Paulo (Fiesp) protocolaram petições distintas no mesmo dia, pedindo ao TCU que intervenha antes da homologação dos contratos do certame, prevista para 21 de maio. Juntas, as entidades constroem um quadro de acusações que vai de fragilidades metodológicas a possível dupla remuneração de custos, passando por supressão da competição, sobrepreço para usinas já amortizadas e risco de contratos bilionários com empresas sem capacidade operacional real.
O leilão, realizado em março de 2026 pelo Ministério de Minas e Energia (MME) com operacionalização da Aneel e suporte técnico da EPE e do ONS, contratou 19,48 gigawatts de reserva de capacidade — predominantemente de termelétricas a gás natural, carvão mineral, óleo combustível e biodiesel, em contratos de até quinze anos de duração. O custo estimado total supera R$ 516 bilhões, com receita fixa anual de até R$ 39,2 bilhões para os empreendimentos vencedores e apenas R$ 64,5 bilhões em investimentos previstos.
A concentração dos resultados em poucos grupos econômicos reforça a crítica. A Fiesp cita nominalmente Eneva, Petrobras e Âmbar Energia como os principais beneficiários do certame, e menciona operações societárias realizadas imediatamente antes do leilão, seguidas da obtenção de receitas fixas bilionárias de longa duração. O Cade, segundo a federação, já analisa aspectos concorrenciais do certame
Início
A fase interna do leilão teve início em 2022, mas a modelagem passou por reformulações sucessivas ao longo de 2023, 2024 e 2025, com revogação de portarias e redefinição de premissas centrais. Em outubro de 2025, o MME publicou as Portarias Normativas nº 118 e nº 119, ampliando os prazos contratuais para até quinze anos e redefinindo as regras centrais do certame, sem a realização de Análise de Impacto Regulatório (AIR) abrangente, como exige o Decreto nº 10.411/2020.
Foi o que veio a seguir, porém, que concentrou as maiores críticas. Em janeiro de 2026, o MME solicitou à EPE uma nota técnica para definição do Custo Marginal de Referência (CMR), métrica utilizada para formação dos preços-teto. Os valores estimados naquele momento variavam entre R$ 1,2 milhão e R$ 1,6 milhão por MW/ano no primeiro certame. Então, em 13 de fevereiro de 2026, pouco mais de um mês antes das sessões públicas, os preços-teto foram abruptamente revisados para cima.
A Fiesp detalhou a velocidade da mudança com precisão cirúrgica. Em menos de setenta e duas horas, o MME autorizou aumentos que chegaram a 100% para usinas existentes a gás e carvão, cujo teto passou de R$ 1,12 milhão para R$ 2,25 milhões por MW/ano. Para novas usinas dessas mesmas fontes, o salto foi de 81%, de R$ 1,6 milhão para R$ 2,9 milhões por MW/ano. Usinas a óleo tiveram alta de 74% e as a biodiesel, de 77%. Apenas as hidrelétricas permaneceram com seus tetos inalterados.
A CNI completa, informando que a própria AudElétrica, unidade técnica do TCU especializada em energia, reconheceu fragilidades metodológicas na definição desses preços-teto, destacando que os parâmetros utilizados se basearam predominantemente em dados declarados pelos próprios agentes econômicos interessados na contratação. Sem transparência sobre as memórias de cálculo e sem validação independente das estimativas, consumidores, agentes setoriais e órgãos de controle ficaram impedidos de verificar a racionalidade dos valores definidos.
Custo fixo
A contribuição da Fiesp ao debate técnico diz respeito a uma distorção metodológica específica na composição do Custo Variável Unitário (CVU) máximo adotado como referência do certame, uma irregularidade que, se confirmada, explicaria parte substantiva do sobrepreço identificado.
O argumento parte da UTE Nova Piratininga, usina que operava no modelo merchant, sem contratos de longo prazo — e que, por isso, precisava recuperar seus custos fixos integralmente pelo despacho. Em junho de 2025, a ANEEL aprovou um CVU para essa usina que incorporava R$ 204,89/MWh de parcela de custo fixo ao componente variável, solução emergencial justificada pela ausência de qualquer outra fonte de receita para a planta. Esse CVU, registrado no Programa Mensal de Operação (PMO) de outubro de 2025, tornou-se a referência máxima de custo variável para todas as usinas a gás e carvão do LRCAP.
O problema é que as usinas contratadas no leilão não são merchants: elas recebem uma Receita Fixa Anual precisamente para remunerar seus custos fixos. Ao adotar como teto um CVU que já carrega 14,3% de componente fixo, o modelo teria criado uma dupla remuneração: os custos fixos seriam pagos tanto pela receita fixa garantida quanto pelo custo variável declarado — com a conta sendo repassada aos consumidores em ambos os casos.
Usinas velhas
Há ainda um terceiro vetor de sobrepreço identificado, desta vez exclusivamente pela Fiesp: a quase equiparação entre os tetos aplicados a usinas existentes, já amortizadas e sem novos investimentos declarados, e aqueles definidos para empreendimentos greenfield, de implantação integralmente nova.
Para a federação, a lógica regulatória deveria distinguir claramente as duas situações. Usinas antigas já recuperaram o capital investido ao longo de anos de operação. Sua remuneração por disponibilidade deveria refletir apenas os custos prudentes de operação, manutenção e, quando tecnicamente comprovado, de modernização. Ao permitir que ativos depreciados fossem remunerados em patamares próximos aos de projetos novos, que precisam remunerar o capital ainda não recuperado, o modelo teria criado risco de captura de renda econômica indevida por disponibilidade, integralmente custeada pelos consumidores de energia.
Deságio
Com preços-teto majorados em até 100% e metodologia de demanda questionável, o resultado das sessões públicas de março confirmou, na visão das entidades, as previsões mais pessimistas. O principal processamento, realizado em 18 de março, contratou 18,98 GW com deságio médio de apenas 5,52%, percentual que, segundo a CNI e a Fiesp , é incompatível com um ambiente de competição efetiva em um certame da magnitude do LRCAP.
Geradoras de papel
Além das questões de preço e competição, ambas as entidades manifestam preocupação com a capacidade operacional efetiva de parte das vencedores do leilão, com as chamadas "geradores de papel". São empresas que participam de certames sem lastro técnico, patrimonial ou financeiro compatível com as obrigações assumidas.
A CNI destaca que o próprio ministro do TCU Bruno Dantas alertou publicamente para o risco de simulação concorrencial e comprometimento da lisura do certame. O Acórdão nº 925/2026-Plenário, editado após as sessões públicas de março, reconheceu a gravidade do risco e autorizou a AudElétrica a investigar vínculos societários, capacidade econômico-financeira e antecedentes dos vencedores, com auxílio da Secretaria de Controle Externo de Informações Estratégicas e Inovação (Seinc).
Segundo a Fiesp, diante da magnitude financeira e da longa duração dos contratos firmados, a existência de empresas sem capacidade real de entrega da potência contratada representa risco sistêmico para a segurança energética nacional, precisamente o objetivo que o leilão pretendia garantir.
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