Regras do leilão para contratação de potência elétrica

Publicada em 2 de janeiro deste ano no Diário Oficial, a Portaria Normativa GM/MME 96/24, do Ministério de Minas e Energia (alterada pela Portaria Normativa MME 97/25), estabeleceu as diretrizes para a realização do leilão para contratação de potência elétrica proveniente de empreendimentos de geração novos e existentes.

O leilão, denominado Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência de 2025 (LRCAP de 2025), tem como objetivo garantir a continuidade do fornecimento de energia elétrica e atender à necessidade de potência requerida pelo Sistema Interligado Nacional (SIN), por meio da contratação de fontes de geração de despacho centralizado.

O LRCAP de 2025 busca fortalecer o processo de transição energética, ao propor uma contratação mais alinhada com os requisitos do sistema. Isso visa garantir a segurança do fornecimento de energia diante das profundas transformações que o sistema elétrico brasileiro vem enfrentando nos últimos anos, principalmente com a ampliação das fontes renováveis no país.

Uma inovação importante apresentada no LRCAP de 2025 foi a possibilidade de contratar reserva de capacidade de potência também por meio da ampliação de usinas hidrelétricas, além das usinas termelétricas.

Data para a realização do LRCAP e produtos

De acordo com a Portaria Normativa GM/MME 96/24, o LRCAP de 2025 será realizado no dia 27 de junho de 2025. Na ocasião, serão negociados os produtos abaixo:

• Produto Potência Termelétrica 2025: destinado a usinas termelétricas existentes a gás natural e a biocombustíveis, com a entrega para 1 ° de setembro de 2025, com dez anos de contrato.
• Produto Potência Termelétrica 2026: destinado a usinas termelétricas existentes a gás natural e a biocombustíveis, com a entrega para 1° de julho de 2026, com dez anos de contrato.
• Produto Potência Termelétrica 2027: destinado a usinas termelétricas existentes a gás natural e a biocombustíveis, com a entrega para 1º de julho de 2027, com dez anos de contrato.
• Produto Potência Termelétrica 2028 A: destinado a usinas termelétricas existentes a gás natural e a biocombustíveis, com a entrega para 1° de julho de 2028, com dez anos de contrato.
• Produto Potência Termelétrica 2028 B: destinado a usinas termelétricas novas a gás natural e a biocombustíveis, com a entrega para 1° de julho de 2028, com 15 anos de contrato.
• Produto Potência Termelétrica 2029 A: destinado a usinas termelétricas existentes a gás natural e a biocombustíveis, com a entrega para 1° de julho de 2029, com dez anos de contrato.
• Produto Potência Termelétrica 2029 B: destinado a usinas termelétricas novas a gás natural e a biocombustíveis, com a entrega para 1° de julho de 2029, com 15 anos de contrato.
• Produto Potência Termelétrica 2030 A: destinado a usinas termelétricas existentes a gás natural e a biocombustíveis, com a entrega para 1° de julho de 2030, com dez anos de contrato.
• Produto Potência Termelétrica 2030 B: destinado a usinas termelétricas novas a gás natural e a biocombustíveis, com a entrega para 1° de julho de 2030, com 15 anos de contrato.
• Produto Potência Hidrelétrica 2030: destinado a empreendimentos de ampliação de capacidade instalada, por meio da instalação de novas unidades geradoras, de usinas hidrelétricas existentes de despacho centralizado, com a entrega para 1° de julho de 2030, com 15 anos de contrato.
  
  
  • Observação: caso a usina hidrelétrica tenha sido prorrogada ou licitada de acordo com a Lei 12.783/13, o empreendimento não estará qualificado para participar do LRCAP de 2025, a menos que a usina tenha sido licitada no regime de cotas e tenha parte da garantia física fora desse regime, conforme disposto no art. 2°-A da Lei 9.478/97.

Todos os empreendimentos contratados no LRCAP de 2025 deverão apresentar características de flexibilidade operativa, para poder atender a todos os despachos definidos na programação diária estabelecida pelo Operador Nacional do Sistema (ONS).

Ainda de acordo com a portaria, será possível solicitar a antecipação da entrada em operação comercial, com a consequente antecipação do início de suprimento da usina para a Aneel. A solicitação deverá ser submetida à avaliação e concordância do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), para que se estabeleça uma nova data de início de suprimento. Será necessário atender às seguintes condições:

• existência de benefícios técnicos e/ou financeiros para o SIN da antecipação solicitada; e
• atendimento aos requisitos sistêmicos para a entrada em operação comercial, inclusive a disponibilidade de conexão na nova data de suprimento.

Remuneração

Os vendedores terão direito à remuneração resultante do LRCAP de 2025 após o início de suprimento e após a entrada em operação comercial da usina.

• Remuneração pela disponibilidade de potência contratada: o titular da usina de geração terá direito a uma receita fixa anual, a ser paga em 12 parcelas mensais, que poderão ser reduzidas conforme a apuração em meses anteriores.

O cálculo da receita fixa será de responsabilidade do vendedor e deverá abranger, entre outros fatores:

• custo e remuneração de investimento (taxa interna de retorno);
• custos de conexão ao sistema de transmissão e distribuição;
• custo de uso do sistema de transmissão ou distribuição;
• custos fixos de operação e manutenção (O&M);
• custos de seguro e garantias do empreendimento e compromissos financeiros do vendedor;
• tributos e encargos diretos e indiretos;
• custos decorrentes da obrigação de disponibilidade para despacho a critério do ONS, incluindo custos de armazenamento de combustível; e
• custos decorrentes da obrigação de manutenção da disponibilidade da potência contratada ao longo de todo o contrato, incluindo eventuais investimentos.

Empreendimentos impedidos de participar do LRCAP de 2025

De acordo com a portaria, não estão tecnicamente habilitados pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE):

• empreendimentos termelétricos novos e existentes que utilizem como combustível o carvão mineral, óleo diesel ou óleo combustível;
• empreendimentos termelétricos com custo variável unitário (CVU) igual a zero;
• empreendimentos termelétricos cujo CVU seja superior ao maior CVU constante no programa mensal de operação (PMO) de janeiro de 2025, excluídos os CVU de usinas termelétricas com disponibilidade igual a zero;
• empreendimentos termelétricos cujo valor da inflexibilidade de geração anual seja superior a zero;
• empreendimentos termelétricos com despacho antecipado;
• empreendimentos de geração termelétricos novos e existentes que declarem parâmetros de flexibilidade operativa que não atendam aos conceitos definidos nos procedimentos de rede;
• parcela existente ou ampliação de usinas que foram prorrogadas ou licitadas de acordo com a Lei 12.783/13, exceto as licitadas no regime de cotas e que têm parte da garantia física fora desse regime (art. 2°-A, da Lei 9.478/97);
• parcela de empreendimentos de geração hidrelétrica sem ampliação;
• ampliação de empreendimentos de geração hidrelétrica que não agreguem capacidade adicional de potência despachável ao SIN, limitados aos valores de contribuição mensal definidos pela metodologia da EPE;
• ampliação de empreendimentos de geração hidrelétrica sem a instalação de nova(s) unidade(s) geradora(s);
• empreendimentos que tenham vencido leilões regulados, mesmo ainda não adjudicados, ou que tenham contratos de comercialização de energia elétrica no ambiente regulado (CCEARs), contratos de energia reserva (CERs) ou contratos de potência de reserva de capacidade (CRCAPs) registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), em vigor durante período de suprimento que coincida, ainda que parcialmente, com os previstos para o LRCAP de 2025;
  
  
  • Observação: o dispositivo não se aplica nos casos de ampliação de empreendimentos hidrelétricos participantes do produto Potência Hidrelétrica de 2030, desde que a ampliação não tenha vencido leilões regulados, mesmo ainda não adjudicados, e que não tenha CCEARs, CERs ou CRCAPs registrados na CCEE.
• empreendimentos de geração cujo candidato tenha capacidade remanescente para escoamento de geração inferior à respectiva potência injetada;
• empreendimentos movidos a biocombustíveis que apresentem mistura com combustível fóssil em sua composição; e
• empreendimentos que não atendam às condições para cadastramento e habilitação técnicas estabelecidas pela Portaria 102/GM/MME, de 2016, observadas as demais condicionantes dispostas na Portaria Normativa GM/MME 96/24.

Requisitos mínimos de flexibilidade de usinas termelétricas

Os requisitos mínimos de flexibilidade das usinas termelétricas mencionados pela Portaria Normativa GM/MME 96/24 são:

Habilitação e cadastramento

Para participar do LRCAP de 2025, os empreendedores deverão solicitar o cadastramento e a habilitação técnica de seus projetos à EPE, apresentando a documentação necessária até as 12h do dia 14 de fevereiro deste ano. O prazo para a apresentação se inicia em 13 de janeiro.

Considerações finais

A Aneel ficou incumbida de elaborar o edital e os respectivos CRCAPs, além de adotar as medidas necessárias para a promoção do LRCAP de 2025. Aguarda-se também que o Ministério de Minas e Energia publique portaria normativa específica, contendo os procedimentos para a realização do LRCAP de 2025.

O Ministério das Minas e Energia definirá o montante total de reserva de capacidade a ser contratado, com base nos estudos da EPE e do ONS, respeitados os critérios gerais de garantia de suprimento estabelecidos pelo Conselho Nacional de Política Energética.

Apesar de as regras terem sido alteradas um dia após a publicação do texto original – basicamente para incluir as termelétricas a biocombustíveis – não se esperam novas alterações no texto.

Restam pendentes apenas a publicação das regras do ONS com as premissas e critérios para cálculo da margem de escoamento – informações fundamentais para o processo de decisão dos investidores – e a publicação da portaria normativa do Ministério de Minas Energia com o procedimento para a realização do LRCAP de 2025, como mencionado acima.