As penalidades previstas para as usinas a serem contratadas no Leilão de Reserva de Capacidade de 2026 (LRCAP 2026), marcado para 18 e 20 de março, estão no centro das contribuições apresentadas por associações que representam os geradores de energia elétrica à Consulta Pública 35/2025 da Aneel.

Receosas de que o desenho proposto reduza a atratividade do certame, Abraget, Abrage, ABCS e Apine pedem ajustes no regime sancionatório. As entidades avaliam que o conjunto de multas, penalidades operativas e hipóteses de rescisão contratual eleva de forma significativa os riscos econômicos dos empreendimentos.

As quatro associações convergem na avaliação de que o modelo pode encarecer as ofertas, afastar potenciais participantes e, paradoxalmente, elevar o custo final da reserva de capacidade para os consumidores. Há críticas recorrentes ao excesso de rigor, à possibilidade de aplicação cumulativa de sanções e à baixa aderência às práticas observadas em mercados internacionais de capacidade.

Pela minuta do edital e dos Contratos de Potência de Reserva de Capacidade (CRCAP), as penalidades do LRCAP 2026 incidem sobre diferentes situações operativas e têm como base a receita fixa mensal paga ao gerador pela disponibilidade da potência contratada.

O modelo do leilão prevê sanções específicas para o não atendimento ao compromisso de entrega de potência, o descumprimento do despacho centralizado do ONS, a indisponibilidade acima dos índices declarados no cadastramento técnico e o descumprimento de parâmetros de flexibilidade operativa.

A penalidade pelo não atendimento à disponibilidade de potência contratada corresponde a 10% da receita fixa mensal, além da perda do direito ao recebimento dessa parcela no período. Já o não atendimento ao despacho do ONS enseja multa de 15% da receita fixa mensal, igualmente acompanhada da perda da remuneração correspondente.

A indisponibilidade acima dos índices de referência declarados na habilitação técnica acarreta penalidade adicional de 15%, apurada com base no Fator de Indisponibilidade (FID). Há ainda sanções diárias de 3% da receita fixa mensal para cada parâmetro de flexibilidade operacional excedido em relação aos valores de referência.

Acima da média

A crítica mais estruturada do arcabouço punitivo parte da Associação Brasileira de Geradoras Termelétricas (Abraget), que contratou a Thymos para comparar o modelo brasileiro de penalidades com mercados consolidados de capacidade.

O estudo analisou arranjos adotados em sistemas como PJM (Estados Unidos), Grã-Bretanha, Bélgica, Alemanha e Japão, e concluiu que o LRCAP 2026 coloca o Brasil em posição claramente fora da curva. Enquanto nesses mercados a relação entre penalidades e o Valor da Perda de Carga (VOLL) varia entre 0,7 e 1,4, no modelo brasileiro esse índice alcança 5,38 - cerca de quatro vezes superior ao observado no PJM.

Além do nível agregado das multas, a Abraget chama atenção para a lógica cumulativa das sanções. Segundo a entidade, o arcabouço permite a aplicação simultânea de penalidades por não atendimento ao despacho do ONS, indisponibilidade acima dos índices declarados, descumprimento de parâmetros de flexibilidade e falhas em testes de disponibilidade.

Na prática, isso significa que um único evento operacional pode gerar múltiplas sanções financeiras, elevando de forma exponencial a exposição econômica do gerador.

De acordo com o levantamento da Thymos, o Brasil é o único dos mercados analisados que admite até sete penalidades distintas aplicáveis a um mesmo empreendimento, contra três nos demais países.

Para a Abraget, esse desenho tende a elevar o custo de capital dos projetos, reduzir a competitividade das ofertas e afastar empreendimentos que poderiam contribuir para a confiabilidade do SIN. A associação defende a revisão da dosimetria das penalidades, com a eliminação da cumulatividade para um mesmo fato gerador e maior aderência ao impacto sistêmico efetivo da falha.

Período de cura

As preocupações com o excesso punitivo também aparecem na contribuição da Associação Brasileira do Carbono Sustentável (ABCS), que avalia o regime sancionatório como excessivamente rígido, sobretudo para as usinas termelétricas a carvão, segmento representado pela associação.

Nesse ponto, a entidade critica principalmente o tratamento conferido a falhas pontuais em testes de disponibilidade - ensaios operativos realizados para verificar se a usina contratada é capaz de entregar, quando acionada pelo ONS, a potência comprometida no contrato de reserva de capacidade.

Para a ABCS, o modelo proposto equipara eventos conjunturais à indisponibilidade estrutural, resultando em penalizações desproporcionais. Como esses empreendimentos operam com ciclos de manutenção mais longos e complexos, a verificação anual estrita dos índices de indisponibilidade programada pode distorcer a avaliação do desempenho real da usina.

A associação propõe que a aferição da indisponibilidade programada seja feita com base em médias móveis de 60 meses, metodologia já adotada em certames anteriores, e defende a criação de um mecanismo de “período de cura” nos testes de disponibilidade.

A ideia é permitir a realização de novo teste antes da aplicação da penalidade, evitando que falhas em partidas após longos períodos sem despacho sejam tratadas como indisponibilidade plena.

Também recebe crítica do setor do carvão a vedação absoluta à declaração de inflexibilidade, prevista na minuta contratual sob pena de resolução do CRCAP. Segundo a ABCS, a inflexibilidade é, em muitos casos, uma necessidade técnica para preservação de equipamentos, testes pós-manutenção e gestão de estoques de combustível, além de já produzir efeitos regulatórios e financeiros no âmbito da Resolução Normativa nº 1.030/2022. Para a associação, a proibição contratual elimina uma ferramenta legítima de gestão operativa sem ganhos claros para o sistema.

Mais equilíbrio

A Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica (Abrage), que representa majoritariamente o segmento hidrelétrico, segue a mesma linha. Embora reconheça a importância de penalidades para assegurar a entrega da potência contratada, a entidade sustenta que o LRCAP 2026 precisa calibrar melhor o equilíbrio entre incentivos e sanções, sob pena de perda de competitividade e retração do interesse dos agentes.

No caso das hidrelétricas, a Abrage destaca a necessidade de esclarecimentos sobre a aplicação das penalidades, especialmente em situações de despacho centralizado. Como o ONS usualmente despacha usinas por potência agregada, enquanto a apuração das obrigações no CRCAP ocorre por unidade geradora, haveria risco de penalização mesmo quando o agente cumpre integralmente a ordem operativa, mas não exatamente na unidade vinculada ao contrato de capacidade.

Para a entidade, a ausência de clareza compromete a previsibilidade regulatória e amplia o risco de sanções indevidas.

Já a Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (Apine) amplia o debate ao alertar para riscos específicos de penalização indevida e de duplicidade sancionatória, sobretudo no caso de hidrelétricas e ampliações.

Um dos pontos centrais levantados pela entidade é o não atendimento ao despacho do ONS. Como a ordem operativa é dirigida à usina como um todo, pode haver situações em que o agente atenda plenamente ao despacho utilizando máquinas existentes, mas seja penalizado caso a apuração considere apenas a unidade nova vinculada ao CRCAP.

Outro aspecto relevante diz respeito ao Fator de Indisponibilidade (FID). Embora a penalidade do CRCAP incida apenas sobre as unidades contratadas no leilão, a ampliação da usina eleva a garantia física do empreendimento e impacta diretamente o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE).

Para a Apine, essa dinâmica pode resultar em dupla penalização pela mesma conduta, uma no âmbito do CRCAP e outra no MRE. Diante disso, a associação propõe a exclusão da penalidade de FID no contrato de capacidade, mantendo seu tratamento apenas no mecanismo setorial já existente.

Embora a expectativa dos geradores, segundo análise da Thymos para a Abraget, seja a de que a contratação de usinas, principalmente térmicas, precise alcançar até 30 GW para atender à demanda de reserva de capacidade do país, as contribuições revelam receio de que o regime sancionatório eleve os custos sistêmicos e desestimule investimentos em um momento em que o sistema elétrico demanda mais flexibilidade e confiabilidade.

A decisão final da Aneel, portanto, é aguardada com expectativa pelos agentes geradores, que veem no eventual atendimento a seus pleitos não apenas maior equilíbrio econômico para o leilão, mas também previsibilidade e atratividade para o novo modelo de contratação de reserva de capacidade, em um sistema cada vez mais complexo, intermitente e sensível a sinais regulatórios.

O cronograma oficial prevê que a agência consolide a análise das contribuições da consulta pública nas próximas semanas, com deliberação final sobre o edital e os contratos no primeiro trimestre de 2026, de modo a preservar o calendário dos leilões previstos para março: no dia 18, o certame destinado à contratação de usinas a gás natural, carvão mineral e ampliações de hidrelétricas e, dois dias depois, em 20 de março, o leilão voltado a usinas a óleo, diesel e biodiesel.