O primeiro leilão de reserva de capacidade para contratar baterias de grande porte no Brasil atraiu mais de seis mil projetos, um número recorde para o setor elétrico. A alta procura sinaliza o apetite para investir em sistemas de armazenamento de energia, mas esbarra em dúvidas sobre um aspecto crucial: quem vai bancar os custos das baterias.
Alguns agentes do mercado defenderam o adiamento dos leilões diante das incertezas e alertaram para os riscos de judicialização durante uma audiência pública promovida pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) no início do mês. O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, admitiu a possibilidade de adiamento, mas disse que a pasta trabalha para evitar atrasos.
Esses leilões são esperados desde 2024 e estão marcados para dezembro. A urgência cresceu devido à escalada do risco de apagão por excesso de geração de energia renovável, que tem gerado cada vez mais cortes de geração pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) — o curtailment — e prejuízo para as geradoras.
A principal dúvida é como será feito o rateio dos encargos das baterias. Hoje vale a Lei 15.269/2025, que determina que os custos devem ser pagos pelas empresas geradoras de energia, mas não detalha como fazer essa divisão.
No fim de agosto, técnicos da Aneel recomendaram que a conta seja dividida por todas as empresas geradoras de energia. Pela proposta, fontes com mais flexibilidade para ligar e desligar a geração pagariam menos, caso da maioria das hidrelétricas e termelétricas, enquanto as menos flexíveis, como solares e eólicas sem sistema próprio de armazenamento, ficariam com a maior parte da conta.
Porém, a própria Aneel ainda busca aval jurídico da Procuradoria Federal para algumas questões, como os critérios usados para diferenciar os geradores e o tratamento a autoprodutores.
A proposta foi recebida com resistência por alguns grupos do setor, como a Associação Brasileira de Geradoras Termelétricas (Abraget), que chamou a ideia de uma “distorção inaceitável”. A recomendação precisa ser analisada pelo colegiado da Aneel e pode ser colocada em consulta pública — o processo corre separadamente dos leilões.
Os sistemas de armazenamento de baterias (BESS, na sigla em inglês) guardam energia durante a baixa demanda para devolvê-la nos picos, dando estabilidade e flexibilidade a um sistema em que a geração de renováveis intermitentes cresceu de forma acelerada.
Fontes controláveis também podem ganhar eficiência com a adoção de baterias. As usinas hidrelétricas, por exemplo, deixariam de realizar variações intensas de geração para acompanhar a demanda crescente por energia no começo da noite, o que reduziria o desgaste dos equipamentos.
Quem vai pagar a conta?
Há movimentações para alterar a legislação que determina que o custo seja pago pelas geradoras. No Congresso, o PL 3.716/2026, do deputado Arnaldo Jardim (Cidadania-SP), prevê inserir os consumidores no centro do rateio — no formato vigente, as geradoras podem repassar o custo ao consumidor final também. O projeto está parado.
A Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia (Absae) defende a realização do leilão sem atraso, e regras iguais às de tecnologias com função equivalente a de reserva, como termelétricas, que têm o custo dividido entre consumidores na conta de luz.
Segundo a associação, as baterias poderiam reduzir custos do sistema e justificar a cobrança dos consumidores. “A gente estima que o custo fixo para cada gigawatt contratado via baterias fique na ordem de R$ 1,2 bilhão anual, enquanto essa quantidade em termelétricas novas custa R$ 2,5 bilhões por ano”, diz Fabio Lima, diretor-executivo da associação.
A mudança na lei também tem apoio de associações de geradores renováveis, como Absolar e Abeeólica.
A Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), por outro lado, é contra incluir os consumidores na cobrança. O grupo afirma que a conta de luz já tem encargos para apoiar a expansão de fontes renováveis, o que gerou a necessidade de sistemas de armazenamento.
Rafael Barbosa, gerente de trading de energia na StoneX, cita o mercado atacadista PJM Interconnection, dos Estados Unidos, como um modelo de referência para a cobrança. No país, as baterias participam de vários mercados diferentes e são remuneradas conforme o serviço que prestam: capacidade, energia, regulação de frequência e reserva.
O custo recai sobre os consumidores. A lógica é que, se são pessoas e empresas que se beneficiam da garantia de ter energia disponível nos momentos de maior demanda, elas também devem arcar com essa segurança.
Outro possível modelo de rateio para o custo das baterias prevê a exclusão de usinas já existentes. O argumento é que empresas que construíram parques solares, eólicos ou hidrelétricas seriam isentas de custos não-previstos no momento do investimento.
A Associação dos Produtores Independentes de Energia (Apine) diz que o modelo preservaria a previsibilidade, pois as usinas foram construídas e venderam energia sem prever o encargo. A entidade reúne cerca de 60 associados.
As maiores beneficiadas seriam as geradoras de energia renovável do Nordeste, que manteriam os custos como estão hoje. A região concentra grande parte da expansão solar e eólica do país, mas enfrenta problemas relacionados à transmissão e distribuição.
Cerca de 71% dos projetos inscritos para o leilão de baterias estão no Nordeste. Propostas do Sudeste correspondem a 19% dos cadastrados, da região Sul, a 5%, e do Norte, a 1,6%.
Outro modelo possível, mas sem propostas na mesa, é ratear custos conforme os benefícios para cada agente: quem ganhasse mais com a melhoria do sistema pagaria mais. “O modelo ideal deveria reconhecer e remunerar os atributos desejados pelo sistema, como flexibilidade, confiabilidade, controle e benefício ambiental”, diz Daniela Afonso, advogada do escritório Siqueira Castro.
Procura recorde
A quantidade elevada de inscrições para o leilão está muito acima do que será de fato contratado. Os 6.091 projetos somam 296 gigawatts (GW) de potência, enquanto estimativas do mercado e do governo indicam que a demanda fique entre 2 GW e 5 GW.
A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) fará habilitação técnica dos projetos para verificar potência, descarga, eficiência, recarga e conexão à rede. Enquanto isso, a Aneel recebe sugestões em uma consulta pública sobre o edital até 14 de setembro.
Para disputar o leilão, a empresa terá de apresentar garantia de 1% do investimento e o vencedor, de 10%. O projeto ganhador fica impedido de revender o contrato antes do começo da operação.
O leilão está previsto para acontecer em duas etapas. Na primeira, marcada para 2 de dezembro, só participam projetos que contenham parcela mínima de componentes produzidos no Brasil. A segunda, em 4 de dezembro, abrange todas as iniciativas elegíveis, independentemente da origem.
A indefinição sobre o rateio do custo e a alta competitividade sinalizada pelo cadastro recorde de projetos fizeram algumas empresas adotarem cautela no certame.
ISA Energia, Engie e Alupar disseram que ainda estão avaliando riscos, rentabilidade e concorrência. A Petrobras sinalizou participação com a Lightsource BP. A brasileira WEG e as chinesas Huawei e BYD também estão no páreo.
Empresas chinesas têm anunciado parcerias com brasileiras para atender aos requisitos de conteúdo nacional da primeira etapa do leilão. É o caso da gigante asiática CATL e da pernambucana Baterias Moura, que anunciaram uma parceria, e da chinesa Jinko Ess, que assinou um memorando de entendimento com a UCB Power.
