O primeiro leilão de baterias do Brasil, previsto para dezembro, chega à reta final de preparação sem uma definição básica: quem vai pagar a conta. Os dois certames de reserva de capacidade para sistemas de armazenamento estão marcados para 2 e 4 de dezembro, com contratos de 15 anos e início do suprimento em agosto de 2028, mas parte do setor elétrico já considera o adiamento como certo, segundo a Folha de S.Paulo. A Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) discute as minutas dos editais em audiência pública na terça-feira (1º), em Brasília, e recebe contribuições até 14 de setembro.
A origem do impasse é uma regra incluída na Lei 15.269/2025, que determinou que o custo das baterias seja pago exclusivamente pelos geradores de energia, e não rateado por todos os usuários do sistema via encargos na tarifa, como ocorre nos demais leilões de reserva de capacidade. O problema é que a Aneel ainda não definiu como será esse rateio: quais geradores dividirão o encargo e quanto cada um pagará. Nos últimos dias, técnicos da própria agência passaram a avaliar a inclusão de usinas hidrelétricas e termelétricas na divisão, segundo reportagens do Valor Econômico e da MegaWhat.
Representantes dos setores de baterias e de geração eólica e solar argumentam que a reserva de capacidade é um seguro do sistema como um todo, a contratação de potência extra para garantir abastecimento nos momentos de maior necessidade, e que por isso o custo deveria ser dividido por todos, com repasse ao consumidor na conta de luz. Defensores da regra atual afirmam que o encargo deve ficar com quem tornou o leilão necessário: os próprios geradores, cuja produção intermitente exige flexibilidade. De acordo com a Folha, mesmo no desenho atual o consumidor pagará de forma indireta, porque os geradores tendem a repassar o custo ao preço da energia contratada e as empresas a embuti-lo nas ofertas do leilão.
O mercado em disputa
O tamanho do negócio ajuda a explicar a pressão. O armazenamento em baterias é tratado como solução para o curtailment, o corte forçado de geração renovável quando a rede de transmissão não consegue absorver a produção. Só em 2024, o Nordeste concentrou 75% das interrupções de geração renovável do país, com mais de 330 mil horas de produção suspensa e prejuízo superior a R$ 1,6 bilhão, segundo levantamento da consultoria Volt Robotics citado pelo Movimento Econômico. A Deloitte estima que o segmento pode atrair R$ 57 bilhões em investimentos até 2035, e a Absae, associação que reúne empresas de armazenamento, calcula que a contratação de 2 GW em baterias destravaria cerca de R$ 10 bilhões.
Os dois certames, instituídos pela Portaria Normativa 136/2026 do Ministério de Minas e Energia, terão formatos distintos. No leilão nacional, as baterias precisam ser fabricadas no Brasil, conforme critérios de credenciamento do BNDES. No leilão geral, a importação é permitida. O cadastramento de projetos bateu recorde histórico para um primeiro leilão, segundo a EPE (Empresa de Pesquisa Energética). A versão definitiva dos editais está prevista para o fim de outubro.
No Congresso, tramita o PL 3.716/2026, do deputado Arnaldo Jardim, que revoga a exceção criada em 2025 e devolve às baterias a regra geral de custeio da reserva de capacidade. Em artigo publicado na CNN Brasil, o diretor-executivo da Absae, Fabio Monteiro Lima, defendeu que o leilão não fique condicionado à regulamentação prévia do rateio e citou o precedente de 2021: o primeiro leilão de reserva de capacidade foi realizado em dezembro daquele ano, os contratos foram assinados em julho de 2022 e a regra de custeio só foi concluída em outubro de 2024, antes da entrada em operação das usinas.
Para geradores e investidores, a indefinição aumenta o risco regulatório e tende a encarecer as ofertas, seja por menor competição, seja por preços maiores embutidos nos lances. Para o consumidor, a conta chega de um jeito ou de outro: diretamente na tarifa, se o custo for rateado pelo sistema, ou diluída no preço da energia contratada, se ficar com os geradores.