O primeiro leilão de baterias de armazenamento do País, previsto para dezembro, tornou-se o epicentro de uma disputa regulatória que ameaça atrasar um certame considerado estratégico para a segurança energética brasileira.
O impasse sobre quem deve arcar com o Encargo de Reserva de Capacidade (ERCAP) previsto pelo leilão — hoje integralmente atribuído aos geradores pela Lei 15.269 — elevou o risco de judicialização, mobilizou entidades do setor e acendeu alertas entre investidores.
Isso porque o leilão de baterias de armazenamento é apenas o ponto de partida para impulsionar pelo menos R$ 20 bilhões de investimentos, com possibilidade de destravar na sequência aportes de R$ 45 bilhões a R$ 120 bilhões visando o setor privado no ciclo de três a cinco anos.
A Aneel, agência reguladora do setor elétrico, conduz consulta pública para ajustar regras e reduzir riscos jurídicos, enquanto o Congresso discute o Projeto de Lei 3.716/2026, que retira dos geradores a obrigação de pagar pelo serviço.
É aí que reside boa parte da polêmica. O PL em discussão não define explicitamente quem passa a pagar pelo serviço de armazenamento caso os geradores deixem de ser responsáveis. Ele apenas retira da Lei 15.269 o dispositivo que atribui exclusivamente aos geradores o pagamento do ERCAP aplicado às baterias.
Se o dispositivo for retirado, o setor elétrico volta ao regime geral de rateio de encargos, que é definido pela regulação da Aneel. Nesse regime, encargos sistêmicos são tradicionalmente pagos por todos os consumidores, proporcionalmente ao uso da rede — como já ocorre com outros encargos setoriais —, a menos que a agência reguladora ou uma nova lei defina outra regra.
A Aneel informou que, se o Congresso avançar na mudança da Lei 15.269 (via PL 3.716/2026), será necessário ajustar o edital, o que pode exigir um adiamento técnico de até 30 dias.
O governo tenta equilibrar as pressões. Só depois de reconhecer a tensão crescente, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, admitiu nesta semana que o governo “trabalha para evitar o adiamento”, embora afirme que “tecnicamente, sempre há possibilidade”.
O leilão de baterias é visto como peça central para enfrentar dois problemas que pressionam o sistema elétrico brasileiro: o curtailment e o déficit de potência.
O curtailment — os cortes de geração em usinas renováveis, especialmente solares, quando há excesso de energia sendo injetada na rede durante o dia — tem crescido com a rápida expansão da matriz solar e eólica, gerando desperdício de produção e custos adicionais ao sistema.
As baterias permitem armazenar essa energia excedente e deslocá-la para horários de maior consumo, reduzindo perdas e aumentando a eficiência operacional do ONS, órgão responsável por controlar, coordenar e supervisionar a operação de geração e transmissão de energia elétrica.
Ao mesmo tempo, o País projeta um déficit de potência de 55 gigawatts (GW) até 2034, uma lacuna de capacidade firme necessária para atender à demanda nos momentos críticos. O armazenamento ajuda a preencher essa falta de potência, evitando picos de despacho térmico que chegam a custar R$ 3 bilhões por ano em encargos — e que tendem a aumentar sem novos recursos de flexibilidade.
Certame duplo
O leilão inaugura um mercado aguardado há mais de três anos e será realizado em dois blocos: um exclusivo para empresas com fabricação nacional e outro aberto a fornecedores estrangeiros.
A divisão busca estimular a indústria local e atrair fabricantes ao País, ao mesmo tempo em que garante competição internacional. A estrutura também foi desenhada para acomodar diferentes perfis de tecnologia, desde baterias de grande porte para operação centralizada até sistemas modulares que podem ser integrados a plantas híbridas.
A dimensão do interesse é inédita. Mais de 6 mil projetos foram cadastrados, somando 296,9 GW de potência — volume que supera em mais de dez vezes toda a capacidade instalada do sistema elétrico brasileiro.
A contratação inicial, porém, deve ser modesta: entre 2GW e 4 GW, o equivalente a cerca de 16 gigawatt-hora (GWh) de capacidade em um cenário mais robusto. A diferença entre oferta e contratação revela que o setor está aquecido, mesmo diante da incerteza regulatória e da elevada carga tributária sobre equipamentos importados, que pode chegar a 70%.
Empresas como WEG, Huawei, BYD, Echoenergia, Casa dos Ventos, Comerc, Vibra, Raízen e diversas comercializadoras anunciaram nas últimas semanas que estão estruturando áreas dedicadas ao armazenamento, seja com investimento próprio ou por meio de parcerias com empresas de fora, em especial chinesas.
A SecPower, que atua há três décadas no segmento, por exemplo, inaugurou uma linha de montagem de baterias em Minas Gerais e planeja ampliar a capacidade para até 2 GWh por ano, caso o leilão avance.
A empresa projeta faturar R$ 180 a R$ 200 milhões em 2026 e alcançar R$ 1 bilhão em cinco anos, apoiada na diversificação de aplicações de soluções de armazenamento— de telecom a data centers, passando por residências e grandes indústrias.
Para Gabriela Reigada, CEO da SecPower, o maior custo hoje não é financeiro, mas regulatório. “A regra atual concentra encargos nos geradores sem refletir os benefícios sistêmicos das baterias”, afirma a executiva, ao NeoFeed. “Isso eleva o risco de judicialização e trava decisões industriais.”
Segundo ela, o leilão tem efeito multiplicador: enquanto o mercado privado de armazenamento cresce de forma gradual, a contratação pública tende a destravar investimentos em escala, reduzir receios tecnológicos e estimular contratos em comércio, indústria e geração distribuída.
Como exemplo, diz que um projeto mínimo de 120 MWh previsto pelo leilão custa entre R$ 130 milhões e R$ 150 milhões. “Se o leilão contratar 4 GW, o volume pode superar R$ 1,6 bilhão apenas em equipamentos — e isso catalisa outros negócios que não dependem do certame”, acrescenta.
A executiva ressalta que o modelo atual cria assimetria regulatória ao penalizar exclusivamente os geradores, enquanto os benefícios das baterias se espalham por todo o sistema: redução de perdas por curtailment, maior flexibilidade operativa para o ONS e diminuição de custos tarifários no médio prazo: “A regulação deveria refletir eficiência, não adicionar encargos ao consumidor ou ao gerador de forma isolada.”
Do outro lado, a Abrace — associação que representa grandes consumidores — alerta para o risco de que o impasse acabe recaindo sobre a conta de luz.
A entidade teme que, se o encargo for redistribuído, consumidores cativos e industriais acabem arcando com parte do custo do armazenamento – que pode variar entre R$ 3 bilhões e R$ 7 bilhões por ano, dependendo da contratação, ou 4% de aumento na conta de luz.
Para a Abrace, o modelo atual deve ser mantido para evitar repasses tarifários, embora reconheça que geradores podem embutir o custo nos lances, elevando preços.
Paulo Pedrosa, presidente da entidade, tem reiterado que os grandes consumidores passaram anos discutindo e corrigindo distorções que os levavam a arcar com custos decorrentes de cortes de geração por falta de mercado — o chamado curtailment.
Para ele, não faria sentido que esses mesmos consumidores agora fossem chamados a financiar um sistema que, na prática, reduz justamente o prejuízo dos geradores. A entidade também critica a possibilidade de contratação excessiva, lembrando que o Leilão de Reserva de Capacidade (LRCap) de março já comprometeu mais de R$ 500 bilhões em encargos até 2046.
O impasse sobre o custeio das baterias expõe uma contradição: embora o setor reclame da regra atual, o mercado segue avançando, com empresas ampliando fábricas, estruturando equipes e fechando parcerias.
O leilão pode ser adiado, mas dificilmente será abandonado. A demanda por flexibilidade é estrutural, e o armazenamento tende a se tornar uma das indústrias mais promissoras do País nos próximos anos.
