Análise: Leilões de baterias testam as regras do setor

Grandes centrais de armazenamento podem reduzir o desperdício de energia renovável, mas a definição sobre quem arcará com o custo ainda expõe uma disputa regulatória.

O Brasil já produz energia renovável que, em muitos momentos, não consegue utilizar. Entre janeiro e agosto de 2026, segundo a Volt Robotics, houve 51 dias em que os cortes de geração solar e eólica superaram 60% da produção potencial em algum momento do dia.

Os cortes provocados por excesso de oferta responderam por 67% do curtailment, ante 49% em 2025 e 21% em 2024. É justamente nesse tipo de excesso que as baterias podem fazer maior diferença.

Em vez de reduzir a produção das usinas quando há eletricidade demais no sistema, o operador pode usar essa energia para carregar as baterias e devolvê-la algumas horas depois, quando a geração solar diminui ou a demanda aumenta. Restrições de transmissão, porém, nem sempre podem ser resolvidas dessa forma.

No CNN Talks Energia, em 24 de setembro, o diretor-geral do ONS, Márcio Rea, estimou que as baterias poderão reduzir os cortes entre 40% e 50%, conforme o resultado dos leilões previstos para dezembro.

A importância desses certames vai além da compra de equipamentos. Eles criarão, pela primeira vez em grande escala, capacidade de armazenamento contratada para ficar disponível ao ONS. Os projetos vencedores terão contratos de 15 anos, deverão oferecer pelo menos 30 MW e sustentar o fornecimento por quatro horas.

Os leilões transformam, portanto, a bateria em infraestrutura permanente de flexibilidade do sistema. A controvérsia começa na forma de pagar por essa capacidade. A Lei 15.269 determinou que o custo seja rateado apenas entre os geradores.

A área técnica da Aneel propôs diferenciar a cobrança conforme a capacidade de cada usina de ajustar sua produção às
necessidades do sistema. O mecanismo exige explicação.

A proposta cria quatro coeficientes de rateio: 100%, 75%, 50% e 25%. Uma usina inflexível recebe peso integral; uma de flexibilidade muito alta recebe peso de 25%. Isso não significa que os outros 75% de sua conta desapareçam.

O custo total continua sendo integralmente arrecadado, mas é redistribuído entre todos os geradores segundo esses pesos. Na prática, quem já oferece maior flexibilidade contribui proporcionalmente menos.

A lógica procura evitar um paradoxo: hidrelétricas e térmicas já ajudam a fornecer parte da resposta rápida que as baterias passarão a oferecer. Cobrá-las da mesma maneira que fontes menos flexíveis reduziria o reconhecimento econômico desse serviço.

Mesmo assim, “geradores pagam” não significa necessariamente que o custo termine neles. A própria análise regulatória admite que contratos do mercado regulado podem permitir recomposição, levando parte do encargo às tarifas.

A discussão é, portanto, também sobre quanto desse custo chegará ao consumidor e com que transparência. A regra ainda pode mudar. Projetos em tramitação no Congresso propõem retirar dos geradores a obrigação exclusiva de custear as baterias, enquanto agentes do setor alertam para judicialização e possível atraso dos leilões.

A indústria já reage ao sinal de mercado. A WEG elevou de R$ 280 milhões para R$ 330 milhões o investimento em sua fábrica de sistemas de armazenamento em Itajaí e dobrou a capacidade prevista para 4 GWh anuais.

As baterias podem reduzir desperdícios e aumentar a segurança de uma matriz cada vez mais dependente de fontes variáveis. Mas o sucesso dos leilões dependerá menos de provar que a tecnologia funciona e mais de construir uma regra de custeio compreensível, previsível e economicamente defensável.