Cinco “fios soltos” do setor elétrico que levam à mesma pergunta: quem paga a conta?
O setor elétrico chega à reta final de 2026 com uma série de decisões regulatórias que avançam em paralelo, mas ainda não formam um desenho coerente.
Armazenamento de energia, compensação pelo curtailment, leilões para contratação de reserva de capacidade e controle dos subsídios que pressionam a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) podem parecer discussões distintas. Na prática, todas desembocam na mesma pergunta de sempre: quem deve pagar pelos custos necessários para manter o sistema equilibrado?
A avaliação de advogados do setor ouvidos pela agência eixos é que os “fios soltos” do setor elétrico aumentam a insegurança jurídica justamente no momento em que o governo prepara os primeiros leilões de baterias do país.
“A insegurança jurídica é ruim para todo mundo. Porque a insegurança gera risco e o risco gera custo”, afirma Kamila Bezerra, advogada especialista em direito público do Toledo Marchetti Advogados.
São cinco os fios soltos. Todos tratam, em diferentes escalas, da alocação dos custos de segurança e modernização do sistema.
O leilão de baterias contrata uma solução para dar flexibilidade à operação; o PL 3.716 discute quem deve pagar pelas baterias; a Lei 15.269 e a Portaria 140 procuram resolver parte do prejuízo passado provocado pelo curtailment; a revisão do encargo de reserva de capacidade, o Ercap, tenta cobrar essa reserva de acordo com o perfil de uso do sistema; e o PLP 100 propõe regras gerais para impedir a criação desordenada de encargos e subsídios.
Aneel avança com as baterias enquanto o mercado briga pela conta
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) decidiu, na terça (6/10), abrir consulta pública sobre o custeio da contratação de baterias. As contribuições à CP 37/2026 vão desta quinta (8/10) a 6 de novembro.
A proposta mantém a conta com os geradores, como determina a lei, mas modula o pagamento pela flexibilidade de cada usina. As mais flexíveis pagariam 25% do encargo; as menos flexíveis, 100%.
O relator, diretor Gentil Nogueira, disse que se trata de uma “norma perene”, que, se aprovada, poderá ser usada no custeio das baterias contratadas em dezembro. O edital dos leilões, ainda a ser aprovado, também pode disciplinar esse custeio.
A Aneel precisa aprovar até o fim de outubro os editais dos dois primeiros leilões de reserva de capacidade voltados a sistemas de armazenamento por baterias. As consultas públicas sobre os documentos (CPs 22 e 23/2026) receberam contribuições até 14 de setembro.
Os certames estão previstos para 2 e 4 de dezembro e têm mais de 6 mil projetos cadastrados. Um deles é destinado a equipamentos de produção nacional. Os contratos terão duração de 15 anos, com início de suprimento em 1º de agosto de 2028. Os projetos deverão ter, individualmente, pelo menos 30 MW.
O objetivo é contratar potência para os horários em que o sistema mais precisa. As baterias poderão armazenar energia em momentos de excesso de oferta — especialmente durante o dia, quando a geração solar é elevada — e devolvê-la ao sistema no fim da tarde ou à noite, quando aumenta a demanda.
As consultas receberam 88 contribuições. Entre os principais pontos levantados estão justamente o rateio dos custos, a possibilidade de participação de baterias colocalizadas com usinas existentes, as condições de acesso à rede e as exigências de conteúdo nacional.
Associações e empresas também propuseram que o edital adote uma redação neutra sobre quem arcará com o encargo, para acomodar uma eventual mudança da lei pelo Congresso.
O edital, portanto, avança enquanto o principal impasse econômico ainda não foi pacificado.
A Lei 15.269/2025 determinou que o encargo relacionado à contratação de armazenamento fosse suportado pelos agentes de geração. Coube à Aneel regulamentar como esse rateio será feito.
Geradores questionam a cobrança por entenderem que as baterias prestarão um serviço a todo o Sistema Interligado Nacional (SIN), não apenas a quem produz energia. Também argumentam que o novo custo atingiria projetos estruturados e financiados sob regras diferentes.
Do outro lado, entidades de consumidores e de distribuidoras defendem manter a regra atual. Abrace, Concen e Abradee afirmam que foi a expansão das renováveis intermitentes que criou a necessidade de capacidade firme e que, por isso, o custo do armazenamento deve ficar com a geração, sem onerar as tarifas.
Diogo Nebias, advogado especialista em contratos de infraestrutura e sócio do Panucci, Severo e Nebias Advogados, resume o problema.
“Para projetos que já estão em operação, trazer esse custo agora desequilibra a lucratividade, porque tem toda uma modelagem financeira que é feita por taxa de retorno, contratação de financiamento de longo prazo, etc.”
PL 3.716 tenta mudar quem paga pelas baterias
Enquanto a Aneel regulamenta a legislação vigente, o deputado Arnaldo Jardim (Cidadania/SP) apresentou o PL 3.716/2026 para mudar justamente a regra que está sendo regulamentada.
O projeto, apresentado em 15 de julho, revoga o trecho da Lei 10.848/2004 — incluído pela Lei 15.269 — que concentra nos geradores o pagamento do encargo associado aos sistemas de armazenamento.
Quase três meses depois da apresentação, porém, o projeto continua aguardando despacho do presidente da Câmara, sem definição das comissões pelas quais deverá tramitar.
O problema é o desencontro de tempos. A Aneel precisa concluir os editais e disciplinar o rateio com base na lei atual. O Congresso, por sua vez, pode posteriormente aprovar uma regra diferente.
A diretora da Aneel Agnes da Costa reconheceu o risco de uma mudança legislativa durante a preparação dos leilões e disse esperar que uma eventual decisão do Congresso sobre o rateio ocorra somente depois dos certames. Ela falou ao estúdio eixos em 24 de setembro, durante a ROG.e.
“A gente vai caminhando de acordo com a lei vigente, mas se a gente for surpreendido por uma mudança, esperemos que talvez a mudança seja mais para frente, porque senão você tem justamente todo um processo para contratação meio que já em discussão, né?”, afirmou.
A diretora ressaltou que a Aneel seguirá a legislação que estiver vigente.
Se a regulamentação da agência e uma futura lei caminharem em direções opostas, a legislação aprovada pelo Congresso terá hierarquia superior. Até que haja adaptação, contudo, abre-se espaço para judicialização.
“Isso pode ser judicializado”, analisa Nebias.
Para o advogado, há fundamento no argumento de que o benefício é coletivo.
“O sistema de armazenamento serve para o sistema como um todo. Se você pensar logicamente não deveria só o setor de geração arcar com esse custo.”
Na visão de Kamila Bezerra, são “duas formas de definição em paralelo”, mas que podem acabar convergindo.
Curtailment ganha regra para o futuro, mas compensação segue aberta
A discussão sobre baterias ganhou urgência com o avanço do curtailment — os cortes determinados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) sobre a produção de usinas, sobretudo solares e eólicas, quando o sistema não consegue absorver ou transportar toda a energia disponível.
Com o El Niño, os cortes podem chegar a 25% da geração renovável neste ano e custar mais de R$ 8 bilhões, segundo análise da Aurora Research divulgada em agosto.
A Lei 15.269/2025 criou uma saída para parte do passivo acumulado pelos geradores, especialmente a partir de 2023. O acordo foi precedido pela CP 210/2025 e regulamentado em 2026 pela Portaria Normativa 140 do Ministério de Minas e Energia (MME), que traz alguns alívios.
O mecanismo permite compensar determinados cortes ocorridos no período abrangido pela lei, mediante adesão dos geradores e assinatura de termo de compromisso. Em contrapartida, os participantes encerram ou renunciam a disputas relacionadas aos eventos incluídos no acordo.
Cálculos do setor indicam que a compensação ficará próxima de R$ 3 bilhões. A Abeeólica estima R$ 3,3 bilhões e a Volt Robotics, R$ 2,7 bilhões.
Cerca de 90% dos geradores elegíveis sinalizaram intenção de aderir, segundo o MME, mas isso não significa que todo o passivo tenha sido resolvido. Permanecem discussões sobre quais cortes podem ser enquadrados, a classificação das restrições e o valor efetivamente reconhecido para cada empreendimento.
Segundo Bezerra, do Toledo Marchetti, a solução olha principalmente para trás.
“Essa solução, é para um ajuste do passado, de 2023 até o momento da entrada em vigor da lei em 2025.”
Para o futuro, a regra estrutural saiu nesta semana. Na terça (6/10), a Aneel aprovou a norma que ordena os cortes de geração e encerrou a CP 45/2019, aberta há cerca de sete anos para estabelecer critérios de curtailment e definir como os impactos econômicos dos cortes devem ser distribuídos.
A decisão foi por 4 votos a 1. Prevaleceu o voto-vista do diretor Gentil Nogueira, acompanhado pela relatora, Agnes da Costa. Ficou vencido o voto do ex-diretor Fernando Mosna, que defendia submeter o rateio definitivo entre as fontes a uma quarta fase de consulta pública.
A norma prevê um período de sombra de um ano, durante o qual as novas regras serão testadas antes de produzirem todos os efeitos econômicos. Nesse período, o rateio é transitório e separado por fonte — eólicas entre si e solares entre si. As hidrelétricas entram depois, de forma gradual.
O teste começa 180 dias após a publicação da resolução. A aplicação definitiva ocorre 18 meses depois da publicação.
O fio que continua solto é o da compensação. A regra define como os cortes são ordenados e divididos entre os geradores, não quem ressarce o prejuízo. E o acordo da Lei 15.269 cobre cortes até novembro de 2025.
O tema ficou para a revisão da Resolução 1.030, que deverá reunir as discussões sobre compensação por cortes de geração. Em setembro, Agnes da Costa disse à eixos que a expectativa é abrir consulta pública sobre o tema ainda em 2026.
Essa revisão deverá tratar, entre outros pontos, das circunstâncias em que hidrelétricas devem ser compensadas por cortes.
“Eu acho que talvez abrir consulta pública já esse ano. Então assim, no setor, digamos assim, pelo lado da geração, eu acho que esse é um dos temas que mais vai aquecer, vai mais movimentar os agentes, porque é onde estão preocupados”, disse.
Encargo da reserva de capacidade pode ter cobrança por consumo no pico
Termina nesta quinta (8/10) a consulta pública em que o MME colocou em debate a modernização do rateio do Encargo de Potência para Reserva de Capacidade (Ercap). Aberta em 24 de agosto, a revisão é outra peça desse quebra-cabeça.
O encargo é usado para pagar a contratação de recursos disponíveis para atender o sistema em momentos críticos, em especial térmicas a gás.
Os leilões de reserva de capacidade de março vão gerar um custo anual de R$ 48 bilhões em encargos a partir do início da próxima década, segundo cálculos da TR Soluções.
A proposta é aproximar a cobrança do consumo no horário de pico do sistema. Hoje, o rateio considera o pico de consumo de cada usuário ao longo do mês. Passaria a valer o consumo na janela de maior demanda do sistema — até quatro horas consecutivas, em dias úteis, definidas pelo ONS.
Neste desenho, consumidores que usam mais energia nos horários de maior necessidade de potência contribuiriam mais; e quem consome nos horários de menor pressão sobre o sistema pagaria menos.
A proposta prevê ainda a inclusão de geradores no rateio do encargo.
A lógica procura substituir um rateio genérico por um sinal econômico relacionado à contribuição de cada usuário para a necessidade de reserva. Também cria incentivo para deslocar o consumo e ampliar a participação da resposta da demanda.
“A tarifa horária vai beneficiar também o sistema. As exposições horárias já acontecem hoje, por meio de cálculo da CCEE, no mercado livre”, afirma Rosi Costa Barros, sócia de Energia do Demarest.
Para a advogada, a resposta da demanda também pode ajudar a reduzir o curtailment. Nesse mecanismo, consumidores se oferecem para diminuir ou deslocar a carga em determinados períodos, evitando o acionamento de recursos mais caros ou ajudando a equilibrar oferta e demanda.
A revisão do Ercap se conecta diretamente ao debate das baterias. Se a reserva de capacidade beneficia o sistema, a discussão passa a ser se seu custo deve ser socializado ou atribuído de forma proporcional a quem provoca — ou mais utiliza — a necessidade de potência.
PLP 100 tenta criar “responsabilidade fiscal” para encargos e subsídios
O PLP 100/2026, também apresentado por Arnaldo Jardim, procura tratar o problema em um nível mais amplo. Em vez de resolver apenas o rateio das baterias, propõe regras gerais de governança, transparência e responsabilidade para fundos, encargos e subsídios do setor elétrico.
A proposta é inspirada na lógica da Lei de Responsabilidade Fiscal. Novos benefícios ou subsídios precisariam vir acompanhados de estimativa de impacto, prazo e indicação da fonte de recursos.
O projeto também mira a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), que concentra políticas públicas, descontos e subsídios pagos principalmente pelos consumidores na tarifa.
Barros, do Demarest, compara o sistema a uma pizza cujo preço não diminui quando alguém é dispensado de pagar, mas defende que o Tesouro Nacional também deveria aportar, uma vez que parte do problema do setor deriva de decisões políticas do governo.
“O setor elétrico tem um custo. Como se você comprasse uma pizza e você partisse o custo dessa pizza em 3 pessoas que vão comer. Se você começar a dar isenção para algumas pessoas não pagarem o custo, o preço da pizza continua o mesmo”, aponta.
“O Tesouro teria que ter uma reserva destinada para o orçamento da CDE, para tirar o peso de agentes e do consumidor principalmente”, defende.
O PLP 100 tenta evitar que decisões isoladas — aprovadas em leis, medidas provisórias ou atos regulatórios — criem novas despesas sem avaliar o efeito sobre o conjunto da tarifa.
Bezerra, do Toledo Marchetti, afirma que o projeto “traz mecanismos gerais assim para racionalizar toda a questão dos encargos do setor elétrico” e tenta estabelecer critérios mais objetivos de análise e governança.
Por ser um projeto de lei complementar, o texto depende de maioria absoluta, sendo necessários 257 votos na Câmara e 41 no Senado. Sua aprovação é, portanto, mais complexa do que a do PL 3.716, um projeto de lei ordinária, que passa com maioria simples.
Cinco frentes ligadas e ainda em aberto
As cinco frentes tratam, em diferentes escalas, da mesma questão, a alocação dos custos de segurança e modernização do sistema. Nenhuma está resolvida por completo.
O rateio das baterias entra em consulta nesta quinta (8/10), com os leilões marcados para dezembro e os editais ainda por aprovar. O PL 3.716, que pode mudar essa regra, espera despacho na Câmara.
O curtailment ganhou regra para os cortes futuros, mas a compensação ficou para outra norma. A consulta do Ercap termina também nesta quinta, ainda sem decisão do MME. E o PLP 100, que tenta ordenar a criação de encargos e subsídios, depende de maioria absoluta na Câmara e no Senado.