10/09/2026
Os técnicos da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) detalharam como o encargo das baterias contratadas nos Leilões de Reserva de Capacidade (LRCap) previstos para dezembro poderá ser repassado aos compradores de contratos regulados vigentes. A minuta de resolução proposta lista os instrumentos abrangidos, estabelece uma fórmula geral para a transferência dos custos e dá à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) 180 dias para apresentar as regras operacionais.
Além da minuta, uma nota técnica complementar, assinada em 8 de setembro pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica (SGM), manteve o modelo de cobrança apresentado no fim de agosto, mas acrescentou as regras necessárias para colocá-lo em prática.
O texto detalha ainda a base de cálculo do encargo, a separação dos fluxos financeiros e as atribuições da CCEE e do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
Desde que a SGM divulgou a Análise de Impacto Regulatório (AIR) e a proposta inicial, em 24 de agosto, a Aneel passou a receber questionamentos sobre quem deve pagar o encargo e como o custo será distribuído. Entre os pontos ainda sujeitos a avaliação jurídica estão o enquadramento dos autoprodutores e a possível inclusão da micro e minigeração distribuída (MMGD) no grupo de pagantes.
Repasse aos compradores
A Lei 15.269/2025 determinou que os custos das baterias sejam rateados exclusivamente entre os geradores. A AIR ponderou, porém, que a atribuição formal do encargo à geração não impede a aplicação de cláusulas de recomposição previstas em contratos regulados celebrados antes da criação da cobrança.
A minuta de resolução proposta prevê que o encargo seja repassado aos compradores dos contratos regulados vigentes na data de criação da cobrança e abrangidos pelo mecanismo de recomposição. O texto menciona Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEARs), Contratos de Energia de Reserva (CERs), Contratos de Reserva de Capacidade (CRCaps), contratos de comercialização da energia de Itaipu, Angra 1 e Angra 2 e do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa), além dos contratos relativos às cotas de garantia física e potência.
O repasse será calculado segundo um Fator de Comprometimento Contratual, que vai representar a parcela do encargo associada à energia comprometida nos instrumentos regulados. A minuta apresenta a fórmula geral, mas remete o detalhamento do fator às Regras de Comercialização.
A AIR havia informado que as bases consultadas pela Aneel não permitiam identificar quanto do lastro de cada gerador estava comprometido em contratos regulados com cláusulas de recomposição. O relatório atribuiu à CCEE o futuro levantamento desses contratos, a apuração do lastro dos vendedores e o cálculo da proporção da energia comercializada com cada comprador.
Esse detalhamento operacional ainda não consta da minuta. O texto dá à CCEE 180 dias, contados da publicação da futura resolução, para encaminhar à Aneel as alterações necessárias nas Regras e nos Procedimentos de Comercialização. A Câmara deverá desenvolver as rotinas de apuração, faturamento, arrecadação, liquidação e repasse.
A proposta toma como referência uma discussão anterior da Aneel sobre o Encargo de Serviços do Sistema (ESS) por segurança energética, criado depois da celebração de contratos regulados. Naquele caso, a área técnica concluiu que a aplicação individual das cláusulas de recomposição exigiria milhares de aditivos e propôs a alocação direta do encargo aos compradores, proporcionalmente à energia contratada.
Segundo a AIR, o mesmo modelo permitiria reproduzir o efeito econômico da recomposição sem alterar individualmente os preços dos contratos. O relatório afirma que o custo suportado inicialmente pelo gerador seria transferido ao comprador regulado e, por meio das tarifas, aos consumidores cativos.
A Aneel ainda não estimou qual parcela do encargo será alcançada pelo repasse. Como referência, a AIR informou que o Ambiente de Contratação Regulada (ACR) respondeu por 39.678 MW médios em junho de 2026, equivalentes a 56,6% do consumo contabilizado pela CCEE. O relatório ressalvou que o percentual não corresponde ao volume efetivamente sujeito ao mecanismo, porque inclui contratos que podem não conter cláusulas de recomposição.
A regra não trata de um repasse do encargo nos contratos do mercado livre. Nesses casos, eventuais pedidos de reequilíbrio dependerão das cláusulas de cada PPA e dos mecanismos previstos para a solução de controvérsias. A diferença de tratamento entre contratos regulados e livres já provocou discussões sobre recomposição, arbitragem e judicialização.
Questionamentos sobre os pagantes
Logo depois que a Aneel abriu consulta pública para discutir os editais dos leilões de dezembro, a SGM consultou a Procuradoria Federal junto à Aneel, em 31 de julho, sobre o alcance da regra que atribuiu o custo das baterias aos geradores. Entre as perguntas apresentadas estava o enquadramento dos autoprodutores e a definição da base de cálculo aplicável a esses agentes.
A área técnica perguntou se o autoprodutor pode ser considerado gerador para o pagamento do encargo e, em caso afirmativo, se a cobrança deve incidir sobre toda a produção do empreendimento ou apenas sobre a parcela exportada à rede. A AIR incluiu os autoprodutores entre os agentes afetados, na parcela da energia integrada ao Sistema Interligado Nacional (SIN), mas ressalvou que a resposta da Procuradoria poderia alterar a configuração final da norma.
A minuta apresentada em setembro define como responsável pelo encargo o titular de outorga ou registro de central geradora que seja agente da CCEE. O texto, porém, não esclarece como essa definição será aplicada aos diferentes modelos de autoprodução nem qual parcela da energia entrará na cobrança. A manifestação da Procuradoria ainda não foi juntada ao processo.
A indefinição passou a ser discutida diretamente com o órgão jurídico. Em 2 de setembro, a Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia (Abiape) reuniu-se com a subprocuradora-geral Fábia Mara e com o procurador João Alfredo Serra Baetas Gonçalves.
Em apresentação feita aos procuradores, a associação apontou que a consulta formulada pela SGM não contempla todos os modelos de autoprodução e defendeu que geração e consumo sejam considerados conjuntamente.
Para a entidade, não deve haver diferença entre o autoprodutor titular da outorga e o consumidor equiparado a autoprodutor, nem entre os arranjos em que geração e consumo estão no mesmo local ou em pontos distintos. Segundo a apresentação, quando a geração equivale ao consumo no período analisado, não haveria fato gerador de custos.
Dois dias depois, a Procuradoria recebeu a Axia Energia e a Engie, que apresentaram outras interpretações sobre o alcance da cobrança.
A Axia defendeu que os autoprodutores integram a classe legal dos geradores e devem participar do encargo das baterias. A empresa sustentou que a Aneel pode graduar a participação dos agentes conforme seus atributos operativos, mas não excluir categorias que façam parte do conjunto de pagantes definido pela lei. Segundo a companhia, a retirada dos autoprodutores transferiria custos aos demais agentes.
Em outro encontro também com os procuradores, a Engie tratou do alcance mais amplo da regra de custeio. A empresa defendeu que o dispositivo que atribuiu aos geradores o custo das baterias seja interpretado em conjunto com a regra geral de rateio entre os usuários finais do SIN. A companhia pediu que seja considerada a aplicação da regra geral caso não existam geradores responsáveis pelo pagamento.
A discussão foi ampliada em 8 de setembro, quando a Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (Apine) enviou uma carta ao diretor Gentil Nogueira pedindo que a Procuradoria examine também a possível inclusão dos “consumidores-geradores” da MMGD.
A AIR havia deixado esses agentes fora da base e afirmado que sua inclusão dependeria de alteração legislativa. O relatório reconheceu, ao mesmo tempo, uma assimetria em relação à geração solar centralizada, que participaria do rateio.
A Apine argumentou que a MMGD, além de consumir energia, possui geração própria e pode injetar excedentes na rede. A associação pediu que a Procuradoria avalie se eles podem ser enquadrados entre os “agentes de geração de energia elétrica” mencionados pela Lei 15.269 antes da conclusão da regulamentação.
Rateio por flexibilidade
A minuta mantém a alternativa recomendada pela SGM na análise divulgada em agosto, em que todos os geradores devem pagar o encargo, com gradação dependendo do nível de flexibilidade do empreendimento. A lei atribuiu o encargo aos geradores, mas não definiu quais empreendimentos deveriam pagar, qual base seria utilizada nem como o custo seria dividido, deixando esse detalhamento para a Aneel.
Na AIR, a primeira alternativa examinada previa um rateio uniforme entre todos os geradores. A segunda separava o parque em dois grupos: as usinas consideradas flexíveis ficariam isentas, enquanto as demais arcariam com a totalidade do custo.
A SGM descartou a segunda opção porque a migração de empreendimentos para o grupo isento reduziria a base pagante. Como o custo dos contratos das baterias permaneceria o mesmo, o valor unitário aumentaria para os geradores remanescentes.
A terceira alternativa, incorporada à minuta, mantém todos os geradores no rateio, mas reduz a participação conforme a flexibilidade de cada usina. Os empreendimentos seriam distribuídos em quatro patamares, com coeficientes equivalentes a 100%, 75%, 50% e 25% do valor unitário.
A base mensal será a energia associada ao agente de geração. A minuta explicita que serão consideradas a energia alocada pelo Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) e, quando aplicável, a geração reconhecida em razão de cortes.
O ONS ficará responsável por apurar e divulgar até 31 de dezembro de cada ano o enquadramento das usinas nos quatro patamares. A classificação será aplicada ao rateio durante o ano seguinte.
A AIR justificou a manutenção de todos os geradores na cobrança pelas diferenças entre os serviços prestados pelas usinas e pelas baterias. O relatório reconheceu a capacidade das hidrelétricas de modular a produção e deslocar a geração por meio dos reservatórios, mas afirmou que os sistemas de armazenamento operam de forma bidirecional: retiram energia da rede durante os períodos de excesso de oferta e a devolvem nas horas de maior demanda.
Próximas etapas
A minuta também prevê contas, garantias e processos de liquidação separados para as baterias e para a reserva de capacidade contratada de usinas convencionais.
A área técnica recomendou que o texto e a AIR sejam submetidos conjuntamente à consulta pública por 30 dias. O processo está sob relatoria do diretor Gentil Nogueira e ainda depende de deliberação da diretoria da Aneel.
Fonte: MegaWhat
