06/10/2026
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) vai colocar em uma mesma consulta pública duas alternativas para definir quanto cada gerador pagará pelo encargo das baterias contratadas nos leilões de reserva de capacidade (LRCap) de dezembro.
A proposta da área técnica da agência gradua a cobrança de acordo com a flexibilidade das usinas, enquanto uma variante apresentada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) considera a contribuição de potência de cada empreendimento na janela crítica do sistema.
A consulta será realizada entre 8 de outubro e 9 de novembro e terá um workshop para apresentação e discussão das metodologias antes do término do período de contribuições. A decisão foi tomada nesta terça-feira, 6 de outubro, seguindo voto do diretor Gentil Nogueira.
O prazo reduzido surgiu da preocupação de que o certame ocorra sem que haja tempo para a Aneel concluir a discussão sobre o rateio.
Segundo o relator do processo, a alternativa do ONS não substitui, neste momento, a metodologia recomendada pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica (SGM). As duas serão submetidas ao debate para que a Aneel compare seus efeitos antes de definir o modelo de rateio.
“A consulta pública é o ambiente adequado para comparar as duas réguas de graduação, examinar seus pressupostos e efeitos distributivos”, afirmou o diretor em seu voto.
Ao final da consulta, a Aneel poderá decidir se o coeficiente que determinará a participação de cada gerador no encargo será baseado na flexibilidade operativa, na contribuição de potência durante a janela crítica ou em uma combinação dos dois atributos.
A discussão trata do Encargo de Reserva de Capacidade associado à contratação de sistemas de armazenamento de energia em baterias (Ercap-SAE). A Lei 15.269/2025 determinou que os custos da contratação sejam rateados entre os geradores, mas deixou para a Aneel regulamentar a forma de divisão da conta.
Flexibilidade reduz participação no rateio
A metodologia recomendada pela área técnica mantém todos os geradores agentes da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) na base de custeio, mas gradua a participação de cada empreendimento de acordo com sua flexibilidade. A energia gerada no mês será utilizada como base de incidência do encargo.
Os empreendimentos serão distribuídos em quatro patamares. Usinas classificadas como inflexíveis, no P1, terão coeficiente equivalente a 100% do encargo; aquelas com flexibilidade baixa, no P2, 75%; as de flexibilidade alta, no P3, 50%; e as classificadas com flexibilidade muito alta, no P4, 25%.
Nenhum dos geradores abrangidos pela regra ficará completamente isento. A proposta busca evitar que a retirada dos empreendimentos mais flexíveis reduza progressivamente a base de custeio e concentre a cobrança sobre os demais agentes.
“Todos os geradores fazem parte do universo pagante, mas eles são diferenciados por patamar de flexibilidade. Quanto mais flexível, menos o custo arcado com o pagamento do Ercap”, explicou representante da área técnica da Aneel.
A área técnica considera que a flexibilidade é o atributo que melhor representa a contribuição dos geradores para reduzir as necessidades operativas que justificam a contratação das baterias.
A constatação é de que nenhum gerador entrega a flexibilidade bidirecional das baterias, e que os sistemas de armazenamento também atuam como carga durante a recarga, o que impede uma equiparação completa entre uma usina considerada flexível e a bateria contratada no leilão.
Hidrelétricas ficariam com 46,2% da conta
Em uma simulação apresentada pela Aneel, considerando um encargo total de R$ 1 bilhão, as hidrelétricas responderiam por 46,2% da conta, embora representem 60,5% da energia gerada considerada no cálculo.
As eólicas, com 18,3% da base, ficariam com 26,8% do encargo. As termelétricas responderiam por 15%, ante participação de 13% na geração, enquanto as fotovoltaicas passariam de 5,7% da base para 8,4% do custo. As nucleares, com 2,5% da geração, responderiam por 3,6%.
Nesse cenário, o encargo médio seria de R$ 1,25/MWh para as hidrelétricas, R$ 1,90/MWh para as termelétricas e R$ 2,40/MWh para eólicas, fotovoltaicas e nucleares. A média do sistema seria de R$ 1,64/MWh.
O cálculo ocorre em duas etapas. Primeiro, é considerada a energia associada a cada gerador. Depois, essa base individual é ajustada pelo coeficiente correspondente ao patamar de flexibilidade da usina. As bases ajustadas são normalizadas para garantir a arrecadação integral do valor necessário para remunerar as baterias.
Com isso, reduzir o coeficiente de uma usina não diminui o montante total do encargo, mas redistribui a conta entre os demais geradores, conforme a análise da área técnica.
Para as hidrelétricas, a proposta mede a capacidade efetivamente demonstrada de modular a geração entre períodos de menor e maior necessidade do sistema. Nas termelétricas, são considerados atributos como tempos de acionamento e desligamento, rampas e capacidade de modulação.
Já eólicas e solares sem armazenamento associado são enquadradas no patamar de menor flexibilidade. A instalação de baterias associadas ou colocalizadas poderá levar esses empreendimentos a patamares superiores, conforme o porte do armazenamento em relação à usina.
Potência na janela crítica
O ONS propôs manter a arquitetura geral da metodologia da Aneel e alterar o atributo utilizado para determinar o coeficiente de cada empreendimento.
Todos os geradores continuariam na base pagante, a energia efetivamente gerada no mês permaneceria como base de incidência e a cobrança seguiria graduada. Em vez do índice de flexibilidade, porém, o coeficiente seria definido pela contribuição de potência da usina na janela crítica do Sistema Interligado Nacional (SIN).
“Se o leilão visa contratar potência para suprir um déficit identificado em uma janela crítica, o rateio deve reconhecer prioritariamente quanto cada agente de geração contribui com potência nessa mesma janela”, afirmou Tatiana Pestana, gerente-executiva de Relacionamento com Agentes e Assuntos Regulatórios do ONS.
Tatiana Pestana ressaltou que a proposta preserva a mecânica de cálculo desenhada pela Aneel e modifica apenas o critério utilizado para definir a graduação.
O argumento do operador é que as baterias serão contratadas para atender a uma necessidade de potência do sistema. Os projetos vencedores terão compromisso de disponibilidade de potência e de entrega da potência máxima durante quatro horas na janela definida para descarga.
A proposta utiliza um Índice de Contribuição de Potência na Janela Crítica, calculado a partir da potência que a usina consegue entregar nesse intervalo e de uma potência de referência. Ainda precisam ser definidos, entre outros pontos, essa potência de referência, a janela crítica e a granularidade da apuração.
Sem proposta definida
Ao incluir a alternativa do ONS na consulta, o diretor Gentil Nogueira ressaltou que a proposta não deve ser interpretada como substituição da metodologia recomendada pela SGM.
O diretor também chamou atenção para uma diferença entre os dois atributos em discussão. Segundo ele, o setor elétrico já possui conceitos e métricas estabelecidos para energia e potência, enquanto ainda não há uma métrica consolidada para flexibilidade.
“No setor, nós temos conceito e métricas para energia, temos conceito e métricas para potência e não temos conceito em métrica para flexibilidade ainda”, disse.
Gentil afirmou que colocar as duas propostas em discussão permitirá avaliar seus efeitos distributivos e “evita que a decisão definitiva seja tomada sem comparação entre atributos regulatórios distintos”.
A proposta submetida à consulta mantém a micro e minigeração distribuída (MMGD) fora da base de custeio do Ercap-SAE.
A Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (Apine) sugeriu uma nova consulta à Procuradoria Federal junto à Aneel sobre a possibilidade de incluir consumidores-geradores no rateio, considerando que essas unidades também podem injetar excedentes de energia na rede.
Gentil, porém, considerou desnecessária uma nova avaliação jurídica antes da abertura da consulta. A proposta considera como pagadores os titulares de outorga ou registro de centrais geradoras que sejam agentes da CCEE, enquanto a MMGD permanece submetida ao regime jurídico e comercial próprio do Sistema de Compensação de Energia Elétrica.
A exclusão, no entanto, também poderá ser discutida na consulta pública.
Fonte: MegaWhat
