Há uma queda de braço empresarial-parlamentar em torno dos primeiros leilões de baterias do setor elétrico brasileiro, previstos para dezembro. De um lado, geradores, autoprodutores e empresas dos segmentos solar, eólico e de armazenamento pressionam para dividir com os consumidores uma conta que hoje recai exclusivamente sobre os produtores de energia. Do outro, estão representantes dos consumidores, como a Abrace Energia, que reúne grandes consumidores industriais e consumidores livres, além de congressistas contrários à transferência direta da despesa para a conta de luz. A Abrace defende que os geradores, beneficiados pela redução do curtailment proporcionada pelas baterias, arquem com o encargo. No Congresso, essa resistência tem no senador Eduardo Braga (MDB-AM) um de seus principais porta-vozes. E, dentro do próprio setor de geração, há uma segunda disputa: térmicas e hidrelétricas também questionam por que deveriam dividir uma conta associada, em grande medida, à expansão das fontes eólica e solar. O embate passa pelo Projeto de Lei nº 3.716/2026, apresentado pelo deputado Arnaldo Jardim (Cidadania-SP), que pretende revogar o dispositivo da Lei nº 15.269 responsável por atribuir exclusivamente aos geradores o pagamento dos contratos. É um fio desencapado legislativo que se enrosca com interesses cruzados de players do setor.

Entidades como a Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia, a Absolar, a Abeeólica, a Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica e a Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia já manifestaram publicamente apoio ao PL do deputado Arnaldo Jardim e fazem lobby no Congresso para que a regra seja modificada antes dos leilões. O problema é que a principal aposta legislativa das associações não saiu do lugar. Apresentado em julho, o PL 3.716 continua aguardando despacho da Presidência da Câmara, sem sequer ter iniciado sua tramitação pelas comissões. A proposta não elimina a conta das baterias. O que faz é deslocá-la: retira a obrigação de que seja paga exclusivamente pelos geradores e abre caminho para que parte do custo chegue aos consumidores. A tese das associações é que os equipamentos não atendem somente aos geradores: podem armazenar energia nos períodos de excesso de produção, devolvê-la à rede nos horários de maior consumo, reduzir o acionamento de térmicas, auxiliar o controle de frequência e aliviar restrições do sistema de transmissão. Seriam, portanto, ativos de interesse coletivo, cujos custos deveriam ser divididos entre todos os beneficiários.

O fio desencapado das baterias se estica ainda para outra proposta em tramitação no Congresso: o PL nº 5.017/2019, que trata da regulação do armazenamento de energia e já passou pela Comissão de Serviços de Infraestrutura do Senado. O projeto tornou-se outra frente para a tentativa de mexer na distribuição dos custos. Eduardo Braga apresentou requerimento para que o PL passe também pela Comissão de Assuntos Econômicos, mas mantém a posição que defendeu durante a tramitação da medida provisória que deu origem à Lei nº 15.269: o consumidor não deveria pagar pela contratação das baterias. Nesse ponto, sua posição converge com a dos grandes consumidores representados pela Abrace. O argumento é que a necessidade de armazenamento foi criada, em grande medida, pela forte expansão das fontes eólica e solar. Como essas usinas não podem ser acionadas conforme a demanda e concentram sua produção em determinados períodos, o sistema passou a exigir mais flexibilidade para equilibrar oferta e consumo. Nessa leitura, transferir o custo das baterias para os consumidores significaria socializar a despesa necessária para corrigir uma característica operacional dos próprios geradores renováveis.

Há uma dinheirama em jogo nesse cabo de guerra. O ponto de partida é o tamanho do investimento necessário para que as baterias tenham efeito relevante sobre o sistema. Pelas contas que circulam no setor, evitar R$ 1 bilhão em perdas com curtailment poderia exigir entre R$ 5 bilhões e R$ 6 bilhões em sistemas de armazenamento. É esse volume de capital que os projetos precisarão recuperar por meio dos contratos dos leilões. Uma referência estimada pela Aurora Energy Research e divulgada pela Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia aponta para uma receita fixa próxima de R$ 1,25 milhão por MW ao ano. Nessa ordem de grandeza, uma contratação de 2 GW representaria pagamentos de cerca de R$ 2,5 bilhões por ano aos projetos de baterias; com 5 GW, aproximadamente R$ 6,25 bilhões anuais. Como os leilões preveem contratos de disponibilidade de potência por 15 anos, com início em agosto de 2028, esses desembolsos corresponderiam a compromissos de aproximadamente R$ 37,5 bilhões e R$ 93,75 bilhões, respectivamente, ao longo de toda a vigência contratual.

É justamente a divisão dessa conta que alimenta o cabo de guerra. Pela regra atual, o custo da contratação recai sobre os geradores. O PL 3.716 pretende retirar a exclusividade dessa cobrança, abrindo caminho para que parte da despesa seja repartida com os consumidores. Ainda não há uma fórmula que permita calcular quanto caberia a cada grupo, mas a dimensão dos valores mostra por que a definição de quem paga, e em que proporção, se tornou o centro da disputa.

O calendário aumenta a pressão e já começa a ser colocado em xeque. Na audiência pública realizada pela Aneel em 1º de setembro, houve pedido explícito para que os leilões sejam adiados até que a questão do custeio seja resolvida. A própria agência ainda busca uma saída jurídica para definir como o encargo previsto em lei deverá ser distribuído. O jogo de empurra, portanto, não termina na fronteira entre produtores e consumidores. Mesmo entre os geradores ainda não está resolvido quem pagará quanto. Térmicas e hidrelétricas resistem a dividir indistintamente um encargo que associam sobretudo à expansão das fontes intermitentes, enquanto a Aneel avalia se todos devem arcar com a cobrança da mesma forma ou se é possível diferenciá-la de acordo com as características de cada fonte. Os sistemas vencedores deverão entrar em operação em agosto de 2028 e terão contratos de disponibilidade de potência por 15 anos. Antes de apresentar seus preços, os investidores precisam saber não apenas quanto receberão, mas quais tarifas pagarão e sobre quem recairá o custo global da contratação. Uma mudança legislativa ou regulatória no meio do processo pode mexer com as premissas econômicas de uma corrida que atraiu 6.091 empreendimentos, somando 296,8 GW de potência. É uma oferta descomunal diante do que deverá efetivamente ser comprado: mesmo considerando uma contratação de 5 GW, há quase 60 vezes mais potência cadastrada. A desproporção revela o tamanho da expectativa em torno de um novo mercado e da disputa por contratos que poderão movimentar dezenas de bilhões de reais ao longo dos próximos anos.