Conteúdo

• O Fantasma da Tarifa Dupla
• A Lei 15.269 e a Alocação de Custos
• O Dilema da Flexibilidade Contra o Risco no Leilão de Baterias
• Impactos no Setor e Próximos Passos para o Leilão
• Visão Geral

O Fantasma da Tarifa Dupla no Leilão de Baterias

O termo “tarifa dupla” tem sido o espectro mais assustador para investidores em armazenamento no Brasil. Este conceito advém da interpretação regulatória de que um sistema de baterias, ao carregar da rede e descarregar de volta, estaria sujeito à cobrança de tarifas de uso do sistema de transmissão ou distribuição em ambas as pontas.

Para o setor, isso representa um custo proibitivo. Sistemas de armazenamento de energia são concebidos para otimizar o uso da infraestrutura existente, e não para onerar o sistema com uma dupla incidência tarifária. Fontes técnicas da ANEEL, como revelado em pesquisas recentes, indicam que a manutenção dessa estrutura tarifária é provável, apesar das tentativas de isenção ou tratamento diferenciado para os ativos de armazenamento.

Se a tarifa dupla for confirmada no arcabouço final do leilão, os projetos de baterias perdem competitividade rapidamente. O mercado de armazenamento exige previsibilidade de receita, e um custo inesperado dessa natureza transforma um projeto viável em inviável. A tecnologia bateria precisa ser vista como um ativo de suporte à rede, e não como um mero consumidor/gerador que transita pela infraestrutura.

A Lei 15.269 e a Alocação de Custos no Leilão de Reserva de Capacidade

O cerne da confusão reside na Lei nº 15.269/2025, que trata da modernização do setor elétrico. A lei define o leilão de reserva de capacidade para garantir a segurança do suprimento. No entanto, a forma como os custos associados à infraestrutura e à operação desses sistemas serão distribuídos entre os agentes gerou um impasse significativo.

A incerteza na alocação de custos refere-se a quem arcará com os custos fixos necessários para viabilizar o uso massivo de baterias na malha nacional. Investidores temem assumir responsabilidades que, em última instância, deveriam ser rateadas ou suportadas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) como custo sistêmico, dada a natureza de estabilização do armazenamento.

A ausência de clareza impede que os proponentes de projetos de até 5 GW fechem contratos de financiamento robustos. Bancos e fundos de infraestrutura exigem uma matriz de risco clara. A ambiguidade na lei sobre quem paga o custo marginal da operação e os custos de conexão da tecnologia de baterias é um grande freio.

O Dilema da Flexibilidade Contra o Risco no Leilão de Baterias

A demanda potencial de 5 GW sinaliza a urgência do mercado em incorporar a flexibilidade que os sistemas eletroquímicos oferecem. Sem baterias, o crescimento exponencial de fontes intermitentes como a solar e a eólica pressiona a estabilidade do SIN (Sistema Interligado Nacional), levando a restrições operativas e, consequentemente, a tarifas mais altas para o consumidor final.

A perspectiva de um leilão de baterias tão grande é o reconhecimento oficial dessa necessidade. O armazenamento não é mais um “adicional” de luxo; é um componente essencial para a segurança do suprimento em um sistema dominado por fontes limpas. Esse reconhecimento, porém, precisa ser traduzido em regras de negócio que incentivem o investimento, e não que o penalizem.

A paralisação ou encolhimento deste primeiro leilão devido a questões tarifárias ou de alocação de custos seria um sinal negativo fortíssimo para a agenda de descarbonização brasileira. O setor elétrico precisa de previsibilidade para investir em soluções de ponta.

Impactos no Setor e Próximos Passos para o Leilão de Baterias

O adiamento de um leilão que poderia contratar 5 GW de capacidade de armazenamento implica que a sobrecarga no sistema persistirá por mais tempo. Isso pode levar à contratação de alternativas mais caras e poluentes, como as termelétricas fósseis, o que, ironicamente, eleva o custo da energia e ameaça as metas climáticas.

Para que o primeiro grande leilão de baterias do Brasil seja um sucesso, a ANEEL e o MME precisam enviar um sinal inequívoco ao mercado. Resolver a questão da tarifa dupla de forma a não onerar o ciclo de carga/descarga é fundamental. Paralelamente, a alocação de custos precisa espelhar o benefício sistêmico proporcionado pelo armazenamento.

Se a legislação for interpretada de forma a tratar baterias como geradores comuns, e não como ativos de estabilidade, o setor renovável perderá um aliado estratégico crucial. O mercado aguarda agora as definições finais, na esperança de que a oportunidade de 5 GW não se perca na burocracia e nos custos regulatórios artificiais. A corrida pela segurança energética passa, inevitavelmente, pela bateria.