Quem paga as baterias do leilão: a Consulta Pública 37/2026 da ANEEL divide a conta entre os geradores

Atualização (13/10/2026). A página da CP 37/2026 na ANEEL passou a listar o Relatório de AIR nº 5/2026, a Nota Técnica nº 122/2026-SGM/ANEEL (de 8 de setembro, que encaminha a minuta), o Anexo I com a minuta de resolução, a proposta do ONS e o voto do diretor-relator Gentil Nogueira de Sá Júnior. A minuta mantém a Alternativa 3: o encargo das baterias é rateado sobre a energia de cada usina no mês (incluída a alocada pelo MRE e a geração reconhecida por corte), multiplicada pelo coeficiente do patamar de flexibilidade (1,00 a 0,25). O ONS apura e divulga o enquadramento até 31 de dezembro de cada ano, para aplicação no ano seguinte. O repasse aos compradores passa a alcançar, além de CCEAR e CER, CRCAP, Itaipu, Angra 1 e 2, Proinfa e contratos de cotas de garantia física e potência. A CCEE tem 180 dias para propor as Regras de Comercialização, e a resolução entra em vigor na publicação. A proposta do ONS, chamada "Alternativa 3-P", mantém a base em energia gerada e o piso de 0,25, mas troca o Índice de Flexibilidade pela contribuição de potência na janela crítica de até quatro horas (Coef. = 1 − 0,75 × ICP-JC). O voto prevê um workshop durante a consulta, ainda sem data. O prazo segue de 8 de outubro a 6 de novembro de 2026.

Os leilões de baterias de dezembro já têm edital discutido. Faltava a pergunta que pesa para quem não vai dar lance: quem paga a conta. A ANEEL publicou nesta quinta-feira o Aviso de Consulta Pública nº 37/2026 (DOU de 8 de outubro de 2026, Seção 3, p. 87), no processo 48500.021812/2026-21, para colher subsídios sobre a base de custeio e a metodologia de rateio do Encargo de Reserva de Capacidade associado à contratação de sistemas de armazenamento em baterias.

O objeto, nas palavras do aviso, reúne três peças: a proposta sugerida pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), o Relatório de AIR nº 5/2026 e a minuta de resolução que altera as REN nº 1.009/2022 e nº 957/2021 e adequa o modelo do Contrato de Uso de Potência para Reserva de Capacidade. A modalidade é intercâmbio de documentos, e o período vai de 8 de outubro a 6 de novembro de 2026.

A lei já escolheu o pagador; falta a fórmula

O ponto de partida não está em discussão. A Lei nº 15.269/2025 incluiu o § 6º no art. 3º-A da Lei nº 10.848/2004: no caso de armazenamento "na forma de baterias", os custos da contratação são rateados "apenas entre os geradores de energia", na forma da regulamentação da ANEEL. A consulta não pergunta se o gerador paga, e sim qual gerador, sobre qual base e em que proporção.

Hoje, pelos arts. 196-A a 196-R da REN 1.009/2022 (incluídos pela REN 1.103/2024), o encargo de reserva de capacidade é pago pelos chamados Usuários de Reserva de Capacidade: distribuidoras, consumidores livres e especiais, autoprodutores na parcela da energia que compram, geradores com perfil de consumo e exportadores. A parcela de cada um é calculada sobre o consumo líquido máximo horário do mês (art. 196-E). Na Convenção de Comercialização (REN 957/2021, art. 133-B), a adesão ao contrato de uso é obrigatória para esse mesmo grupo. Por isso a minuta precisa mexer nas duas resoluções e no modelo de contrato.

E esse desenho é recente: saiu da Consulta Pública nº 61/2021, aberta em novembro de 2022, e virou norma em setembro de 2024.

As três alternativas da área técnica

A Nota Técnica nº 101/2026-SGM/ANEEL, assinada em 24 de agosto, resume a AIR em três caminhos:

• Alternativa 1, rateio universal e uniforme. Todos os geradores agentes da CCEE pagam pela mesma métrica (potência instalada, demanda contratada ou energia gerada no mês). É a mais simples, mas cobra igual de quem entrega flexibilidade e de quem não entrega.
• Alternativa 2, isenção binária. Quem for classificado como flexível não paga nada, e o custo inteiro recai sobre os inflexíveis. Dá o sinal mais forte, mas a nota aponta o risco de esvaziar a base pagante.
• Alternativa 3, rateio universal graduado. Ninguém sai da base, mas cada gerador recebe um coeficiente conforme o seu Índice de Flexibilidade: 1,00 para inflexível (P1), 0,75 para baixa flexibilidade (P2), 0,50 para alta (P3) e 0,25 para muito alta (P4). É a recomendada.

O efeito é relativo, porque o total do encargo não muda. Num exemplo hipotético com dois geradores de mesma base, um em P1 e outro em P4, os pesos são 100 e 25. O primeiro paga 100/125 = 80% da conta e o segundo, 25/125 = 20%. Ganhar flexibilidade reduz a sua fatia e aumenta a dos outros.

A nota faz duas ressalvas. Em 2 de julho, a SGM consultou a Procuradoria Federal sobre o poder da ANEEL de diferenciar o encargo entre fontes e sobre os autoprodutores, e o parecer pode mudar a norma final. E, para CCEARs e contratos de energia de reserva com cláusula de recomposição por encargo novo, propõe-se alocar aos compradores o valor pago pelo vendedor, na proporção dos montantes contratados, sem aditivo individual.

A proposta do ONS

O aviso põe em consulta também uma proposta sugerida pelo ONS. Até a manhã de 8 de outubro, a página da consulta listava só os documentos do aviso; a proposta do operador, o Relatório de AIR nº 5/2026 e a minuta foram publicados depois e estavam na página em 13 de outubro. A proposta, apresentada pelo ONS em reunião de 14 de setembro, chama-se "Alternativa 3-P". Ela mantém o rateio universal, a energia gerada no mês como base e o piso de 25%, mas tira o coeficiente do Índice de Flexibilidade e o liga à contribuição de potência de cada usina na janela crítica, de até quatro horas, a mesma régua usada para dimensionar o leilão. A fórmula contínua sugerida é Coef. = 1 − 0,75 × ICP-JC. A própria apresentação do ONS deixa em aberto a principal decisão de calibração: a potência de referência que serve de denominador do índice. Pelos efeitos esperados que o ONS lista, a solar sem armazenamento, de contribuição nula na ponta noturna, pagaria mais; térmicas, eólicas e renováveis com bateria tenderiam a pagar menos.

O MME desenha a outra metade

A consulta da ANEEL tem uma irmã que fechou no mesmo dia em que ela abriu. A Consulta Pública nº 229/2026 do MME (Portaria MME nº 931/2026, processo 48340.000950/2026-57), encerrada em 8 de outubro, revisa o Decreto nº 10.707/2021. A Nota Técnica nº 15/2026/SE do ministério declara que o rateio entre geradores do § 6º "não compõe o escopo" do decreto, por ter sido delegado diretamente à ANEEL. O ministério só propõe um parágrafo remetendo esse rateio à regulação da agência. Para os consumidores, propõe que o encargo passe a ser proporcional ao maior consumo no período de máxima demanda líquida do sistema, de até quatro horas consecutivas em dias úteis.

O consumidor está na fila do decreto; o gerador, nesta consulta. Quem acompanhou só a rodada de portarias do MME viu metade do desenho.

O descompasso com o leilão

Os editais discutidos nas Consultas Públicas 22 e 23/2026 levam os certames a 2 e 4 de dezembro. O suprimento começa em 1º de agosto de 2028, como mostramos ao tratar do marco do armazenamento. A nota técnica quer a REN 1.009 revisada antes dos leilões, mas deixa para depois a parte operacional nas Regras de Comercialização da CCEE, que já mudam por várias frentes, como vimos na CP 30/2026. A Agenda Regulatória revisada registra o tema como AR26-48, previsto para 2026.

Sobre o prazo: parte da imprensa noticiou 9 de novembro, mas o aviso no DOU e a página da consulta trazem 6 de novembro.

O que fazer até 6 de novembro

1. Simular o próprio patamar. Entre P1 e P4, o coeficiente cai a um quarto; a própria nota põe a hidrelétrica com reservatório e as usinas eólicas e solares em lados opostos da flexibilidade.
2. Comparar os critérios. A proposta do ONS mede contribuição de potência na janela crítica; a minuta da ANEEL mede flexibilidade. Simule a sua usina nas duas réguas e defenda uma com números.
3. Revisar contratos regulados. Quem vende em CCEAR ou CER deve checar se a cláusula de recomposição se encaixa no repasse proposto.
4. Enviar a contribuição para cp037_2026@aneel.gov.br ou pelo protocolo digital da ANEEL, citando o processo 48500.021812/2026-21. A nota técnica também recomenda um workshop durante a consulta; a data ainda está a confirmar.

O procTracker acompanha o processo 48500.021812/2026-21 e o que vem depois do prazo, do relatório de contribuições à resolução final, para que a fórmula do encargo não chegue à sua fatura sem aviso.