Aneel propõe rateio do LRCAP conforme flexibilidade das usinas
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A forma de dividir entre os geradores os custos dos sistemas de armazenamento que serão contratados nos Leilões de Reserva de Capacidade de 2026 pode ganhar uma metodologia inédita no setor elétrico brasileiro.
A área técnica da Agência Nacional de Energia Elétrica propôs que o Encargo de Potência para Reserva de Capacidade, o ERCAP, seja distribuído entre os agentes de geração de maneira modulada de acordo com a flexibilidade de cada empreendimento.
Na prática, todos os geradores enquadrados na base de cobrança continuariam contribuindo para remunerar os sistemas de baterias contratados nos leilões previstos para dezembro. A diferença estaria no valor pago por cada grupo: usinas consideradas menos flexíveis arcariam com uma parcela maior, enquanto aquelas capazes de adaptar sua geração às necessidades do sistema pagariam proporcionalmente menos.
A proposta representa uma mudança importante em relação a um rateio uniforme. Em vez de dividir o custo apenas pelo volume de energia gerado, a Aneel pretende incorporar um sinal econômico relacionado à contribuição de cada usina para a flexibilidade do Sistema Interligado Nacional.
O tema ganhou relevância depois que a Lei nº 15.269/2025 determinou que os custos dos sistemas de armazenamento contratados por meio dos leilões de reserva de capacidade sejam suportados pelo segmento de geração. A legislação, porém, deixou para a Aneel a definição sobre como essa conta será efetivamente distribuída.
Flexibilidade pode definir quanto cada gerador paga
O elemento central da proposta é a criação de um Índice de Flexibilidade.
A ideia é medir quanto cada empreendimento já consegue contribuir para resolver parte das necessidades que levaram o sistema elétrico a contratar baterias.
Sistemas de armazenamento conseguem retirar energia da rede durante momentos de elevada oferta, armazená-la e devolvê-la quando a demanda aumenta. Além disso, os projetos previstos para o LRCAP deverão possuir funcionalidades relacionadas à estabilidade do sistema.
Como diferentes tipos de geração oferecem graus distintos de flexibilidade, a área técnica da Aneel entende que o custo do armazenamento não deveria necessariamente ser distribuído de maneira idêntica entre todos.
A metodologia proposta estabelece quatro patamares.
No P1, ficariam as usinas consideradas inflexíveis, sujeitas ao valor unitário integral do encargo.
O P2, de baixa flexibilidade, corresponderia a 75% desse valor.
O P3, classificado como alta flexibilidade, pagaria 50%.
Já o P4, correspondente ao maior nível de flexibilidade identificado dentro de cada classe de geração, arcaria com 25% do valor unitário de referência.
Nenhum grupo seria totalmente isento.
Rateio deixa de olhar apenas para quantidade de energia
A proposta também muda a forma de interpretar quem contribui para a necessidade de armazenamento.
Em um modelo puramente volumétrico, dois geradores que produzissem a mesma quantidade de energia pagariam valores semelhantes, independentemente de como essa produção se comportasse ao longo do dia.
Com a modulação, a contribuição de cada empreendimento para a operação passa a entrar na conta.
Uma usina capaz de reduzir geração nos momentos em que existe excesso de oferta e aumentar produção quando o sistema precisa de potência tende a receber uma classificação mais favorável.
Já um empreendimento que produz de forma pouco ajustável ao perfil da carga pode permanecer nos níveis de maior cobrança.
O objetivo é criar um sinal econômico relacionado ao problema que os sistemas de armazenamento procuram resolver.
Essa abordagem torna a discussão do ERCAP muito mais próxima da própria dinâmica operacional do SIN.
Eólicas e solares ficam inicialmente no nível integral
Na simulação apresentada pela área técnica, usinas eólicas e solares sem armazenamento associado ficaram no primeiro patamar, sujeito à cobrança integral.
A explicação está relacionada à limitada capacidade dessas fontes de controlar sua produção primária.
Uma usina solar depende da radiação disponível. Uma eólica depende dos ventos.
Embora seja tecnicamente possível reduzir a geração quando necessário, essas fontes não conseguem aumentar livremente a produção em outro momento caso não exista sol ou vento disponível.
Por isso, sua capacidade de modulação é diferente daquela de uma hidrelétrica com armazenamento ou de determinadas termelétricas.
A área técnica também observou que não identificou, nas bases utilizadas para a simulação, sistemas de armazenamento de grande porte associados às usinas eólicas e solares consideradas. Por essa razão, toda a geração dessas fontes foi colocada inicialmente no P1.
Isso pode criar um novo incentivo econômico para projetos híbridos e sistemas BESS colocalizados.
Armazenamento junto à geração pode ganhar valor adicional
A proposta ajuda a criar uma conexão entre dois movimentos que já estão acontecendo no setor.
De um lado, o país prepara os primeiros grandes leilões de baterias.
Do outro, começam a surgir sistemas de armazenamento associados diretamente a empreendimentos de geração.
Se a regulamentação futura reconhecer a contribuição efetiva desses ativos para a flexibilidade, instalar baterias junto a usinas renováveis poderá gerar benefícios que vão além da simples gestão da energia produzida.
Um BESS pode permitir deslocamento temporal da geração, redução da exposição a determinados cortes e maior capacidade de adaptação às condições da rede.
Isso significa que o armazenamento pode, no futuro, influenciar não apenas receitas de um empreendimento, mas também sua exposição a determinados encargos.
O Mapa de TUSTg/c e Margem (BESS) da ePowerBay ganha relevância nesse contexto ao apoiar análises sobre localização e condições de conexão para novos sistemas de armazenamento.
A Pesquisa de Usinas e Projetos de Geração Centralizada e a Análise Geoespacial da Geração Centralizada complementam essa leitura ao permitir relacionar as baterias aos empreendimentos renováveis existentes e em desenvolvimento.
Hidrelétricas seriam avaliadas pela capacidade de deslocar geração
Para as hidrelétricas, a Aneel propõe uma metodologia específica.
O índice considera a capacidade de modificar o perfil de geração entre momentos de menor carga líquida e o período de maior necessidade do sistema.
A referência utilizada compara a produção entre 10h e 14h, quando a geração solar costuma reduzir a carga líquida, com o período entre 18h e 22h, marcado pela queda da geração fotovoltaica e maior necessidade de outras fontes.
Quanto maior a capacidade de reduzir produção durante o primeiro período e aumentá-la posteriormente, maior seria a classificação de flexibilidade.
Isso não significa que todas as hidrelétricas com reservatório automaticamente receberão o melhor enquadramento.
Restrições hidráulicas, ambientais, operativas ou contratuais podem limitar a capacidade de uma usina alterar sua produção.
Por isso, a proposta busca considerar a flexibilidade efetivamente entregue ao sistema, e não apenas a característica física do empreendimento.
Maior parte da geração hídrica ficou nos níveis superiores
Na simulação realizada com dados entre julho de 2025 e junho de 2026, boa parte da geração hidrelétrica foi classificada nos dois maiores níveis de flexibilidade.
Foram 51 hidrelétricas, representando 13.693 MW médios, classificadas no P4.
Outras 31 usinas, equivalentes a 14.360 MW médios, ficaram no P3.
Somados, os dois grupos representaram 66,8% da geração hidrelétrica considerada na análise.
Já 10.597 MW médios foram classificados no P2.
O grupo de cobrança integral, P1, reuniu 3.382 MW médios, ou aproximadamente 8% da base hidrelétrica utilizada na simulação.
Os números mostram que a proposta pode produzir diferenças relevantes dentro de uma mesma fonte.
Não basta ser uma hidrelétrica para pagar menos. A capacidade operacional demonstrada pelo empreendimento é que definiria o enquadramento.
Termelétricas terão critérios diferentes
As termelétricas também seriam divididas conforme sua capacidade de responder às necessidades do sistema.
Nesse caso, o índice considera principalmente características como tempo de partida, tempo de desligamento, períodos mínimos de permanência em operação e capacidade de aumentar ou reduzir rapidamente a geração.
A proposta atribui peso de 70% aos parâmetros relacionados a acionamento e rampas e
30% à capacidade de modular entre os níveis mínimo e máximo de produção.
Uma termelétrica com partida rápida, baixa inflexibilidade e boa capacidade de variar sua produção tende a conseguir uma classificação melhor.
Já unidades que precisam permanecer ligadas por longos períodos ou apresentam grandes limitações de modulação podem ficar nas faixas de maior cobrança.
A lógica novamente procura relacionar o custo do armazenamento à necessidade de flexibilidade criada pelo conjunto de recursos do sistema.
Térmicas aparecem mais concentradas no P1
Na simulação da Aneel, a distribuição das termelétricas foi diferente daquela observada nas hidrelétricas.
Dos 10.732 MW médios de geração termelétrica e nuclear analisados, 6.208 MW médios ficaram na faixa de cobrança integral.
Apenas 1.871 MW médios foram enquadrados nos dois maiores níveis de flexibilidade.
Isso mostra que a fonte utilizada pela usina, isoladamente, não é suficiente para determinar seu valor operacional.
Duas térmicas podem utilizar o mesmo combustível e possuir níveis de flexibilidade muito diferentes conforme tecnologia, configuração, tempo de partida e parâmetros operativos.
A metodologia proposta tenta capturar justamente essas diferenças.
Cobrança seria calculada sobre geração efetiva
Outro ponto relevante é a base mensal de cálculo.
A recomendação técnica é que o encargo seja calculado sobre a energia efetivamente gerada por cada usina no período.
Assim, uma central que não produza durante determinado mês não teria energia sobre a qual aplicar o coeficiente naquele ciclo de cobrança.
Essa escolha vincula o pagamento à participação efetiva do empreendimento na geração.
Ela também cria diferenças entre usinas sazonais, empreendimentos despachados com baixa frequência e ativos utilizados de forma contínua.
Para os agentes, isso aumenta a necessidade de incorporar o ERCAP às projeções operacionais e financeiras.
O custo deixa de ser apenas uma variável fixa associada à potência instalada e passa a depender da produção e do nível de flexibilidade.
Aneel descarta isenção total para os mais flexíveis
A área técnica avaliou uma alternativa em que os geradores classificados nos níveis P3 e P4 poderiam ser totalmente isentos.
Essa opção não foi recomendada.
Um dos motivos está na possibilidade de redução progressiva da base de cobrança.
Se investimentos em flexibilidade retirassem completamente determinados agentes do rateio, o custo contratado das baterias passaria a ser dividido por um grupo cada vez menor.
Isso poderia aumentar fortemente o valor unitário para aqueles que permanecessem sujeitos ao encargo.
A Aneel tratou esse risco como uma possível redução excessiva da base pagante.
Na alternativa recomendada, todos continuam contribuindo, mas com pesos diferentes.
Simulação mostra diferença relevante entre os patamares
Para avaliar os impactos, a AIR utilizou um cenário hipotético de contratação de 5.000 MW de baterias, com receita fixa de R$ 900 mil por MW por ano.
Isso produziria um custo anual total de R$ 4,5 bilhões.
É importante destacar que esses valores são apenas uma simulação regulatória e não representam previsão sobre quantidade ou preço dos leilões de dezembro.
Nesse cenário, o valor do encargo seria de aproximadamente:
P1: R$ 10,82/MWh;
P2: R$ 8,12/MWh;
P3: R$ 5,41/MWh;
P4: R$ 2,71/MWh.
A diferença entre o primeiro e o último patamar é significativa e cria um sinal econômico claro para a flexibilidade.
Hidrelétricas continuariam pagando maior parcela total
Mesmo com os descontos associados à flexibilidade, as hidrelétricas ainda representariam a maior parcela da conta na simulação.
Elas responderiam por aproximadamente 46,2% do encargo, apesar de representarem 60,5% da geração considerada.
As eólicas ficariam com 26,8%.
As termelétricas responderiam por aproximadamente 15%.
As solares representariam 8,4%, e as nucleares, 3,6%.
Em comparação com um rateio puramente uniforme pela energia gerada, a modulação proposta deslocaria aproximadamente R$ 643 milhões por ano das hidrelétricas para outras fontes, sobretudo aquelas com menor capacidade de modulação.
Novamente, os números são resultado de um cenário hipotético utilizado pela Aneel para comparar alternativas regulatórias.
Proposta transforma flexibilidade em sinal econômico
O ponto mais importante talvez esteja menos nos percentuais específicos e mais no princípio utilizado.
A Aneel está discutindo transformar a capacidade de ajudar a operação do sistema em uma variável econômica.
Geradores que entregam maior flexibilidade pagariam menos pelo recurso adicional contratado para oferecer justamente esse tipo de serviço.
Os que possuem menor capacidade de adaptação pagariam mais.
Esse desenho cria incentivo para que novos projetos considerem flexibilidade desde sua concepção.
Uma usina termelétrica com tecnologia mais rápida pode possuir vantagem.
Uma hidrelétrica capaz de modular melhor sua geração pode reduzir custos.
E um empreendimento renovável associado a armazenamento pode, dependendo da futura regulamentação, melhorar sua contribuição operacional.
Curtailment está no centro da discussão
A necessidade de contratar baterias está fortemente ligada às mudanças observadas no perfil operacional do SIN.
O crescimento acelerado da geração solar e eólica aumentou a disponibilidade de energia em determinadas horas, ao mesmo tempo em que criou rampas mais acentuadas quando a produção renovável diminui.
A AIR utiliza dados do ONS que apontam 35,7 TWh de cortes de geração eólica e solar em 2025, considerando diferentes causas.
Desse total, 19,8 TWh foram associados a razões energéticas, relacionadas a situações em que a oferta disponível supera a demanda instantânea.
O armazenamento pode atuar nesse intervalo.
As baterias absorvem energia durante períodos de sobreoferta e devolvem potência posteriormente.
É justamente esse serviço que ajuda a fundamentar a discussão sobre quem deve financiar sua contratação.
Análise de Curtailment ajuda a relacionar custo e necessidade
Na ePowerBay, o dashboard Análise de Curtailment é particularmente relevante para compreender essa discussão.
O debate sobre o ERCAP não ocorre isoladamente.
Ele nasce de um sistema em que a expansão renovável aumentou a frequência e o volume das restrições operativas.
Avaliar quais regiões, fontes e empreendimentos enfrentam maior volume de cortes ajuda a compreender por que determinados recursos de flexibilidade estão sendo contratados.
O dashboard permite complementar a análise regulatória com uma leitura operacional do problema.
Essa conexão entre curtailment e armazenamento tende a ganhar cada vez mais importância no planejamento dos geradores.
LRCAP 2026 passa a ter impacto direto sobre toda a geração
Até agora, grande parte da atenção sobre os leilões de baterias estava concentrada em quem iria investir nos projetos BESS.
A discussão sobre o rateio muda essa perspectiva.
Mesmo um gerador que não tenha intenção de construir baterias poderá sofrer impacto econômico dos certames.
A Lei nº 15.269/2025 estabeleceu que o custo dos sistemas de armazenamento contratados seja suportado pelo segmento de geração, cabendo à Aneel definir a metodologia. Isso transforma o LRCAP em um tema relevante para todo o parque gerador.
Eólicas, solares, hidrelétricas, termelétricas e nucleares passam a ter interesse direto não apenas no resultado do leilão, mas também nas regras posteriores de cobrança.
Nesse cenário, o dashboard Leilão de Reserva de Capacidade — LRCAP 2026 da ePowerBay ganha relevância para acompanhar o desenvolvimento dos certames e seus efeitos sobre o mercado.
Mercado ainda terá espaço para contestar metodologia
A proposta não é definitiva.
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica recomendou que o tema seja submetido a consulta pública por 30 dias, acompanhada por um workshop para discussão da metodologia.
O processo também envolve análise jurídica.
A própria Aneel já havia consultado a Procuradoria Federal sobre os limites de sua competência para diferenciar fontes ou grupos de geração no rateio do ERCAP.
Isso mostra que a metodologia pode passar por alterações significativas antes da regulamentação final.
Associações, geradores e demais agentes terão oportunidade de apresentar contribuições sobre critérios, índices, dados utilizados e impactos econômicos.
Portanto, os quatro patamares apresentados pela área técnica devem ser interpretados como proposta em construção, e não como obrigação vigente.
Segurança jurídica será fundamental
O rateio possui potencial para movimentar bilhões de reais ao longo dos contratos dos sistemas de armazenamento.
Isso torna a segurança jurídica um elemento central.
Uma metodologia que transfira custos entre diferentes fontes poderá gerar discussões sobre isonomia, responsabilidade pela necessidade de flexibilidade e limites estabelecidos pela própria legislação.
Essa preocupação já apareceu durante a discussão dos editais do LRCAP.
Em julho, a Aneel decidiu deixar a definição do rateio fora da consulta pública dos leilões de baterias e tratar o tema em processo regulatório separado, justamente para aprofundar sua análise.
A decisão permitiu que o desenvolvimento dos certames continuasse enquanto a agência trabalha em uma solução específica para o ERCAP.
Geradores terão de incorporar novo custo às estratégias
Caso a proposta avance, o encargo deverá passar a fazer parte das análises econômicas de diferentes empreendimentos.
Geradores precisarão estimar não apenas produção, receitas, TUST e exposição comercial, mas também sua possível classificação de flexibilidade.
Essa nova variável poderá afetar projeções de caixa e decisões de investimento.
Projetos com capacidade de modulação poderão ganhar vantagem relativa.
Usinas inflexíveis precisarão incorporar um custo maior.
Já novos empreendimentos poderão avaliar tecnologias capazes de melhorar sua classificação futura.
O resultado é um sinal econômico que pode influenciar o próprio desenho do parque gerador brasileiro.
BESS passa a impactar decisões além do armazenamento
A discussão mostra como o armazenamento começa a provocar mudanças em diferentes segmentos do setor elétrico.
Inicialmente, baterias eram tratadas principalmente como uma nova tecnologia de geração ou infraestrutura.
Agora, começam a influenciar tarifas, encargos, planejamento, acesso à rede e decisões de investimento de outros geradores.
Para acompanhar essa transformação, a combinação de ferramentas da ePowerBay se torna especialmente útil.
O Dashboard Leilão de Reserva de Capacidade — LRCAP 2026 acompanha a contratação.
O Mapa de TUSTg/c e Margem (BESS) ajuda a analisar localização e conexão dos projetos de armazenamento.
A Análise de Curtailment mostra parte da necessidade operacional que justifica a expansão da flexibilidade.
E a Pesquisa de Usinas e Projetos de Geração Centralizada permite observar o parque potencialmente exposto às novas regras.
Perspectivas para o setor
A proposta de modular o ERCAP conforme a flexibilidade das usinas representa uma tentativa de associar o custo do armazenamento à contribuição operacional de cada gerador.
Em vez de um rateio uniforme, a área técnica da Aneel propõe quatro faixas de cobrança: 100%, 75%, 50% e 25% do valor unitário, conforme o nível de flexibilidade atribuído ao empreendimento.
A lógica tende a beneficiar usinas capazes de deslocar ou modular sua geração e aumentar a exposição de ativos mais inflexíveis.
Ao mesmo tempo, nenhuma usina ficaria totalmente isenta, preservando uma base ampla para financiar os contratos dos sistemas de armazenamento.
O desenho ainda precisa passar pelo processo regulatório e poderá ser alterado após análise jurídica, consulta pública e contribuições dos agentes.
Ainda assim, a proposta já mostra uma mudança importante na discussão sobre o LRCAP.
Os leilões de baterias deixam de ser um tema restrito aos investidores em armazenamento e passam a afetar diretamente todo o segmento de geração.
Na ePowerBay, o Leilão de Reserva de Capacidade — LRCAP 2026, o Mapa de TUSTg/c e Margem (BESS), a Análise de Curtailment e a Pesquisa de Usinas e Projetos de Geração Centralizada ajudam agentes a acompanhar tanto a contratação dos novos sistemas quanto os impactos que a expansão do armazenamento poderá produzir sobre o restante do mercado.
A discussão sobre quem paga pelas baterias pode acabar criando algo ainda mais relevante: um sinal econômico explícito de quanto a flexibilidade vale para o Sistema Interligado Nacional.
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