A Lei nº 15.269/2025 introduziu uma alteração aparentemente discreta no regime jurídico da contratação de reserva de capacidade no setor elétrico brasileiro, mas com consequências potencialmente relevantes sob a perspectiva da Análise Econômica do Direito. Ao acrescentar o §6º ao art. 3º-A da Lei nº 10.848/2004, o legislador estabeleceu que, no caso de sistemas de armazenamento de energia na forma de baterias, os custos da contratação de reserva de capacidade serão rateados apenas entre os geradores de energia, conforme regulamentação da ANEEL.
A mudança rompe, ao menos parcialmente, com a lógica histórica de socialização dos custos de confiabilidade do sistema elétrico. O próprio caput do art. 3º-A expressa com clareza essa racionalidade. A contratação de reserva de capacidade – que inclui custos administrativos, financeiros e encargos tributários – sempre foi tratada como um mecanismo sistêmico, cujos custos deveriam ser distribuídos entre todos os usuários finais do Sistema Interligado Nacional. A razão econômica é evidente: a segurança e a confiabilidade do sistema elétrico não beneficiam apenas um agente específico, mas o conjunto do mercado.
Sob a lente da Análise Econômica do Direito, a alteração legislativa merece reflexão mais profunda porque modifica a forma de alocação de custos de um serviço que possui natureza tipicamente sistêmica. Em sistemas complexos como o setor elétrico, determinados custos não podem ser atribuídos de maneira eficiente a um único agente econômico, pois derivam da própria necessidade de garantir estabilidade, segurança e flexibilidade na operação da rede. O armazenamento de energia, especialmente por meio de baterias, insere-se precisamente nessa categoria.
A função econômica do armazenamento transcende a atividade individual de geração. Sistemas de baterias permitem suavizar picos de demanda, reduzir a volatilidade entre momentos de excesso e escassez de geração, evitar o despacho de usinas térmicas mais caras e aumentar a confiabilidade do suprimento. Em outras palavras, o armazenamento produz benefícios difusos, distribuídos por toda a estrutura do sistema elétrico. Consumidores, comercializadores, operadores da rede e o próprio mercado de curto prazo se beneficiam da flexibilidade que essas tecnologias introduzem.
A decisão legislativa de atribuir exclusivamente aos geradores os custos da contratação de reserva de capacidade associada a sistemas de armazenamento cria um desalinhamento entre quem se beneficia do serviço e quem arca com seus custos. Em termos econômicos, trata-se de uma alteração na estrutura de incentivos que pode gerar efeitos relevantes sobre o comportamento dos agentes e sobre o desenho dos investimentos futuros.
O primeiro impacto potencial recai sobre a atratividade econômica dos projetos que incorporam armazenamento. Projetos de geração renovável com baterias já possuem estrutura de custos significativamente mais elevada do que projetos convencionais de geração solar ou eólica. A incorporação de sistemas de armazenamento exige investimentos adicionais substanciais em equipamentos, engenharia, integração tecnológica e gestão operacional. Ao deslocar ainda mais custos sistêmicos para os geradores que optam por investir em armazenamento, o legislador pode, inadvertidamente, reduzir a taxa interna de retorno desses projetos.
A consequência econômica previsível é um desincentivo marginal ao investimento em soluções que ampliem a flexibilidade do sistema elétrico. Um empreendedor que esteja estruturando um parque solar poderá concluir que a instalação de baterias, embora tecnicamente desejável para o sistema, torna-se economicamente menos racional diante da nova estrutura de encargos. O resultado pode ser um aumento do número de projetos que operam sem armazenamento, transferindo para o sistema elétrico o desafio de lidar com a variabilidade da geração renovável.
Outro efeito possível é a reprecificação da energia nos contratos de venda. Custos adicionais suportados pelos geradores raramente permanecem restritos a esse elo da cadeia produtiva. Em mercados competitivos, agentes econômicos tendem a incorporar novos encargos na formação de preços de seus produtos. A energia elétrica não foge a essa lógica. Projetos que assumirem custos adicionais associados ao armazenamento provavelmente refletirão esse encargo nos contratos celebrados no Ambiente de Contratação Livre ou mesmo nas estruturas de comercialização associadas a projetos de autoprodução.
A alteração legislativa também pode produzir distorções concorrenciais entre tecnologias de flexibilidade do sistema. Hidrelétricas com reservatórios, usinas térmicas despacháveis e mecanismos de resposta da demanda desempenham funções semelhantes às baterias no que se refere à estabilização do sistema elétrico. Caso apenas uma dessas tecnologias passe a suportar encargos específicos relacionados à contratação de reserva de capacidade, o resultado pode ser uma perda de competitividade relativa das soluções de armazenamento. Paradoxalmente, o mercado pode acabar privilegiando tecnologias menos alinhadas com os objetivos da transição energética.
A discussão torna-se ainda mais relevante quando se observa a expansão de novas demandas intensivas em energia, especialmente no contexto da economia digital. Data centers, centros de processamento de inteligência artificial e infraestrutura de computação em nuvem estão entre os segmentos que mais crescem em consumo energético em todo o mundo. Esses empreendimentos apresentam duas características que desafiam a estrutura tradicional do setor elétrico: consumo contínuo e elevada exigência de confiabilidade no suprimento.
Nesse contexto, projetos que combinam geração renovável e armazenamento tornaram-se uma solução estratégica em diversas jurisdições. Sistemas solares associados a baterias permitem deslocar energia gerada durante o dia para horários de maior demanda, garantindo maior estabilidade no fornecimento. Projetos híbridos eólicos com armazenamento também contribuem para reduzir a volatilidade da geração e oferecer energia mais previsível para grandes consumidores.
Caso os custos sistêmicos do armazenamento sejam concentrados exclusivamente sobre os geradores, projetos estruturados para atender grandes consumidores intensivos – como data centers – poderão enfrentar aumento no custo da energia contratada. Um gerador que precise internalizar encargos adicionais associados ao armazenamento provavelmente ajustará o preço da energia oferecida em contratos de longo prazo.
Imagine-se, por exemplo, um empreendimento em que um data center se instala próximo a um complexo solar com baterias destinadas a garantir fornecimento contínuo de energia renovável. O modelo econômico desse tipo de projeto depende da capacidade de oferecer energia firme com custo competitivo. A imposição de novos encargos aos geradores pode alterar o equilíbrio financeiro da estrutura contratual, tornando necessário reajustar preços ou rever o dimensionamento do sistema de armazenamento.
Outro cenário possível envolve projetos híbridos de geração eólica com baterias destinados a estabilizar a produção e reduzir exposição ao mercado de curto prazo. Se os custos sistêmicos recaírem sobre os geradores que investem em armazenamento, parte dos empreendedores poderá optar por operar sem baterias, assumindo maior volatilidade de geração e transferindo o risco operacional para o próprio sistema elétrico.
A análise econômica da norma sugere que a eficiência regulatória depende da coerência entre três elementos fundamentais: a origem do custo, os agentes que se beneficiam do serviço e a capacidade de cada agente de influenciar ou reduzir esse custo. No caso do armazenamento, os benefícios são amplamente distribuídos pelo sistema elétrico. A melhoria da confiabilidade da rede, a redução da necessidade de despacho térmico e a maior integração de fontes renováveis produzem ganhos que se estendem muito além da atividade individual de geração.
Ao concentrar os custos exclusivamente nos geradores, o legislador cria um arranjo que pode produzir desalinhamentos de incentivos justamente no momento em que o setor elétrico brasileiro enfrenta desafios estruturais associados à expansão das fontes intermitentes e ao crescimento de novas cargas intensivas em energia. O papel da regulamentação da ANEEL será decisivo para mitigar ou amplificar esses efeitos, especialmente na definição das metodologias de rateio previstas na lei.
A evolução desse tema tende a influenciar diretamente as decisões de investimento em armazenamento no país, a formação de preços da energia no mercado livre e a própria competitividade de novos projetos industriais e digitais dependentes de energia firme e confiável. Em um sistema elétrico cada vez mais complexo e digitalizado, a forma como os custos de flexibilidade são distribuídos entre os agentes pode determinar não apenas a viabilidade econômica de determinadas tecnologias, mas também a velocidade da própria transição energética brasileira.
