impacto PL 3716/2026 leilão baterias: riscos e custos

01O que muda no modelo de alocação de custos se o PL 3716/2026 for aprovado?

Se o PL 3716/2026 for aprovado, a mudança central é a revogação do §6º do art. 3º-A da Lei 10.848/2004. Em linguagem simples, o projeto mexe na regra que define a quem se atribui o custo de implantar o armazenamento. Isso importa porque um BESS não é um acessório marginal do projeto: a referência de custo usada pela EPE para sistemas grandes ficou entre R$ 6.000 por kW e R$ 7.000 por kW, com equivalência de R$ 1.500 por kWh a R$ 1.750 por kWh para sistemas de 4 horas.

Quando o mercado entende que o custo deixa de recair exclusivamente sobre o gerador, a tendência é reduzir o prêmio de risco. Prêmio de risco, aqui, é o retorno adicional que o investidor pede para aceitar incerteza regulatória. Análises de mercado citadas por CNN Brasil, Eixos, Portal Solar e Brasil BESS apontaram exatamente esse efeito potencial: menor exigência de retorno para contratos privados e regulados, desde que a nova alocação fique juridicamente clara.

O ponto técnico é direto. Em um leilão de potência, o investidor precifica CAPEX, o investimento inicial, contra uma receita contratual longa. Se a obrigação de absorver integralmente um ativo que custa R$ 6.000 por kW a R$ 7.000 por kW muda de lugar ou passa a ser compartilhada, a curva de retorno do projeto muda junto. Não é discussão semântica, é matemática contratual.

Também existe um limite real. Revogar um dispositivo legal melhora a sinalização regulatória, mas não elimina sozinho o risco de execução. O investidor ainda precisa verificar requisitos de conexão, custos de uso da rede, prazos de suprimento e aderência aos documentos da EPE, do ONS e da ANEEL. Sem essa amarração, a redução de risco jurídico pode ser parcialmente anulada por risco técnico.

02Como o PL 3716/2026 afeta a previsibilidade de cash-flow em projetos de GD remota?

Cash-flow é o fluxo de caixa do projeto, a entrada e a saída de dinheiro ao longo do tempo. Em GD remota, geração distribuída remota, a previsibilidade depende de receita recorrente e de custos estáveis de conexão, uso da rede e implantação. As interpretações de mercado citadas pelo Portal Solar indicam que, se os custos de implantação do BESS deixarem de ser atribuídos exclusivamente aos geradores, projetos de GD remota podem ter menor previsibilidade de cash-flow e redução do retorno esperado.

À primeira vista isso parece contraditório com a ideia de redução do prêmio de risco, mas os dois efeitos podem coexistir. Para o investidor do leilão centralizado, uma regra mais clara de alocação pode reduzir incerteza regulatória. Para a GD remota, a redistribuição do custo pode deslocar parte da conta para uma estrutura de receitas que nem sempre está tão protegida quanto um contrato esperado de 15 anos. Resultado prático: o projeto pode ficar mais dependente da forma exata como ANEEL, distribuidora e documentos contratuais tratarão encargos e uso de rede.

Em linguagem simples, previsibilidade aqui significa saber com antecedência quanto entra, quanto sai e por quanto tempo. Quando o ativo principal tem referência de R$ 1.500 por kWh a R$ 1.750 por kWh, em 4 horas, qualquer dúvida sobre quem paga, quando paga e se esse custo entra ou não no fluxo recuperável afeta a taxa de retorno exigida.

Para o decisor técnico e financeiro, a leitura correta é esta: GD remota com BESS não deve ser avaliada só pelo custo do equipamento. Deve ser modelada com cenário regulatório. Se a alocação de custos mudar, a análise econômico-financeira precisa ser refeita com a mesma disciplina aplicada a demanda, TUSD e cronograma de conexão.

Uma ressalva honesta: há casos em que acoplar BESS à GD remota ainda não compensa. Se a receita do projeto depende de premissas regulatórias não consolidadas, o correto é tratar o investimento como opcionalidade estratégica, não como economia já capturada.

03Quanto custam referências de BESS usadas pelo leilão (R$/kW e R$/kWh)?

A referência pública mais útil para discutir o leilão vem dos parâmetros adotados pela EPE para BESS de grande porte. O custo de potência ficou entre R$ 6.000 por kW e R$ 7.000 por kW. Potência, em kW, é a capacidade instantânea de entrega. Se o sistema for de 4 horas, essa referência equivale a R$ 1.500 por kWh a R$ 1.750 por kWh. Energia, em kWh, é a quantidade armazenada e entregue ao longo do tempo.

Esse número de 4 horas é relevante porque liga potência e energia. Um sistema de 1 kW com duração de 4 horas entrega 4 kWh. Por isso, ao dividir R$ 6.000 por kW por 4, chega-se a R$ 1.500 por kWh. Ao dividir R$ 7.000 por kW por 4, chega-se a R$ 1.750 por kWh. Essa conversão é básica para comparar propostas que vêm precificadas por potência com estudos que falam em energia armazenada.

Para projetos C&I, comercial e industrial, uma estimativa citada pelo estudo ABSAE/NewCharge ficou em R$ 1.167 por kWh em 2025. Isso mostra que o custo de referência usado no ambiente do leilão e o custo citado para C&I não são necessariamente iguais, porque o contexto de aplicação, a escala e as exigências de conexão mudam o pacote completo.

O mercado também cita preço médio global de pacotes de bateria de 70 US$/kWh em 2025, mas esse valor não pode ser lido isoladamente para decisão no Brasil. A própria análise setorial aponta multiplicador brasileiro de até 2 vezes. Em termos práticos, trazer número internacional sem considerar impostos, integração, proteção, PCS, EMS, obras civis e requisitos locais produz estimativa incompleta.

Se for preciso usar uma única régua para o comitê de investimento, a mais defensável neste momento é a da EPE para o LRCAP, R$ 6.000 por kW a R$ 7.000 por kW, ou R$ 1.500 por kWh a R$ 1.750 por kWh em 4 horas. É essa base que conversa melhor com o desenho atual do leilão.

04Por que a definição de cobrança de uso da rede pela ANEEL (10/02/2026) importa para investidores?

A decisão da ANEEL em 10/02/2026 importa porque define um custo estrutural de operação: a cobrança de uso da rede por BESS tanto ao carregar quanto ao injetar. Carregar é absorver energia da rede para encher a bateria. Injetar é devolver energia ao sistema quando o despacho ou a estratégia operacional exigir. Se os dois movimentos têm tratamento tarifário definido, o investidor consegue modelar um fluxo de caixa mais realista.

Para um ativo contratado por 15 anos, uma regra de rede definida cedo reduz a margem de arbitrariedade no modelo financeiro. Em projetos de armazenamento, a receita não depende só da disponibilidade do equipamento. Depende também de quanto custa colocá-lo em serviço nas janelas de carga e descarga. A tarifa de uso da rede entra exatamente nesse ponto.

A ANEEL também revisou os preços-teto dos editais do LRCAP em reunião pública comunicada em 13/02/2026. Essa proximidade entre definição de custo de rede e revisão de preço-teto mostra que o regulador reconheceu a necessidade de alinhar remuneração e estrutura de custos. Para o investidor, isso é relevante porque o preço-teto funciona como limite de lance, e um teto desalinhado com o custo regulatório tende a expulsar projeto viável ou atrair lance artificialmente agressivo.

Em linguagem simples, a regra de 10/02/2026 importa porque transforma uma incerteza jurídica em item calculável. Ainda que o custo final do projeto continue sensível a premissas de despacho e localização, o investidor passa a saber que a rede terá cobrança nos dois sentidos, e pode testar cenários com menos ruído.

05Quais são os requisitos técnicos e locacionais que a EPE/ONS já publicou para o LRCAP?

A EPE informa que o LRCAP 2026 contratará potência a partir de SAEs novos conectados ao SIN, e que a quantificação final de MW e MWhe a contratar será definida em 2026. Isso significa que o leilão ainda depende de calibração entre necessidade sistêmica e oferta tecnicamente habilitada. Para o empreendedor, o dado concreto é este: o produto é potência, em kW ou MW, mas a duração energética, em kWh ou MWhe, continua decisiva para viabilizar a prestação do serviço.

Em 23/06/2026 foi publicada a Nota Técnica conjunta ONS/EPE com requisitos técnicos mínimos para conexão de BESS ao SIN. Requisito técnico mínimo, em termos simples, é o conjunto de condições que o sistema precisa atender para conectar sem comprometer segurança, controle e operação da rede. Sem atender esses critérios, o projeto pode até existir economicamente, mas não entra de forma regular no sistema elétrico.

A EPE também publicou proposta de metodologia locacional para identificar barramentos candidatos à bonificação. Barramento é o ponto elétrico onde circuitos se interligam dentro de uma subestação ou instalação de rede. Quando a metodologia fala em bonificação locacional, o objetivo é sinalizar que certos pontos têm maior valor sistêmico para o armazenamento. Isso afeta diretamente a estratégia do investidor: não basta escolher onde há terreno ou subestação disponível, é preciso escolher onde a potência aporta valor à rede.

Do ponto de vista de engenharia, esse é o trecho mais crítico do tema. BESS para o LRCAP não é um projeto genérico de contêiner com bateria. Ele precisa nascer casado com barramento, conexão, proteção, controle e requisitos do ONS e da EPE. Uma decisão de localização errada pode destruir valor mesmo com equipamento bem precificado.

06Como o crédito do Plano Safra 2026/27 pode influenciar a adoção de BESS no agro?

O Plano Safra 2026/27, publicado em 30/06/2026, incluiu crédito rural que contempla financiamento de BESS e indicou volume total de R$ 525,1 bilhões. Para o agro, isso muda o debate porque armazenamento deixa de ser apenas item de CAPEX pago à vista e passa a poder ser analisado dentro de uma lógica de financiamento setorial.

No campo, a utilidade do BESS depende do problema elétrico concreto. Pode ser redução de exposição a ponta, suporte a geração local, maior previsibilidade operacional ou integração com sistemas fotovoltaicos. Quando existe linha de crédito compatível, o decisor consegue deslocar a discussão de desembolso imediato para custo total de capital e retorno por safra ou por ciclo operacional.

Esse movimento conversa com a GD remota, mas não se limita a ela. No agro, há operações em que a restrição principal não é tecnológica e sim financeira. Se o crédito rural passa a contemplar BESS, parte do gargalo sai da compra do ativo e vai para a boa estruturação técnica do projeto, que inclui perfil de carga, regime de operação, ponto de conexão e estimativa realista de economia.

A referência de custo continua importante. Um sistema avaliado em R$ 1.167 por kWh, na faixa C&I citada pelo estudo ABSAE/NewCharge, pode fazer sentido em uma propriedade ou agroindústria com problema elétrico específico. Já um projeto estruturado com parâmetros mais próximos dos valores de referência da EPE para o LRCAP, R$ 1.500 por kWh a R$ 1.750 por kWh em 4 horas, exigirá um caso de negócio mais robusto. A conta não fecha por moda tecnológica, fecha por engenharia de aplicação.

A decisão prática, hoje, é separar três frentes antes de avançar com proposta ou investimento. Primeiro, revisar o efeito jurídico do PL 3716/2026 sobre a alocação de custos. Segundo, recalcular o projeto com a regra de rede da ANEEL de 10/02/2026. Terceiro, usar como base de custo os parâmetros públicos já conhecidos da EPE, R$ 6.000 por kW a R$ 7.000 por kW, ou R$ 1.500 por kWh a R$ 1.750 por kWh em 4 horas, evitando comparação simplista com preço internacional. Se você está avaliando BESS para leilão, GD remota ou agro, a NEXO pode revisar suas premissas técnicas e regulatórias antes que a decisão vire custo afundado.