Os primeiros leilões de sistemas de armazenamento por baterias (BESS, na sigla em inglês) do Brasil, previstos para os dias 2 e 4 de dezembro, marcam um novo capítulo para o setor elétrico. A expectativa é que a tecnologia assuma um papel estratégico na operação do SIN (Sistema Interligado Nacional), contribuindo para a flexibilidade e a segurança da rede em um cenário de crescimento acelerado das fontes renováveis.
Inicialmente, o MME (Ministério de Minas e Energia) indicou que os certames poderiam contratar ao menos 2 GW de capacidade. No entanto, a demanda potencial pode ser significativamente maior após o resultado do segundo LRCAP (Leilão de Reserva de Capacidade), realizado em março.
A expectativa do mercado era de contratação entre 20 GW e 25 GW de termelétricas no LRCAP de março. Como o volume efetivamente contratado ficou em 19,5 GW, abriu-se espaço para que parte dessa necessidade remanescente seja suprida pelos sistemas de armazenamento.
Segundo Débora Yanasse, sócia do Tauil & Chequer Advogados Associado a Mayer Brown, esse cenário elevou as perspectivas para os leilões de baterias. “Havia a expectativa de contratação entre 20 GW e 25 GW no 2º LRCAP e, para os futuros leilões de BESS, o mercado trabalhava com a expectativa de uma contratação de 2 GW.
Com o resultado do leilão de março, a leitura do mercado é de que haveria espaço para que este residual seja contratado no LRCAP de BESS, que poderia, em princípio, alcançar até 6 GW em disponibilidade contratada, aumentando assim sua atratividade”, afirma.
Divisão dos certames gera incertezas
Apesar do potencial de contratação, a estrutura dos leilões tem gerado dúvidas entre os agentes. O governo optou por dividir a contratação em dois certames: um destinado exclusivamente a projetos com conteúdo nacional e outro aberto a sistemas com ou sem fabricação local.
A principal preocupação do mercado está na forma como a demanda será distribuída entre os dois leilões. A avaliação é que projetos com conteúdo local tendem a apresentar custos mais elevados e, consequentemente, menor competitividade em termos de deságio, o que pode resultar em maior impacto para os consumidores.
Para Yanasse, a política de incentivo à indústria nacional é legítima, mas deve ser acompanhada de uma análise cuidadosa sobre seus custos e benefícios. “É legítima essa definição de política pública de incentivo ao desenvolvimento da indústria nacional, porém há que se ponderar sobre o custo dessa política para os consumidores frente aos benefícios gerados para a sociedade brasileira com a industrialização”, observa.
Regras de acesso preocupam investidores
Outro ponto que tem mobilizado a atenção dos desenvolvedores é o cronograma relacionado ao acesso à rede elétrica. A nota técnica que indicará a capacidade remanescente nos pontos de conexão do SIN será divulgada apenas em 30 de setembro, cerca de dois meses após o encerramento do cadastramento técnico dos projetos, previsto para 31 de julho.
O calendário foi estruturado para acomodar a primeira temporada de acesso da PNAST (Política Nacional de Acesso ao Sistema de Transmissão), mecanismo criado para organizar a reserva de capacidade na rede para geradores e grandes consumidores.
Na avaliação da especialista, a defasagem entre o cadastramento dos projetos e a divulgação das margens disponíveis pode comprometer a competitividade do certame e inviabilizar investimentos. “Se o ponto de conexão pretendido não apresentar capacidade remanescente, o projeto estará fora do leilão”, alerta.
Ela ressalta que a definição do ponto de conexão é uma etapa central do desenvolvimento dos empreendimentos, que envolve a escolha da área de instalação, estudos de viabilidade técnica, jurídica e financeira e a estruturação dos investimentos.
Em um segmento ainda em processo de consolidação regulatória, a falta de previsibilidade pode aumentar os riscos dos projetos. Por isso, o setor defende que as margens de escoamento sejam divulgadas antes da definição dos pontos de conexão ou, alternativamente, que seja permitida a alteração do ponto inicialmente escolhido após a publicação da nota técnica do ONS e da EPE.
Debate sobre custos pode gerar disputas
Embora a Lei nº 15.269/2025 tenha estabelecido as bases regulatórias para o armazenamento de energia e a ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) já tenha aprovado normas para projetos de baterias autônomos e colocalizados, ainda permanecem dúvidas relevantes sobre a alocação dos custos da nova tecnologia.
Um dos principais pontos de discussão envolve o ERCAP, encargo que financiará a contratação dos sistemas de armazenamento. A sinalização inicial indica que o custo poderá ser suportado pelos agentes de geração, mas a definição definitiva ainda não foi formalizada.
Segundo Yanasse, o tema também está presente nas discussões do novo marco setorial. Parte dos geradores questiona a possibilidade de que o encargo seja arcado exclusivamente pela geração, independentemente da fonte utilizada, seja ela renovável ou térmica.
A advogada avalia que a indefinição regulatória pode abrir espaço para questionamentos e disputas futuras. Por outro lado, destaca que a recente regulamentação que eliminou a dupla tarifação para sistemas de baterias despachados pelo ONS (Operador Nacional do Sistema) representa um avanço importante para a viabilização econômica dos projetos.
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