Lais Carregosa e Marisa Wanzeller, da Agência iNFRA*
A minuta da portaria do leilão de sistemas de armazenamento de energia, publicada pelo MME (Ministério de Minas e Energia) nesta segunda-feira (10), traz como novidade a criação de um critério locacional para contratação das baterias. A ideia é que o certame, previsto para abril de 2026, aloque os empreendimentos em locais que tragam “benefício sistêmico” ao setor elétrico. Essa regra está movimentando agentes em busca das localizações que devem ser apontadas pelo governo, afirmam especialistas à Agência iNFRA.
Jairo Terra, head de Assuntos Regulatórios da consultoria PSR, disse que o setor não imaginava que a regra viria “com esse formato”. “A gente achou que seria alguma coisa mais indicativa por submercado, mas parece que eles vão indicar mesmo os melhores pontos”, disse. A primeira consulta pública sobre o tema, realizada pelo ministério em 2024, apenas mencionava a possibilidade de ter uma indicação locacional dos SAEs (Sistemas de Armazenamento de Energia), sem detalhamentos.
O especialista avalia que agora os agentes entrarão em “uma corrida para identificar esses pontos” de localização. Segundo ele, apesar do tamanho do SIN (Sistema Interligado Nacional) gerar uma “incerteza”, “quem fez o dever de casa e fez todas as análises elétricas e locacionais, pode ter um chute mais certeiro um pouco”.
O presidente da Absae (Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia), Markus Vlasits, afirma que muitos agentes já haviam procurado áreas para instalação das baterias. “É claro que uma mudança desse portfólio vai resultar em novos esforços. Já não teremos mais tanto tempo, se você pensa que o leilão deve acontecer em abril do ano que vem. Então, certamente existe uma certa apreensão para entender quais exatamente serão os critérios”, declarou.
Como deve funcionar
A advogada Ana Karina Souza, especialista em energia do escritório Machado Meyer, explica que o conceito pode funcionar como um adicional de bonificação para os empreendimentos. Ou seja, o MME deve divulgar uma lista de localidades preferíveis e os projetos que estejam localizados nessas áreas teriam uma bonificação nos seus lances, com efeitos sobre a classificação final do certame.
“Diria que não é que vai contratar somente empreendimentos que estejam nesses locais, que foram identificados pelo SIN, mas que os empreendimentos que estão nesses locais vão contar com uma constante de bonificação. É como se fosse um adicional na fórmula que os empreendimentos que estão nessas localizações podem contar”, declarou.
Jairo Terra, da PSR, explica que os empreendimentos instalados nas localizações a serem indicadas pela EPE (Empresa de Pesquisa Energética) terão o seu “preço unitário” multiplicado por 0,9%, garantindo maior competitividade no certame. “Essa bonificação entra lá no preço que serve como métrica para comparação das ofertas e ele reduz um pouquinho o preço de quem está localizado nos lugares indicados”, o que se torna uma vantagem competitiva, destacou.
Outras receitas
O modelo de leilão colocado em consulta pública também prevê que o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) será responsável por indicar os momentos de descarga e recarga das baterias. Ou seja, vai poder determinar quando o agente poderá realizar a recarga do empreendimento.
Em nota técnica, o MME afirma que essa medida aumenta a segurança do sistema, ao reduzir conflitos entre o uso comercial e a necessidade de despacho da bateria, mas reduz a liberdade de o agente obter receitas complementares com o empreendimento.
Para o presidente da Absae, esse é um ponto que precisa ser melhor analisado, principalmente para as baterias implantadas junto às usinas de geração. “O agente vai querer entender se ele pode salvar pelo menos uma parte do constrained-off [corte de geração] da própria planta ou não.” Contudo, ele afirma ser natural que, no primeiro certame da tecnologia, o ONS seja mais “detalhista” com as regras de despacho.
Tarifas
Em nota técnica que fundamentou a portaria, o governo também mapeou o risco de repasse de custos do leilão por uma eventual “dupla tarifação” dos projetos, que podem ter que pagar pelos montantes de uso do sistema de transmissão tanto na categoria consumo (ao carregar) quanto de geração (ao descarregar). O assunto está sendo tratado em proposta de regulamentação da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica).
Essa é uma das preocupações do segmento de armazenamento, que aponta para a possibilidade de os lances do certame serem impactados com a precificação do custo dobrado com a taxa de fio. “O agente, querendo ou não, precisa incorporar o custo associado ao Must [Montante de Uso do Sistema de Transmissão] no seu opex [custo operacional], nas suas despesas operacionais”, afirma Markus Vlasits.
O presidente da Absae destaca ainda que essa tende a ser uma preocupação maior quando há pouca flexibilidade para o agente ir ao mercado e obter receitas acessórias para o empreendimento, o que ajudaria a abater parte do custo.
No documento, o MME afirma que “a aplicação tarifária em ambos os fluxos poderia elevar o custo final do serviço”, além de reduzir o uso eficiente dos SAEs para o atendimento das necessidades de potência do sistema. “Tal dinâmica implica a transferência desses custos ao consumidor, pela eventual consideração dessas tarifas no preço da disponibilidade de potência”, diz o texto.
Atualmente, o debate sobre a modelagem dos SAEs, incluindo a forma de tarifação, aguarda deliberação da ANEEL. O modelo de cobrança na carga e descarga foi defendido pela área técnica da reguladora e acolhido no voto do relator, o então diretor substituto Daniel Danna. Mas o diretor Fernando Mosna pediu vista do processo em 12 de agosto por discordar da proposta.
Para o head de Assuntos Regulatórios da PSR, o tema sofrerá alterações na agência. “A ANEEL está estudando isso faz bastante tempo, e já houve várias idas e vindas, eles já mudaram a metodologia algumas vezes em diferentes notas técnicas”, destacou Jairo Terra.
Segundo o especialista, a PSR entende que a dupla tarifação não é tecnicamente correta. “A gente acredita que existem formas de reconhecer o serviço que a bateria provê para o sistema e refletir isso em uma tarifa única. Principalmente porque a bateria não exige muito investimento da rede, pelo contrário. A gente espera que, na verdade, a bateria possa ser utilizada de forma a reduzir esses congestionamentos da rede”, defendeu.
*Colaborou: Geraldo Campos Jr.
