Geraldo Campos Jr., da Agência iNFRA
O segmento de armazenamento de energia espera que o primeiro leilão de baterias, prometido para este ano, contrate algo entre 2 GW (gigawatts) e 5 GW. Segundo a Absae (Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia), a expectativa é que a portaria com as regras seja publicada neste mês de maio pelo MME (Ministério de Minas e Energia), com possível realização do certame em setembro, no melhor dos cenários.
À Agência iNFRA, o diretor-executivo da associação, Fabio Lima, afirmou esperar que pelo menos 20 GW em projetos de sistemas de armazenamento se cadastrem para o certame, o que resultaria em uma boa competição independente da demanda a ser contratada. Ele destacou que apesar dos quase 20 GW contratados de térmicas e hidrelétricas no LRCAP (Leilão de Reserva de Capacidade), os estudos da EPE (Empresa de Pesquisa Energética) indicam ainda haver uma necessidade de potência da ordem de 5 GW.
A concorrência é vista como a grande oportunidade de salto para o segmento, uma vez que as baterias ainda têm números tímidos no Brasil. Segundo dados da Absae, o país deve chegar neste ano ao primeiro 1 GWh (gigawatt-hora) de sistemas de armazenamento.
Conteúdo local
Os agentes agora cobram a divulgação das regras pelo governo para estruturar suas propostas, uma vez que há pontos ainda obscuros, como a exigência de conteúdo local nas instalações. O presidente do Conselho da Absae, Markus Vlasits, explicou que a decisão sobre o conteúdo local é de perfil político e que os agentes acreditam que a exigência deve ser confirmada pelo governo na portaria.
A dúvida é quanto ao formato. Ele citou possibilidades, como haver margem de preferência ou instituição de um produto separado. Outra alternativa seria ter um percentual mínimo seguindo parâmetros já existentes, como os do BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social) para financiamentos via Finame, ou os PPB (Processo Produtivo Básico) para acesso a benefícios fiscais.
“É importante entender como será pedido, existem vários caminhos jurídicos. Eu acho que, depois de muito debate, hoje a questão não é se a gente está a favor ou contra, isso cada um tem a sua opinião. Mas caso isso seja pedido, e acredito que provavelmente vai ser, que seja feito de uma forma que nos dê segurança jurídica, e que seja exequível”, afirmou Vlasits.
Tempo de contrato
Fabio Lima cita outros pontos de atenção sobre as regras que, embora não sejam motivos para atraso da portaria, são aguardados porque interferem na formulação dos projetos. O primeiro é o tempo de duração dos contratos de armazenamento, cuja proposta inicial do MME é de dez anos.
Os agentes têm pressionado para elevar o tempo para 15 anos, visando melhorar a financiabilidade dos parques. Agora, segundo ele, a pasta já teria sinalizado aceitar o tempo maior.
Questões operacionais
Também são aguardadas definições operacionais sobre os ciclos de carregamento e descarregamento das BESS. “Tem a quantidade de ciclos diários, em que o ministério sinaliza a tendência de ser dois ciclos diários, limitados a 365 anuais. E de contabilização dos ciclos, porque o formato do ciclo interfere na eficiência esperada do sistema. O tempo entre ciclos, tanto se for muito curto ou longo, reduz um pouco a eficiência dos sistemas e isso tem que estar claro para os empreendedores na formulação do projeto”, explicou Lima.
Para Markus Vlasits, apesar das dúvidas, essas são questões “apenas de clarificação realmente para que haja segurança da economia e financiabilidade do projeto”, e que portanto não devem ser entraves para a publicação da portaria. Outro ponto sobre o qual houve questionamentos no início da CP foi quanto ao critério locacional para a instalação dos parques de baterias, com preferência de alocação no Nordeste. De acordo com ele, o segmento recebeu bem o modelo.
“O critério locacional focado no Nordeste é relevante porque as baterias podem ajudar a minimizar os efeitos daquilo que causou o último grande apagão em 2023, com serviços ancilares. Então isso está conceitualmente pacificado, tem que ver como isso vai ser colocado [na portaria]”, disse o presidente do conselho da Absae. Ele destacou um ponto de dúvida sobre o tema: “É preciso saber como isso vai conversar com a margem de escoamento, uma vez que o Nordeste já tem uma rede mais engargalada. Então o empreendedor quer saber quanto de margem ele vai ter para escoar”.
‘Atraso’ na ANEEL
Apesar de não ser necessária para o avanço do leilão, segundo a associação, a regulamentação dos SAEs (Sistemas de Armazenamento de Energia) na ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) também vem sendo acompanhada com atenção. No início de abril, o diretor Willamy Frota pediu vista da consulta pública sobre o tema. Na ocasião, ele justificou que pretendia se aprofundar em temas abordados no voto-vista do diretor Fernando Mosna, inclusive com nova consulta à Procuradoria Federal.
O presidente do Conselho da Absae, Markus Vlasits, classificou o novo pedido de vista como “incompreensível” e disse que há uma lentidão da reguladora com relação às baterias. “É muito difícil a gente entender essa morosidade. A ANEEL está estudando o tema há oito anos. A equipe técnica fez um trabalho muito robusto, bem feito, para municiar a diretoria da agência com todas as informações. Causa estranheza e, de fato, é incompreensível esse novo pedido de vista. No meu ver, não há motivo técnico para isso”, disse.
A associação classificou como “moderna” a proposta do diretor Mosna para o tema, que trouxe, entre outros pontos, que os investidores em baterias pagarão pelo uso da rede apenas uma vez, no momento do descarregamento, e não na entrada e saída de energia. Outro ponto introduzido foi a possibilidade de redução na capacidade contratada em 30% de forma imediata após a instalação de armazenamento, e não ao longo de seis anos como proposto anteriormente.
Para além do processo dos SAEs, Vlasits destaca que há toda uma agenda voltada para baterias que caminha a passos lentos na agência, como a segunda fase da regulação do armazenamento dedicada à transmissão e distribuição. “O que nos incomoda muito é que essa agenda regulatória está totalmente dessincronizada com as urgências do sistema elétrico e com as demandas do mercado”, afirmou.
Cobrança de encargo
Os executivos da Absae classificaram como um equívoco da Lei 15.269/2025 a determinação de que o custo com a contratação de baterias seja arcado pelas usinas de geração. Fabio Lima afirma que há falta de isonomia no tratamento dos agentes. “Essa regra está errada tecnicamente, primeiramente porque ela vale apenas para as BESS e não vale para outros sistemas de armazenamento de outros formatos e nem para outras soluções de potência e flexibilidade. Isso não faz sentido”, diz.
Pela lei, caberá à ANEEL a regulamentação da cobrança do encargo de reserva de capacidade que irá remunerar as baterias. A Absae destaca que a cobrança do mesmo encargo para custeio de outras fontes, no entanto, ficará a cargo do Poder Executivo. Além disso, a lei não especifica quais agentes de geração deveriam pagar para bancar os SAEs.
“Há uma carta exageradamente aberta para essa regulamentação da ANEEL. Porque enquanto que esse encargo para as baterias é pago pelos geradores lato sensu, então podem ser os novos e os antigos. Todos os novos? Todos os antigos? Mesmo os que já têm flexibilidade? E os que não têm? Nada disso está posto. E não se sabe se a ANEEL pode excluir alguém desse rateio”, disse Lima.
A expectativa neste caso é que a regulamentação sobre o encargo só seja feita após o leilão, assim como ocorreu no LRCAP 2021, que só teve a modelagem do encargo de remuneração das empresas vencedoras aprovada pela agência em 2024.
Sinais econômicos
Para além de um calendário de leilões centralizados, os armazenadores defendem um pacote de medidas que podem impulsionar o segmento no país e reduzir gargalos do setor elétrico. A principal seria a melhora dos sinais econômicos nas tarifas para incentivar maior resposta da demanda. Isso poderia tanto estimular um aumento na busca por baterias inclusive na MMGD (Mini e Microgeração Distribuída), como reduzir os riscos de curtailment no segmento, avaliam.
“Hoje, o usuário de GD não tem incentivo nenhum de botar uma bateria. Ele pode usar o sistema elétrico como uma bateria gratuita e não paga pelo uso dessa bateria. E os próprios representantes do setor, reconhecem que o modelo atual se exauriu, ele não mais atende à nossa realidade. Então, o caminho seria criar um sinal econômico que possa servir à resposta de demanda”, explicou Markus Vlasits.
Esse sinal poderia ser, por exemplo, um preço prejudicial ao gerador distribuído por injetar na rede em horários inadequados para o sistema, sugere Fabio Lima, “desde que com respeito aos contratos entabulados”. Para ele, a própria tarifa branca, se melhor calibrada, com cobrança mais cara pelo consumo da rede em horário de ponta, também poderia ser auxiliar.
