Baterias no Sistema Interligado Nacional: o primeiro teste jurídico da nova regulação do armazenamento de energia elétrica

A Lei nº 15.269/2025, que moderniza o marco regulatório do setor elétrico, alterou a Lei nº 9.427/1996 para estabelecer, dentre outros aspectos, as diretrizes para a regulamentação da atividade de armazenamento de energia elétrica.

Nesse contexto, a Lei nº 15.269/2025 incluiu expressamente o armazenamento de energia elétrica entre as atividades reguladas e fiscalizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, além de atribuir à Agência competência para estabelecer regras de remuneração e de acesso aplicáveis à implantação e à operação de sistemas de armazenamento conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN ou aos Sistemas Isolados – SISOL. Também admitiu que a atividade seja explorada de forma autônoma ou integrada a outorgas de geração, transmissão, distribuição ou comercialização, com prestação de múltiplos serviços ao sistema, incluindo flexibilidade, potência, serviços ancilares e comercialização de energia, respeitadas as vedações próprias de cada agente.

Em 2 de junho de 2026, a Diretoria Colegiada da ANEEL apreciou, na 11ª Reunião Pública Ordinária, o Processo nº 48500.004885/2020-63, relativo à regulamentação do armazenamento de energia elétrica, sendo editadas as Resoluções Normativas nº 1.161 e nº 1.162. Dentre os principais pontos, foram estabelecidos critérios e procedimentos para a obtenção de outorga de autorização para exploração do serviço, o tratamento regulatório aplicável à implantação do armazenamento e a forma de tarifação do agente armazenador.

Em paralelo, o Ministério de Minas e Energia – MME publicou a Portaria Normativa MME nº 136/2026, que estabeleceu as diretrizes e a sistemática dos Leilões de Reserva de Capacidade na forma de Potência de 2026, destinados à contratação de potência elétrica a partir de novos sistemas de armazenamento de energia em baterias.

Por meio da Portaria Normativa MME nº 136/2026, foram definidos o produto a ser contratado, a alocação dos principais riscos do negócio, a forma de composição da receita e os atributos técnicos que os sistemas de armazenamento em baterias deverão entregar ao sistema.

Trata-se do primeiro leilão voltado à contratação de potência elétrica por meio de sistemas de armazenamento em baterias no Brasil e, por essa razão, revela o primeiro desenho jurídico-econômico concreto para a implementação do armazenamento em larga escala no País.

A Portaria prevê a realização de dois certames. O primeiro, denominado LRCAP de 2026 – Armazenamento Nacional, está previsto para 2 de dezembro de 2026 e será destinado a novos sistemas de armazenamento que atendam a requisitos mínimos de nacionalização, conforme as regras do Sistema CFI/BNDES. O segundo, denominado LRCAP de 2026 – Armazenamento, está previsto para 4 de dezembro de 2026 e será voltado aos demais novos sistemas de armazenamento em baterias. Os montantes contratados no primeiro certame serão descontados da capacidade remanescente considerada no segundo.

Os Contratos de Potência de Reserva de Capacidade – CRCAPs terão prazo de suprimento de 15 (quinze) anos, com início previsto em 1º de agosto de 2028.

O desenho econômico do leilão está baseado na premissa de que a Receita Fixa anual, a ser paga ao agente armazenador em 12 (doze) parcelas mensais, deverá remunerar integralmente todo e qualquer uso que o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS fizer dos empreendimentos vencedores, sem geração de receitas adicionais fora do CRCAP. Desta forma, ficou expressamente vedada a possibilidade do empilhamento de receitas ao SAE.

Nesse modelo, a Receita Fixa do CRCAP deverá remunerar não apenas o investimento e a remuneração do capital, mas também os custos de conexão, uso da rede, operação e manutenção (O&M), obrigações ambientais, degradação tecnológica, encargos setoriais, tributos, substituição de equipamentos e demais custos inerentes ao negócio. Em outras palavras, o lance ofertado no leilão passa a condensar uma matriz complexa de riscos em um momento de inovação regulatória, no qual esse modelo de contratação de potência elétrica ainda está sendo implementado no Brasil de forma estruturada.

Além disso, alocou-se ao empreendedor o risco relativo à incerteza do despacho pelo ONS, inclusive quanto à quantidade de partidas e paradas, tempo de operação, potência injetada e recarga, bem como o custeio próprio das perdas elétricas.

A alocação ao empreendedor dos riscos associados à incerteza do despacho pelo ONS tende a impactar diretamente a Receita Fixa ofertada no leilão. Em um mercado ainda nascente, no qual não há histórico regulatório e operacional para precificação de partidas, paradas, ciclos de carga e descarga, tempo de operação e degradação dos ativos, é natural que os proponentes incorporem esse risco ao cálculo de retorno do investimento. Assim, quanto menor a previsibilidade sobre a forma de utilização dos sistemas de armazenamento, maior poderá ser o prêmio de risco embutido nos lances.

Em contrapartida, a previsão de que a Receita Fixa concentre os custos inerentes à execução dos serviços simplifica, de certo modo, a contratação do produto e busca evitar discussões sobre dupla remuneração ou empilhamento de receitas, vedado expressamente pela Portaria. Com isso, busca-se conferir maior previsibilidade à contratação, na medida em que os custos esperados do empreendimento deverão estar internalizados na Receita Fixa ofertada no leilão. Ainda assim, a eficiência desse desenho dependerá da capacidade dos agentes de precificar adequadamente riscos tecnológicos, operacionais e regulatórios ao longo de todo o prazo contratual.

Como requisito técnico para habilitação no leilão, os empreendimentos deverão utilizar baterias novas, entregar disponibilidade mínima de 30 MW (megawatts) de potência e capacidade de operação contínua por quatro horas por ciclo completo, com até dois ciclos completos diários, limitado a 366 ciclos completos anuais. O ONS poderá despachar o recurso por período superior a quatro horas, observado o limite de doze horas, com potência proporcionalmente inferior e compatível com a energia efetivamente disponível. O tempo máximo de recarga completa da disponibilidade contratada, de 0% a 100%, será de até seis horas.

A eficiência mínima de carga e descarga (Roundtrip Efficiency – RTE) deverá ser igual ou superior a 85% no Ponto de Medição Individual, ao longo do horizonte contratual, com Custo Variável Unitário – CVU não superior a zero.

Também está estabelecido que os empreendimentos deverão atender à totalidade dos despachos de recarga e descarga definidos na programação diária e na operação em tempo real do Sistema Interligado Nacional – SIN, além de observar os requisitos técnicos mínimos de conexão definidos pelo ONS e pela Empresa de Pesquisa Energética – EPE, inclusive quanto às funcionalidades de grid-forming.

Portanto, o desenho apresentado pelo MME privilegia sistemas de armazenamento capazes de contribuir efetivamente para a operação segura, confiável e estável do sistema elétrico.

Outro ponto relevante é a centralidade conferida à Capacidade Remanescente do SIN para Escoamento. No caso das baterias, a análise de acesso não pode se limitar à capacidade de injeção de potência na rede, pois o armazenamento também demanda energia para carregamento. Por isso, a Portaria determina que sejam avaliadas as condições sistêmicas tanto para descarga quanto para recarga dos empreendimentos, transformando a localização e a disponibilidade de rede em fatores decisivos para a competitividade dos projetos.

Também merece atenção a criação do bônus locacional para empreendimentos conectados aos pontos de conexão indicados no Anexo II da Portaria. Na sistemática do leilão, os projetos situados nesses pontos terão aplicação do fator β de 0,9 no cálculo do preço da disponibilidade de potência, o que os torna mais competitivos para fins de classificação.

Ao aplicar o fator β de 0,9 aos projetos conectados em pontos considerados mais benéficos ao SIN, a Portaria permite que esses empreendimentos sejam até 10% mais competitivos em relação a projetos localizados em pontos não bonificados. Na prática, a localização deixa de ser apenas uma condição técnica de acesso e passa a ser um atributo econômico do projeto.

Não se trata de um pagamento adicional direto ao empreendedor, mas de uma vantagem competitiva conferida a projetos localizados em pontos que geram maior benefício sistêmico ao SIN.

O objetivo é direcionar investimentos para regiões em que as baterias possam gerar maiores ganhos sistêmicos, inclusive para alívio de restrições de rede. Assim, com o sinal locacional, a Portaria busca incentivar a alocação eficiente de projetos em localidades que demandam maior atenção sistêmica.

Diante desse desenho, percebe-se que o armazenamento de energia elétrica passa a ser incorporado no setor elétrico brasileiro como um ativo regulado de infraestrutura, essencial à segurança operativa do SIN. Com essa nova ferramenta de flexibilidade operativa, o SAE também servirá como tecnologia de apoio às renováveis para mitigação do curtailment, função de extrema relevância no contexto atual do setor elétrico brasileiro. 

A Portaria Normativa MME nº 136/2026 representa, nesse sentido, mais do que a abertura de um certame setorial: marca a incorporação contratual do armazenamento em baterias como recurso de potência e flexibilidade no setor elétrico brasileiro, ao reconhecer que a confiabilidade do SIN dependerá cada vez mais da contratação de atributos operativos, como disponibilidade, resposta sistêmica e adequação de potência, e não apenas da expansão da oferta de energia.

O primeiro leilão de armazenamento em baterias constitui avanço importante e juridicamente relevante, pois cria produto específico para a contratação de potência flexível e servirá como teste para futuros modelos de remuneração dessa tecnologia no Brasil.

O sucesso do leilão dependerá de três cuidados principais: clareza na alocação de riscos, coerência entre a Portaria, o edital e a regulação da ANEEL sobre acesso e uso da rede, e desenho contratual capaz de remunerar adequadamente a flexibilidade sem impor custo excessivo ao consumidor.