A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) do Brasil finalmente aprovou por unanimidade os editais para os dois primeiros leilões de sistemas de armazenamento de energia em baterias do país e já definiu os preços de referência.
O edital de licitação da LRCAP Armazenamento Nacional , previsto para 2 de dezembro e que exigirá o cumprimento dos critérios de nacionalização do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), terá um preço inicial de R$ 1,76 milhão/MW por ano (aproximadamente US$ 334.400/MW por ano, segundo a cotação oficial).
Já para a licitação sem obrigação de conteúdo local mínimo, agendada para 4 de dezembro , o valor inicial será de R$ 1,58 milhão/MW por ano (aproximadamente USD 300.200/MW por ano).
Isso significa que os valores, apresentados pelo Ministério de Minas e Energia (MME) em 26 de outubro e aprovados no dia seguinte, mostram uma diferença de R$ 180.000 (USD 34.200) por MW/ano , equivalente a um adicional de 11,4% para projetos sujeitos a conteúdo nacional.
A decisão conclui a análise dos documentos da licitação, que receberam quase 2.500 contribuições durante as consultas públicas, e reativa um processo inicialmente previsto para abril de 2026, adiado devido à revisão das condições de contratação.
A magnitude dessa decisão torna-se relevante quando se considera que a Energy Research Company (EPE) registrou mais de 6.000 projetos independentes de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) interessados em competir, totalizando mais de 296,8 GW.
Embora nem todos os projetos sejam elegíveis para participar do leilão, as previsões do setor indicam uma possível alocação de 2 a 5 GW , equivalente a 8 a 20 GWh . Portanto, a diferença entre a capacidade registrada e a demanda estimada antecipa uma competição significativa entre os desenvolvedores.
Em termos de operação, as instalações devem garantir quatro horas de disponibilidade por ciclo , com um máximo de dois ciclos por dia e um limite de 366 ciclos por ano . Uma recarga completa, de 0% a 100% da capacidade contratada, não pode exceder seis horas.
O despacho será centralizado no Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) , enquanto a remuneração consistirá em um rendimento anual fixo, distribuído em doze parcelas mensais e sujeito a ajustes de desempenho.
Dentre as modificações aprovadas, a mais notável é a redução de 38,8% no investimento de referência , que passa de R$ 9,8 milhões (USD 1,862 bilhão) para R$ 6 milhões (USD 1,14 milhão) por MW , em conformidade com o Plano Decenal de Expansão Energética 2035.
A atualização reduz a garantia de licitação de R$ 98.000 (USD 18.620) para R$ 60.000 (USD 11.400) por MW e, portanto, a correlação com a garantia de desempenho diminui de R$ 980.000 (USD 186.200) para R$ 600.000 (USD 114.000) por MW. Enquanto isso, o patrimônio líquido mínimo exigido também é reduzido de R$ 980.000 para R$ 600.000 por MW .
Além disso, os requisitos financeiros serão calculados com base na potência oferecida ou contratada , em vez da capacidade instalada total, reduzindo os compromissos de capital dos participantes.
A ANEEL também flexibilizou a participação de consórcios pertencentes ao mesmo grupo econômico, e agora o credenciamento de ativos pode ser feito por meio da empresa matriz, sem duplicar os ativos de suas subsidiárias.
Será também permitida a participação de baterias associadas a centrais elétricas com contratos já existentes no mercado regulamentado , desde que tal não afete as suas obrigações já em curso. Os projetos poderão partilhar infraestruturas físicas ao abrigo de contratos e contadores distintos.
Outro fator determinante será a capacidade de conexão. No início de outubro, o ONS , juntamente com a ANEEL e a Energy Research Company, publicou as margens remanescentes do Sistema Nacional Interligado (SIN) , que servirão de referência para as propostas.
Entre os nós com maior disponibilidade individual está Arinos 2, em Minas Gerais, com 2.960 MW a 500 kV , seguido por Janaúba 3, com 2.920 MW, e Jaíba, com 2.575 MW .
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No entanto, as margens estão sujeitas a restrições impostas por subáreas elétricas e áreas que limitam a potência efetivamente utilizável.
No norte de Minas Gerais e oeste da Bahia , 22 barramentos têm capacidade individual de aproximadamente 22 GW , embora o limite combinado seja de apenas 3200 MW . A situação se repete em uma região que compreende Bahia, Piauí e Ceará, onde 41 barramentos ultrapassam 28 GW , em comparação com um teto agregado de 3670 MW .
Portanto, a viabilidade dos projetos dependerá da capacidade disponível em cada nó, das restrições regionais e das condições técnicas de conexão. A capacidade individual publicada não equivale necessariamente à potência utilizável , um fator relevante considerando os 296 GW registrados.
O financiamento para armazenamento continua em disputa.
A aprovação dos documentos da licitação não resolve a controvérsia sobre quem assumirá os custos da contratação das baterias , visto que a ANEEL mantém aberta a Consulta Pública nº 37/2026 até 6 de novembro , com o objetivo de regulamentar a distribuição desses pagamentos.
Atualmente, a Lei nº 15.269/2025 atribui essa responsabilidade exclusivamente aos geradores de energia, uma disposição questionada pelas empresas de energias renováveis, que solicitaram uma revisão do regime antes dos concursos.
Em paralelo, o Projeto de Lei nº 3716/2026 , de autoria do Deputado Arnaldo Jardim , propõe a transferência do custo para todos os usuários finais do sistema elétrico, incluindo os consumidores, como ocorre em outros contratos de reserva de capacidade.
De fato, a Câmara dos Deputados aprovou um pedido de urgência em outubro, permitindo que a iniciativa fosse debatida diretamente em sessão plenária. Antecipando uma possível alteração legislativa, o regulador substituiu as referências a geradores nos documentos de licitação pelo conceito de usuários de reserva de capacidade , sem alterar as obrigações existentes.
Durante a sessão extraordinária, o diretor-geral da ANEEL, Sandoval Feitosa , destacou que "a organização deve incorporar com agilidade as mudanças que o Congresso possa eventualmente aprovar".
Assim, o Brasil inicia dezembro com dois editais de licitação autorizados, preços iniciais diferenciados e menores garantias de participação, embora a alocação de custos e as restrições de conexão continuem a condicionar o cenário de contratação.
O FES Brasil acontecerá como preparação para os primeiros leilões de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) do país.
O Future Energy Summit (FES) Brasil reunirá CEOs, investidores, desenvolvedores e fornecedores de tecnologia no dia 5 de novembro no hotel InterContinental São Paulo para analisar as oportunidades no mercado brasileiro de energia elétrica.
Com mais de 20 palestrantes confirmados , o encontro marcará o encerramento da turnê internacional da FES em 2026, em preparação para uma licitação de armazenamento que registrou um interesse sem precedentes no país.
Acesse os ingressos e saiba mais sobre o FES Brasil 2026 .
Entre os participantes do FES Brasil estão Elbia Gannoum, CEO da ABEEólica; Fábio Lima, diretor executivo da ABSAE; Eduardo Azevedo, vice-presidente de geração centralizada da ABSOLAR; e Alexei Macorin Vivan, presidente da ABCE , que participarão de um encontro que inclui as principais associações do setor e representantes da área empresarial.
Também estarão presentes Aurelio Bustilho de Oliveira, CEO da Órigo Energia; Luiz Fernando Leone Vianna, vice-presidente do Grupo Delta Energia; André Moreira, CEO da Argo Energia; Guilherme Melo, Diretor de Construção da Statkraft Brasil; Lucas Sanchez, Diretor de Renováveis da CTG Brasil; Mayara Miqueletti, Head de Desenvolvimento de Negócios da Acciona Energia; e Itamar Lessa, Diretor de Marketing da Casa dos Ventos .
A agenda incluirá o panorama do setor público e das parcerias energéticas, a visão dos líderes empresariais, as perspectivas de investidores e desenvolvedores, a operação e manutenção de ativos renováveis, projetos híbridos e financiamento sustentável.
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