O Operador do Sistema Elétrico Nacional (ONS) do Brasil, juntamente com a ANEEL e a EPE, divulgou a capacidade remanescente do Sistema Interligado Nacional (SIN) que servirá de referência para os primeiros leilões independentes de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) do país , denominados "LRCAP 2026 – Armazenamento Nacional e LRCAP 2026 – Armazenamento", agendados para 2 e 4 de dezembro , respectivamente.
Os resultados mostram fortes contrastes: existem barramentos com margens próximas a 3000 MW e mais de 50 combinações de ponto de conexão e nível de tensão com disponibilidade praticamente nula.
O maior valor individual identificado corresponde a Arinos 2, em Minas Gerais, com 2960 MW a 500 kV , seguido por Janaúba 3 com 2920 MW e Jaíba com 2575 MW.
Da mesma forma, no norte de Minas Gerais e oeste da Bahia , 22 bancos de areia acumulam cerca de 22 GW se suas margens individuais forem somadas, mas o total é limitado a 3.200 MW .
Enquanto isso, em outra extensa região que abrange partes da Bahia, Piauí e Ceará, 41 barramentos somam mais de 28 GW , em comparação com um limite regional de apenas 3670 MW .
No entanto, todos os valores mencionados não se traduzem automaticamente em potência utilizável, pois cada instalação está sujeita a limites adicionais por subárea e área elétrica . Portanto, essa condição será decisiva em dezembro.
Consequentemente, os desenvolvedores precisarão ler simultaneamente o limite individual, as restrições agregadas e as condições técnicas associadas a cada ponto , uma vez que a rede não permite a soma linear de todos os valores publicados.
A publicação surge após um registo recorde, considerando que a Empresa de Pesquisa Energética registou inicialmente mais de 6.000 projetos para 296,8 GW , embora esse volume tenha de passar pelo processo de análise técnica e só em novembro se saberá quantos projetos e capacidade poderão participar nos leilões.
A nota do ONS agora incorpora outra variável crítica: quanta margem resta na infraestrutura elétrica para conectar o armazenamento .
A metodologia estabelece três níveis. O primeiro corresponde à barra candidata , ou seja, o limite de cada ponto individual. Acima deste, encontram-se as restrições de subárea , que agrupam diversas instalações, e, finalmente, as restrições de área , que definem um limite máximo global para regiões elétricas maiores.
Igaporã III ilustra claramente essa lógica. A barra de 230 kV suporta individualmente até 2.000 MW , mas a subárea Bom Jesus da Lapa–Igaporã tem um limite combinado de 900 MW .
Futura apresenta uma situação semelhante. O ponto de 500 kV atinge 2.165 MW , enquanto a subárea de Sobradinho restringe o total a 1.500 MW .
Os limites não derivam apenas do fluxo de potência disponível. O ONS combinou disponibilidade física, desempenho estático e dinâmico e análise de curto-circuito para determinar as margens finais.
O curto-circuito também altera significativamente alguns resultados. Por exemplo, em Guaíba 3, 230 kV , o comportamento estático e dinâmico permitiria 1.140 MW . No entanto, um disjuntor de 40 kA na subestação industrial da Cidade, cuja substituição não é recomendada, reduz a margem final para apenas 150 MW .
Em Capivari do Sul, a 230 kV , o mesmo tipo de restrição reduz o valor de 650 MW para 100 MW . Enquanto isso, a região de Fortaleza apresenta outro exemplo: sete pontos são limitados por disjuntores de 31,5 kA a 69 kV , elementos que atualmente requerem gerenciamento por meio de manobras operacionais.
As restrições também explicam por que mais de 50 combinações aparecem diretamente com 0 MW , com alta concentração nas regiões norte e nordeste. Enquanto isso, outros casos não se devem ao comportamento elétrico, mas a uma limitação mais básica: a falta de espaço físico dentro das subestações para novas conexões .
Em termos gerais, das aproximadamente 380 unidades analisadas, cerca de 15% não possuem margem de segurança . Isso significa que cerca de 85% apresentam algum nível de disponibilidade, embora sujeitas às maiores restrições e condições específicas estabelecidas pelo estudo.
A localização torna-se fundamental para a estratégia dos incorporadores.
Cada valor deve ser comparado com os limites agregados, restrições operacionais e obras necessárias para viabilizar o acesso.
Algumas normas relacionadas às barras de distribuição chegam a estabelecer obrigações diretas para o empresário , como realizar o seccionamento por conta própria ou substituir as chaves como condição para prosseguir com a conexão.
Para investidores e desenvolvedores, isso pode mudar a percepção do mercado, já que um local com capacidade nominal de 2.000 MW pode ser mais limitado do que um com um valor individual menor , dependendo do limite regional, da infraestrutura existente e das intervenções necessárias.
A análise econômica também será um fator importante. De acordo com a Análise de Impacto Regulatório da ANEEL, fornecida como informação complementar, o custo efetivo dos sistemas de armazenamento é entre 63% e 83% menor do que o custo do último contrato de reserva de energia. Além disso, a tecnologia pode reduzir certos encargos relacionados a restrições operacionais.
O mercado prevê um volume de 296.807 MW para dezembro, mas a publicação do ONS deixa claro que a magnitude dos registros é apenas um lado do processo.