Por Daniel Pansarella
O Brasil está prestes a inaugurar um novo capítulo em sua história energética. Com o primeiro leilão dedicado exclusivamente a sistemas estacionários de armazenamento de energia em baterias (BESS) marcado para dezembro de 2026, o país reconhece, finalmente, que a transição energética não é apenas sobre geração renovável, mas também sobre flexibilidade operacional e confiabilidade do sistema. A Portaria Normativa MME nº 136/2026 estabeleceu um marco regulatório ambicioso, mas a implementação prática revela lacunas significativas que podem impactar a viabilidade econômica e técnica dos projetos.
O paradoxo da rigidez técnica em um mercado em formação
A regulamentação do LRCAP 2026 – Armazenamento Nacional estabeleceu parâmetros técnicos rigorosos: potência mínima de 30 MW, eficiência total (RTE) mínima de 85%, recarga completa em até 6 horas, duração de 4 horas consecutivas e limite de 366 ciclos completos anuais. Esses requisitos refletem aprendizados internacionais e garantem que os recursos contratados sejam capazes de entregar o que prometem. Porém, a rigidez desses parâmetros, combinada com a exigência de credenciamento no BNDES e a necessidade de aprovação técnica da EPE antes do leilão, cria um cenário onde empreendedores e fornecedores de equipamentos enfrentam incertezas significativas sobre a flexibilidade operacional após a contratação.
A questão central é: em um mercado nascente, onde a tecnologia evolui rapidamente e os fornecedores globais competem por espaço, como conciliar a necessidade de estabilidade regulatória com a flexibilidade técnica necessária para inovação e otimização de custos?
A janela crítica entre habilitação e assinatura do contrato
Um aspecto pouco discutido da estrutura do LRCAP 2026 é o período entre a habilitação técnica (que ocorre antes do leilão) e a assinatura do Contrato de Reserva de Capacidade para Potência (CRCAP). Durante essa janela, mudanças tecnológicas podem ser necessárias: um fornecedor de inversores pode oferecer um modelo mais eficiente, um integrador pode identificar oportunidades de otimização de custos, ou uma mudança de fornecedor pode se tornar necessária por questões comerciais ou de supply chain.
A Portaria MME nº 136/2026 exige que o SAE seja credenciado no CFI do BNDES, o que implica que qualquer alteração significativa na composição do sistema — seja na potência do inversor, na configuração das baterias, ou na estratégia de operação — pode exigir novo credenciamento ou validação. Porém, as instruções da EPE não detalham explicitamente quais parâmetros são “congelados” após a habilitação técnica e quais podem ser ajustados.
Essa ambiguidade cria um risco regulatório para empreendedores. Se um projeto foi habilitado com um PCS (Power Conversion System) de 100 MW de um fornecedor específico e, posteriormente, o empreendedor encontra uma alternativa de 99 MW com maior eficiência, a mudança pode ser questionada como alteração material do projeto. Inversamente, se a mudança for permitida, ela pode exigir novo credenciamento BNDES, atrasando a assinatura do contrato.
A prática internacional sugere que pequenas variações de capacidade instalada (tipicamente até 5% para mais ou para menos) são permitidas, desde que a potência contratada seja mantida e os requisitos técnicos mínimos sejam atendidos. Porém, essa regra não está explícita na documentação brasileira, deixando empreendedores em posição de incerteza.
Oversizing versus augmentation: escolhas de design com implicações duradouras
O design de um BESS envolve decisões fundamentais sobre como alocar capacidade entre o inversor (PCS) e o pack de baterias. Dois modelos principais competem: oversizing e augmentation.
No modelo de oversizing, o PCS é dimensionado com potência maior que a necessária para atingir a energia contratada em 4 horas. Por exemplo, um projeto que contrata 100 MW de potência por 4 horas (400 MWh de energia) pode ter um PCS de 110 MW, permitindo ciclos mais curtos, maior flexibilidade operacional e potencialmente melhor resposta dinâmica. Esse modelo oferece vantagens operacionais, mas com custo adicional no PCS.
No modelo de augmentation, o PCS é dimensionado para exatamente a potência contratada (100 MW), mas a bateria é dimensionada para mais de 400 MWh, permitindo ciclos mais longos, maior profundidade de descarga (DoD) e potencialmente melhor aproveitamento da energia armazenada. Esse modelo tende a ser mais econômico, mas com menos flexibilidade operacional.
A escolha entre esses modelos afeta não apenas custos imediatos, mas também degradação de baterias, eficiência ao longo do tempo, e capacidade de resposta a despachos do ONS. Um projeto habilitado com oversizing que depois tenta mudar para augmentation (ou vice-versa) pode enfrentar questionamentos regulatórios, especialmente se a mudança resultar em alteração significativa da capacidade instalada.
Essa rigidez é compreensível do ponto de vista regulatório — garante que o projeto contratado seja aquele que foi avaliado — mas cria um dilema para empreendedores: comprometer-se com uma estratégia de design antes de ter certeza de que é a mais econômica e tecnicamente ótima.
A degradação como variável crítica de incerteza
A Portaria MME nº 136/2026 estabelece um limite de 366 ciclos completos anuais, equivalente a aproximadamente 1 ciclo por dia. Essa métrica é usada como referência para simular o perfil operacional médio anual e, consequentemente, para estimar degradação de baterias ao longo dos 15 anos de contrato.
Porém, usar 1 ciclo/dia como premissa de degradação envolve simplificações significativas. A degradação de baterias LFP (Lithium Iron Phosphate), comumente usadas em BESS utility scale, depende de múltiplos fatores: número de ciclos, profundidade de descarga (DoD), temperatura operacional, tempo em repouso, e até mesmo o padrão de carga (rápida versus lenta).
Estudos internacionais mostram que baterias LFP degradam, em média, 4-5% após 365 ciclos, dependendo das condições operacionais. Se um projeto usar 1 ciclo/dia como premissa, isso significa 365 ciclos/ano. Após 15 anos, isso seria 5.475 ciclos, resultando em degradação acumulada de aproximadamente 60-75%, dependendo do DoD e da temperatura.
Porém, a Portaria permite até 366 ciclos/ano, não obriga. Se o ONS despachar o recurso menos frequentemente (por exemplo, 200 ciclos/ano), a degradação será menor, e o projeto terá margem de segurança. Inversamente, se o despacho for mais agressivo, a degradação pode ser mais rápida que o previsto.
Essa variabilidade cria um risco de receita para empreendedores. A Portaria exige que o RTE mínimo de 85% seja mantido ao longo dos 15 anos de contrato, referenciado ao PMI (Ponto de Medição Individual). Se a degradação for mais rápida que o previsto, o projeto pode não conseguir manter esse RTE, resultando em penalidades ou até rescisão contratual.
A solução passa por simulações detalhadas de degradação, validadas com dados de projetos similares, e pela inclusão de margens de segurança adequadas. Alguns empreendedores estão considerando planos de reposição de módulos de baterias durante o contrato, o que adiciona complexidade operacional e custos, mas oferece segurança de desempenho.
Eficiência como métrica de risco: os limites da RTE
A exigência de RTE mínima de 85% é, simultaneamente, rigorosa e ambígua. Rigorosa porque exclui tecnologias menos eficientes e força otimização de design. Ambígua porque a RTE pode variar significativamente conforme o perfil de operação, a profundidade de descarga, e as condições ambientais.
Um BESS típico com PCS moderno, transformador e baterias LFP pode atingir RTE entre 85% e 92%, dependendo das condições. Porém, essa eficiência não é constante. Um ciclo com descarga profunda (100% DoD) terá RTE diferente de um ciclo com descarga rasa (50% DoD). Operações em temperaturas extremas (muito quentes ou muito frias) afetam a eficiência. Até mesmo o ponto de operação do PCS (operando a 50% da potência nominal versus 100%) impacta a eficiência.
A Portaria MME nº 136/2026 também permite que o ONS despache o recurso por mais de 4 horas (até 12 horas), com potência proporcionalmente inferior. Isso significa que o RTE pode variar conforme o perfil de operação. Se o projeto declarar RTE de 85% para ciclos de 4 horas, mas for despachado em ciclos de 12 horas com potência reduzida, a eficiência real pode ser diferente.
Essa variabilidade cria um risco de conformidade: se o projeto não conseguir manter RTE ≥ 85% em todas as condições operacionais, pode ser questionado pela ANEEL ou pela EPE. Alguns empreendedores estão adotando abordagens conservadoras, declarando RTE de 85-88% e validando com simulações detalhadas em múltiplos cenários operacionais.
A importância da clareza regulatória para um mercado em formação
As lacunas regulatórias abordadas neste artigo refletem um padrão comum: a Portaria MME nº 136/2026 estabeleceu um marco geral ambicioso, mas deixou questões operacionais críticas sem resposta explícita. Isso é compreensível em um mercado nascente, onde a experiência é limitada e a tecnologia evolui rapidamente. Porém, essa ambiguidade cria risco regulatório para empreendedores e pode desestimular investimentos.
A EPE, ANEEL e BNDES têm a oportunidade de publicar guias técnicos adicionais que respondam essas questões antes do leilão. Esclarecimentos sobre flexibilidade de design, limites de variação de capacidade instalada, metodologias de degradação e requisitos de descarte reduziriam a incerteza e acelerariam a maturação do mercado.
Enquanto isso, empreendedores devem ser proativos: solicitar esclarecimentos formais aos órgãos reguladores, estruturar propostas com margens de segurança técnica e regulatória, e aprender com experiências internacionais de BESS em mercados mais maduros.
A primeira geração de projetos BESS contratados no LRCAP 2026 estabelecerá precedentes que moldarão o mercado pelos próximos anos. O sucesso dessa geração dependerá não apenas de tecnologia robusta e gestão operacional competente, mas também de clareza regulatória e colaboração entre empreendedores, órgãos reguladores e fornecedores de equipamentos.
O Brasil tem a oportunidade de construir um mercado de armazenamento de energia em baterias que seja, simultaneamente, robusto tecnicamente, ambientalmente responsável e economicamente viável. Isso requer, acima de tudo, clareza sobre as regras do jogo e disposição de ajustá-las conforme o mercado amadurece.
Armazenamento de energia em baterias no Brasil: os desafios técnicos e regulatórios que definem a próxima década