Há um número que resume bem o paradoxo da matriz elétrica brasileira em 2026: ao mesmo tempo em que o país comemora a liderança das fontes renováveis na geração, joga energia limpa fora em escala industrial. Em janeiro deste ano, usinas solares e eólicas deixaram de injetar 2,86 milhões de MWh na rede — um salto de 45% sobre o mês anterior. Não foi falta de sol nem de vento. Foi falta de fio, de flexibilidade e, sobretudo, de onde guardar.
Esse fenômeno tem nome técnico, curtailment, e um custo cada vez mais difícil de ignorar. Em 2025, os cortes forçados atingiram 20,6% da capacidade eólica e solar conectada ao Sistema Interligado Nacional (SIN), mais que o dobro dos 9,3% registrados no ano anterior. A conta se concentra no Nordeste, que respondeu por cerca de três quartos de todas as interrupções de geração renovável do país em 2024 — mais de 330 mil horas de produção suspensa e um prejuízo estimado acima de R$ 1,6 bilhão, segundo levantamento da consultoria Volt Robotics. Em outras palavras: o sistema construiu uma capacidade de geração que cresce mais rápido do que a capacidade de escoar e absorver essa energia.
É contra esse pano de fundo que o governo federal acaba de dar o passo regulatório mais concreto até hoje na direção do armazenamento em larga escala. No início de junho, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou as regras de outorga dos Sistemas de Armazenamento de Energia (SAE) e o Ministério de Minas e Energia publicou a Portaria Normativa nº 136/2026, fixando as diretrizes do primeiro Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência destinado exclusivamente a baterias — o LRCAP de Armazenamento. Depois de anos de promessa, o leilão tem data, produto e regras.
Um leilão, duas portas
A primeira surpresa do desenho aprovado é que não há um leilão, e sim dois, em dias seguidos de dezembro de 2026. No dia 2 ocorre o LRCAP de 2026 – Armazenamento Nacional, que contrata o produto “Potência Armazenamento 2028 A” e só aceita sistemas que cumpram requisitos mínimos de nacionalização, definidos pelo Regulamento de Credenciamento de baterias do BNDES. No dia 4 acontece o LRCAP de 2026 – Armazenamento, aberto a qualquer SAE, sem exigência de conteúdo local, contratando o produto “2028 B”. Quem vencer no certame nacional fica impedido de disputar o segundo — uma trava deliberada para que a indústria local tenha prioridade no atendimento da demanda antes que o mercado aberto preencha o restante.
Os parâmetros centrais valem para as duas modalidades. O contrato de suprimento é de 15 anos — bem mais longo do que os 10 anos previstos no desenho original do ano passado —, com fornecimento a partir de 1º de agosto de 2028. A receita do empreendedor é fixa, anual, paga em doze parcelas mensais e sujeita a descontos conforme o desempenho operativo. O ponto sensível do modelo está exatamente aqui: o risco de despacho — partidas, paradas, tempo de operação, recarga e quantidade de potência efetivamente injetada — recai integralmente sobre o investidor. A bateria recebe para estar disponível; cabe a ela garantir que estará.
E disponível significa, em termos operativos, atender a uma rotina exigente. O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) poderá acionar cada sistema em até dois ciclos diários de potência máxima por quatro horas, limitados a 366 ciclos ao longo do ano, respeitado um tempo de recarga completa de no máximo seis horas. Para entrar na disputa, o projeto precisa oferecer pelo menos 30 MW de potência, sustentar essa potência por no mínimo quatro horas, alcançar eficiência total de pelo menos 85% e — detalhe que define a natureza do ativo — declarar custo variável unitário igual a zero. Não se está contratando uma usina que queima combustível para gerar; está se contratando um reservatório elétrico que devolve o que armazenou.
A bateria como ativo de rede, não de arbitragem
Mais relevante do que cada parâmetro isolado é a lógica que eles revelam. O leilão não foi modelado para premiar quem fizer a melhor arbitragem de preço entre horas baratas e caras de energia. Ele foi desenhado para colocar capacidade firme onde a rede mais precisa — e a sinalização locacional é a ferramenta para isso. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) usa uma metodologia própria para identificar os barramentos prioritários, justamente os pontos onde a transmissão é mais fraca e onde uma bateria entrega o maior benefício sistêmico. O ONS, por sua vez, passará a publicar um mapa anual com os melhores pontos de conexão. Projetos bem posicionados nesses nós críticos tendem a receber bonificação na competição.
Não é coincidência que esses pontos se sobreponham, em boa medida, às regiões que mais sofrem com curtailment. O recado implícito do planejamento é claro: a bateria contratada não serve apenas para guardar energia barata, e sim para destravar a geração renovável presa atrás de gargalos de rede, transformando energia que hoje é cortada em potência disponível na hora de pico.
O arcabouço da outorga, aprovado pela ANEEL na mesma semana, completa o quadro. O SAE passa a ter regras próprias de autorização, com vigência de 35 anos e prazo de 54 meses para entrada em operação comercial após a outorga. As regras de encargos também foram ajustadas para diferenciar sistemas autônomos despachados pelo ONS daqueles de operação livre, reduzindo o custo regulatório de quem se coloca a serviço do sistema. Somadas, essas peças encerram a etapa em que o armazenamento existia no papel — herança do marco legal consolidado na Lei 15.269/2025 — mas não tinha caminho prático de contratação.
As tensões que o leilão não resolve
Aqui mora a parte que o entusiasmo do anúncio costuma encobrir. A primeira tensão é industrial. Exigir nacionalização num mercado em que as células de lítio são, na prática, dominadas por fabricantes asiáticos é uma aposta de política industrial com risco de preço embutido. Nomes como Tesla, CATL, Huawei e a brasileira WEG já circulam como interessados, mas a pergunta de fundo permanece: o Brasil consegue construir cadeia local de armazenamento sem encarecer o produto a ponto de comprometer a competitividade do próprio leilão? O desenho em duas portas é uma tentativa de equilibrar esses dois objetivos — fomentar a indústria sem fechar o mercado —, e seu sucesso só será medido pelos deságios de dezembro.
A segunda tensão é de sequência. Em março, o LRCAP de potência contratou perto de 19 GW, com investimentos da ordem de R$ 64,5 bilhões e deságio médio em torno de 5,5%. O problema, apontado por parte dos analistas e por instituições como o IEMA, é a forte predominância de térmicas fósseis nesse volume. Ao garantir potência firme com térmicas fósseis antes de contratar baterias, o sistema corre o risco de criar uma sensação de segurança que esvazia o apetite pelo armazenamento — adiando a solução mais limpa justamente porque
a mais suja já foi comprada. Se o montante de baterias contratado em dezembro ficar perto dos 2 GW que o mercado estima, será um começo relevante, mas modesto diante das necessidades estruturais de potência que o próprio ONS projeta para o fim da década.
O que observar até dezembro
O cadastramento dos empreendimentos começa em meados de junho e vai até o fim de julho, o que torna os próximos meses decisivos para quem pretende disputar. Mas, para além da movimentação dos players, o LRCAP de Armazenamento vale como termômetro de uma transição mais ampla. Ele testa se o Brasil consegue tratar a bateria como aquilo que ela de fato é — infraestrutura de rede, e não gadget de geração — e se o país está disposto a pagar o preço de internalizar essa indústria.
A energia que se perdeu em janeiro não volta. Mas o que estes dois leilões de dezembro vão precificar é, no fundo, quanto o sistema elétrico brasileiro está disposto a investir para parar de jogar fora o seu próprio futuro.
Sobre o autor:
Especialista em sistemas fotovoltaicos e armazenamento em baterias, possui MBA em créditos de carbono, fundador e diretor da Solareg Energia Solar, empresa especializada em projetos fotovoltaicos com sede em Goiás, Brasil. Atua no setor de energia solar desde 2016, liderou a execução de diversos projetos em vários segmentos.
