Leilão de baterias: os requisitos da Portaria 136 que inabilitam o projeto e os que corroem o retorno

A ANEEL deve analisar o edital do leilão de baterias em 27 de outubro, com publicação prevista para 29 de outubro, segundo o Canal Solar. O cadastramento já terminou, e o que separa os projetos no pregão de 2 de dezembro é a engenharia exigida pela Portaria Normativa MME nº 136/2026.

Alguns requisitos da Portaria eliminam o projeto na habilitação. Outros não eliminam ninguém, mas corroem o retorno ao longo dos 15 anos de contrato. Este texto separa os dois grupos e faz as contas para um projeto de referência de 100 MW com 4 horas de descarga, que entrega 400 MWh por ciclo.

Em resumo:

• Inabilitam: RTE abaixo de 85%, recarga completa acima de 6 horas e falha nos requisitos de conexão do ONS, incluindo grid-forming (art. 7º).
• Corroem o retorno: ciclagem, perda de MWh, energia de recarga acima do limite e risco de despacho.
• Prazo: cerca de 14 meses entre a outorga estimada e o início de suprimento.

O que inabilita o projeto

O art. 7º da Portaria 136 lista os critérios de inabilitação: potência máxima disponível inferior a 30 MW, descarga contínua na potência máxima inferior a 4 horas, RTE inferior a 85%, recarga completa superior a 6 horas e não atendimento aos requisitos mínimos de conexão do ONS, incluindo grid-forming. As baterias também precisam ser novas.

Recarga: o gargalo está na rede

Para entregar 400 MWh com RTE de 85%, o projeto de referência precisa absorver cerca de 471 MWh, o resultado de 400 dividido por 0,85. A Portaria dá até seis horas para a recarga completa e inclui nesse prazo o tempo de repouso entre carga e descarga (art. 4º, § 10). Com meia hora de repouso, restam 5,5 horas, e a importação média passa de 85 MW.

Como a potência de recarga fica abaixo da de descarga, o inversor de 100 MW não é a restrição. A restrição é a rede. O art. 11, § 13 prevê que a Capacidade Remanescente calculada para o descarregamento pode ser reduzida ou anulada se houver restrições ao carregamento do SAE. Um barramento que recebe bem a descarga, mas não suporta a recarga, perde a capacidade.

Conexão: o ponto já está definido

Segundo o art. 11, § 2º, não são permitidas alterações do ponto de conexão para fins de habilitação técnica. Para quem cadastrou projeto, a pergunta deixou de ser onde conectar e passou a ser quanto do ponto indicado resiste à avaliação de carregamento do ONS.

O Anexo I, art. 4º, § 10 classifica, independentemente da Capacidade Remanescente do SIN para escoamento, os lances de empreendimentos com contrato de uso e conexão de montante igual ou superior à potência injetada.

Grid-forming: o ativo precisa estar disponível mesmo parado

O art. 4º, § 13 exige que os recursos da nota técnica do ONS, incluindo grid-forming, fiquem disponíveis de forma contínua, com o SAE em operação e sincronizado ao sistema mesmo fora de recarga. Na leitura do BrasilBESS, isso implica consumo auxiliar permanente, que o projeto precisa contabilizar na eficiência.

O art. 9º, § 5º, V obriga o empreendedor a garantir que o sistema opere em conjunto com outros equipamentos de controle ativo, com interfaces e coordenação de controle que evitem interações adversas. A conformidade será comprovada na forma do edital e dos Procedimentos de Rede.

O que corrói o retorno

Ciclagem: o teto é de 366 ciclos por ano

O art. 4º, § 3º fixa o compromisso de potência máxima por quatro horas por ciclo completo, até dois ciclos por dia, limitado a 366 ciclos completos por ano. Modelar dois ciclos todos os dias, ou 730 por ano, dobra a energia processada e superestima a degradação.

No projeto de referência, o teto significa 146.400 MWh descarregados por ano, o resultado de 366 ciclos de 400 MWh, e até 5.490 ciclos em 15 anos.

Degradação: a perda que pesa é a de MWh

O compromisso é de 4 horas na potência máxima. Quando o banco perde capacidade em MWh, o ativo deixa de sustentar essa duração, mesmo que a potência em MW continue disponível. Em uma hipótese ilustrativa, não prevista na Portaria, de 80% da capacidade útil no ano 15, o projeto de referência precisaria de 500 MWh instalados para entregar 400 MWh.

A profundidade de descarga é de exclusiva responsabilidade do empreendedor (art. 4º, § 8º), e não pode haver limite compulsório de DoD que restrinja a programação ou a operação do SIN (art. 4º, § 9º). Sobredimensionar os MWh e planejar a reposição de módulos são, portanto, as alavancas de projeto.

Eficiência: cada ponto de RTE perdido vira custo a PLD

Receba os próximos artigos por e-mail

Conteúdo novo de brasilbess direto na sua caixa de entrada. Sem spam.

Assinar newsletter →

A energia de carregamento e a injetada são liquidadas ao PLD (art. 9º, § 6º). A CONCAP custeia o carregamento apenas até a energia injetada dividida pela eficiência (art. 9º, § 7º), e o excedente é custeado pelo empreendedor (art. 9º, § 8º).

No projeto de referência, se a RTE real cair de 85% para 83%, a recarga necessária sobe de 470,6 para 481,9 MWh. São 11,3 MWh por ciclo fora da conta da CONCAP. No teto de 366 ciclos, chega a cerca de 4.150 MWh por ano pagos pelo investidor ao PLD da janela de recarga. A conta supõe que a eficiência de referência seja o mínimo de 85% do art. 7º, o que o edital precisa confirmar.

Despacho: a receita fixa cobre todo o uso do ONS

A receita fixa deve ser suficiente para remunerar integralmente todo e qualquer uso que o ONS fizer do empreendimento, sem receitas adicionais fora do CRCAP (art. 9º, § 5º, IV). O risco de incerteza de despacho é do empreendedor (art. 5º, § 2º). Um modelo financeiro construído sobre arbitragem de preços não tem espaço dentro do contrato.

Uso da rede: uma tensão que o edital precisa resolver

O art. 9º, § 13 exige MUST ou MUSD suficiente para descarga e recarga total. Em 2 de junho de 2026, a ANEEL aprovou regra pela qual SAEs integralmente despachados pelo ONS podem contratar MUSTg pela máxima potência injetável e MUSTc-C igual a zero, enquanto SAEs de operação livre mantêm a tarifação nos dois sentidos, conforme o comunicado da agência.

As duas regras convivem, mas nenhuma delas diz como o montante de uso para recarga exigido pelo § 13 se concilia com o MUSTc-C igual a zero. O prazo para pedidos de esclarecimento ao edital termina em 4 de novembro, segundo o cronograma do BNDES, e este é um ponto para levar a ele.

Prazo: 14 meses entre a outorga e o suprimento

O cronograma do BNDES estima a homologação do resultado do leilão nacional em 1º de abril de 2027 e a outorga de autorização em 21 de maio de 2027. O início de suprimento está previsto para 1º de agosto de 2028. Entre a outorga estimada e o início de suprimento passam pouco mais de 14 meses para concluir conexão, fornecimento de equipamentos e obra.

O que conferir antes do edital

• A eficiência de referência do art. 9º, § 7º, e se ela é o mínimo de 85%.
• O modelo de degradação rodado com 366 ciclos por ano, e não 730.
• Os MWh instalados no primeiro dia, com margem para a perda de capacidade ao longo de 15 anos.
• O MUST ou MUSD para a potência média de recarga, cerca de 85 MW no projeto de referência.
• O consumo auxiliar do grid-forming no cálculo da eficiência.
• Os pedidos de esclarecimento sobre o § 13 e o MUSTc-C, até 4 de novembro.

O andamento do certame, com calendário e regras de custeio, está na cobertura do leilão de baterias.

Perguntas frequentes

Quem define o preço inicial do leilão? O MME, nos termos do edital elaborado pela ANEEL (Anexo I, art. 1º, inciso L, da Portaria 136). Os lances precisam ser iguais ou inferiores a ele (Anexo I, art. 4º, § 5º).

O projeto contratado no LRCAP paga tarifa nos dois sentidos? Em regra, não: sob despacho integral do ONS, a ANEEL admitiu MUSTc-C igual a zero. Em operação livre, a tarifação nos dois sentidos permanece.

---

Fontes consultadas: MME, Portaria Normativa nº 136/2026; ANEEL, comunicado de 2/6/2026 sobre o encerramento da CP 39/2023; BNDES, cronograma do LRCAP 2026; Canal Solar, sobre a análise do edital em 27 de outubro.

Este artigo é uma análise jornalística do BrasilBESS baseada em fontes públicas. Correções, esclarecimentos ou manifestações das partes mencionadas podem ser enviados ao portal para análise e publicação em caráter complementar.