LRCAP-Armazenamento: o relógio está correndo para agosto de 2028

A data está formalizada na Portaria MME nº 878/2025 e suas diretrizes: 1º de agosto de 2028 é o início de suprimento dos contratos de Reserva de Capacidade do primeiro leilão brasileiro de baterias. Faltam 27 meses. Sem portaria definitiva publicada, sem edital, sem habilitação. Este artigo é um cronograma reverso — quanto tempo cada etapa exige, e por que cada semana de atraso já está custando viabilidade.

O que é o LRCAP-Armazenamento, em uma frase

É um Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência (LRCAP) que contrata disponibilidade firme em MW — não energia — proveniente exclusivamente de novos sistemas BESS. O vencedor recebe Receita Fixa anual em troca de manter o sistema disponível para despacho do ONS por até 4 horas diárias em capacidade máxima, com recarga completa em até 6 horas, observado o limite de 365 ciclos por ano (366 em anos bissextos) e máximo de dois ciclos completos por dia.

Os marcos formais do certame

Item	Definição da minuta MME (CP 202/2025)
Data prevista do leilão	Originalmente abril/2026; agora segundo semestre de 2026
Início do suprimento	1º de agosto de 2028
Prazo contratual	10 anos
Potência mínima por projeto	30 MW
Disponibilidade obrigatória	Potência máxima por 4 horas diárias
Tempo máximo de recarga	6 horas
Limite de ciclos	2 ciclos completos por dia, 365/ano (366 em bissexto)
CVU dos contratos	Igual a zero
Requisito técnico	Conformidade com NT-ONS DPL 0111/2025 (grid-forming + Fast Frequency Response)
Bonificação locacional	Constante β: 0,9 em pontos de benefício sistêmico, 1,0 nos demais
Metodologia de pontos de benefício	Indicador MISCR (NT EPE-DEE-NT-086/2025)

O cronograma reverso a partir de agosto/2028

Comissionamento e testes — 3 a 4 meses (deve estar pronto até abr/2028)

Testes de SCADA, integração com EMS do operador, ensaios de resposta em frequência (FFR), validação de funcionalidades grid-forming. Energização gradual e troubleshooting. Para projetos de 100+ MW, esse intervalo pode ultrapassar 4 meses se houver retrabalho.

Construção e instalação — 8 a 12 meses (início entre abr/2027 e ago/2027)

Obra civil (containerização, fundações, ar-condicionado, sistemas de combate a incêndio), instalação dos containers BESS, infraestrutura elétrica (transformadores, switchgear, PCS), bay de conexão à subestação. Em projetos com nova linha de transmissão, esse prazo se estende para 14-18 meses.

Engenharia executiva e procurement — 6 a 9 meses (início ~out/2026)

Detalhamento de projeto, especificação de equipamentos, contratação do EPCista, emissão de pedidos de compra. O lead time crítico aqui é o equipamento chinês: containers BESS de fornecedores como CATL, BYD, Sungrow, EVE Energy e HyperStrong têm hoje lead time de 14 a 18 meses para projetos de larga escala, podendo ser menor para projetos pequenos e padronizados.

Licenciamento ambiental — 6 a 12 meses (início imediato após habilitação)

A minuta prevê flexibilização do licenciamento na fase de habilitação, mas o projeto precisa apresentar LP, LI e LO ao longo do contrato. Para BESS standalone, o processo é relativamente rápido (impacto local limitado, sem emissões, footprint pequeno). Para projetos co-locados ou com nova linha de transmissão, o prazo dobra.

Habilitação técnica — 60 a 90 dias (a partir do edital)

Cadastramento na EPE, análise de aderência aos requisitos da NT-ONS DPL 0111/2025, validação de pontos de conexão definidos pelo ONS e EPE. Aqui é onde os ~18 GW de pipeline mencionados pela ABSAE serão filtrados. Vale lembrar que projetos co-locados a usinas de geração têm dispensa de habilitação técnica junto à EPE, conforme a minuta.

Edital e leilão — 90 a 120 dias após portaria publicada

Aneel elabora edital, abre prazo de impugnação, realiza audiência pública, ajusta minuta, publica versão final, abre cadastramento, realiza leilão, homologa resultados, assina CRCAPs.

Portaria definitiva do MME — pendente

É o gatilho de tudo. Sem ela, nada começa.

Onde estamos hoje (28 de abril de 2026)

Somando os intervalos acima, um projeto de 100 MW partindo da publicação da portaria hoje teria aproximadamente:

• ~4 meses até a realização do leilão (set/2026)
• ~3 meses para assinatura de contrato e mobilização (dez/2026)
• ~9 meses de engenharia + procurement com lead time chinês paralelo (set/2027)
• ~10 meses de construção (jul/2028)
• ~1 mês de comissionamento mínimo (ago/2028)

Isto é, com a portaria saindo esta semana, o cronograma fica apertado, mas viável para projetos sem dependência de nova infraestrutura de transmissão. Cada mês adicional de atraso da portaria empurra parte da carteira para inviabilidade.

Cenário de publicação da portaria	Realismo do prazo de ago/2028
Maio/2026	Apertado, mas viável para projetos simples
Junho/2026	Inviável para projetos complexos; viável para BESS plug-and-play
Julho/2026 ou depois	Inviável para a maioria dos projetos sem prorrogação contratual

O que ainda está em aberto na portaria

1. Tarifa dupla (TUSD/TUST)

A pergunta central — não respondida pela ANEEL — é se BESS será tarifado como consumidor (na carga) e como gerador (na descarga), gerando o que o setor chama de "tarifa dupla". É um conceito que não existe em outros mercados maduros e que pode comprometer significativamente a economicidade dos projetos. A Consulta Pública 39 da ANEEL trataria justamente do enquadramento e remuneração do armazenamento, mas sua votação foi adiada em agosto/2025 por divergências entre os diretores da agência.

2. Conteúdo local

O ministro Alexandre Silveira indicou intenção de criar mecanismos para fomentar componentes nacionais. MDIC e BNDES estão trabalhando com o MME para definir índices de nacionalização. O risco: cláusulas mal calibradas inflam o preço sem desenvolver indústria local — sobretudo porque o ecossistema brasileiro de células e BMS ainda é incipiente.

3. Sinal locacional

EPE e ONS identificarão pontos da rede onde a contratação BESS gera mais valor sistêmico — alívio de gargalos, suporte a renováveis, controle de tensão. A metodologia adotada usa o indicador MISCR (Multi-Infeed Short Circuit Ratio), conforme a NT EPE-DEE-NT-086/2025, refinada por análise barra a barra considerando taxas de afundamento de tensão. A constante β de 0,9 é aplicada em pontos de benefício e 1,0 nos demais — variável crítica de viabilidade econômica.

4. Despacho e penalidades

O ONS despachará o ativo respeitando o limite de 2 ciclos diários e 365/ano. Penalidade por indisponibilidade acima de índices de referência, falha na entrega e descumprimento de despacho do ONS estão previstas, com remuneração mensal ajustável conforme desempenho. A engenharia operacional de BESS é diferente de térmica: ciclos profundos degradam capacidade, e a degradation curve precisa ser refletida contratualmente.

5. Energia consumida e injetada

A minuta indica liquidação no Mercado de Curto Prazo (MCP) ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), com a diferença destinada à Conta Centralizadora. Na prática, isso significa que o vendedor BESS está exposto à volatilidade do PLD — risco que precisa ser refletido no preço-teto, no dimensionamento de garantias e no hedge contratual.

Por que o leilão de potência térmica de março complica

O 2º LRCAP de 2026, realizado em 18 de março, contratou 18,97 GW de potência em 100 projetos, com investimento total estimado em R$ 64,5 bilhões, para entregas escalonadas entre 2026 e 2031. Foram cadastrados 330 projetos somando 120,4 GW, mas o deságio médio foi de apenas 5,52% — sinal de baixa competição efetiva, apesar do volume oferecido. O 3º LRCAP, no dia 20 de março, contratou mais 501,3 MW de usinas a óleo, diesel e biodiesel.

O risco quando se contrata grande volume de capacidade firme via térmica antes do leilão de baterias é técnico-econômico. Térmicas têm CAPEX baixo, OPEX alto e emissões. BESS tem CAPEX alto, OPEX próximo de zero e emissões zero. Contratar térmicas hoje "consome o orçamento" de capacidade firme que poderia ter sido alocado a baterias — e amarra o consumidor a 10-15 anos de combustível fóssil enquanto o LCOE BESS continua caindo (US$ 78/MWh em 2025, projeção de mais 25% de queda até 2035 segundo BNEF).

O que desenvolvedores deveriam estar fazendo agora

• Reserva de pontos de conexão: identificar e iniciar conversas com ONS/EPE sobre pontos prováveis de aplicação do β=0,9, mesmo sem edital. Pontos críticos do SIN são finitos.
• Pré-negociação com fornecedores: cartas de intenção com CATL, BYD, Sungrow, EVE Energy, HyperStrong para travar slot de produção e preço de referência. O preço-base hoje (US$ 70/kWh para pack estacionário) é histórico e pode subir com pressão de demanda regional.
• Estruturação de financiamento: alinhar com BNDES e bancos comerciais a estrutura de project finance. A Lei 15.269/25 abriu caminho via REIDI e Imposto de Importação zerado, mas execução depende de tax planning detalhado.
• Licenciamento preliminar: iniciar conversas com órgão ambiental estadual mesmo sem edital. A flexibilização do licenciamento na habilitação não dispensa a LO antes do COD.
• Capacitação de equipe técnica: grid-forming, Fast Frequency Response, BMS, EMS, integração com ONS, ciclos térmicos, gestão de degradação — competências escassas no mercado brasileiro hoje.

O cronômetro

27 meses até agosto de 2028. Cada semana sem portaria definitiva é uma semana a menos para destravar bilhões em investimento privado, capturar a janela histórica de preço de bateria e construir a flexibilidade que o SIN precisará na próxima década.

O Brasil discute esse leilão há mais de cinco anos. A Portaria 878/2025 entrou em consulta pública em novembro/2025 e a contribuição setorial fechou em dezembro/2025. Cinco meses depois, o documento definitivo ainda não saiu. Enquanto isso, EUA contrataram 26,3 GW de baterias só em 2026, Arábia Saudita lançou tender de 3 GW / 12 GWh e a China exportou 71 GWh em sistemas BESS no primeiro trimestre.

O mercado está pronto. Falta a caneta.