O mapa da bonificação: os 129 barramentos onde o leilão de baterias dá 10% de vantagem no lance

Na nossa análise da Portaria Normativa MME nº 136/2026, apontamos a bonificação de localização como o mecanismo que "passa despercebido à primeira leitura, mas pode decidir o leilão". Agora fomos ao fundo: lemos o Anexo II linha por linha, tabulamos os 129 barramentos elegíveis e fizemos a conta que a portaria não faz por você. O resultado é um mapa quase inteiramente nordestino — e uma vantagem competitiva que vale até 11% de Receita Fixa.

A maior parte da cobertura sobre a portaria do primeiro leilão de baterias do Brasil parou nos marcos gerais: dois certames em dezembro, conteúdo nacional via CFI do BNDES, contratos de 15 anos. Mas para quem está decidindo onde implantar um projeto BESS — e o cadastramento na EPE abre em 15 de junho —, a peça mais operacional do documento é a menos comentada: a Tabela 1 do Anexo II, que define em quais pontos do Sistema Interligado Nacional um lance vale mais do que ele custa.

A mecânica: o que o β = 0,9 realmente significa

A regra está no Anexo I, art. 2º, § 12. Os lances do leilão são classificados pelo Preço da Disponibilidade de Potência, calculado pela expressão:

Pdisp = (RFdisp ÷ Disp) × β

Onde RFdisp é a Receita Fixa anual pedida pelo proponente (R$/ano), Disp é a disponibilidade de potência ofertada (MW) e β é a constante de bonificação de localização: β = 0,9 para empreendimentos conectados aos pontos do Anexo II, e β = 1 para todos os demais.

Em termos diretos: o projeto em barramento bonificado disputa o leilão com um desconto de 10% sobre o próprio preço — sem abrir mão de um centavo de receita. O art. 17, § 3º é explícito: a redução vale "exclusivamente para fins de competitividade". A Receita Fixa contratada é a que o vendedor pediu, integral.

A conta que importa para o desenvolvedor é a inversa. Como 1 ÷ 0,9 ≈ 1,111, um projeto bonificado pode pedir até 11,1% mais Receita Fixa que um concorrente fora da lista e ainda assim empatar na classificação. Em um leilão de margens apertadas — onde o pacote BESS despencou de preço mas o capital segue caro —, 11% de folga na receita anual por 15 anos não é detalhe: pode ser a diferença entre um projeto bancável e um projeto descartado.

O mapa: 8 estados, 86% no Nordeste

Tabulamos a Tabela 1 do Anexo II na íntegra. São 129 barramentos elegíveis, distribuídos por 98 subestações em apenas 8 unidades da federação:

UF	Barramentos bonificados	Subestações	Em 500 kV	% do total
Bahia	42	32	13	33%
Ceará	39	29	6	30%
Minas Gerais (norte)	18	13	3	14%
Piauí	17	14	6	13%
Pernambuco	6	4	1	5%
Alagoas	3	2	1	2%
Paraíba	2	2	1	2%
Rio Grande do Norte	2	2	0	2%
Total	129	98	31	100%

As leituras saltam da tabela:

Bahia e Ceará concentram 63% dos pontos bonificados. Juntos, os dois estados somam 81 dos 129 barramentos. O sertão baiano — o eixo Bom Jesus da Lapa, Igaporã, Gentio do Ouro, Morro do Chapéu, Ourolândia — e o interior cearense aparecem com densidade que nenhuma outra região chega perto de ter.

Minas Gerais está na lista, mas só o norte de Minas. Os 18 barramentos mineiros se concentram no corredor Jaíba–Janaúba–Montes Claros–Pirapora–Várzea da Palma–Três Marias, mais Arinos, Araçuaí e Irapé. É exatamente a porção de Minas que opera como extensão elétrica do Nordeste: a fronteira de expansão solar do estado e a porta de entrada do escoamento Nordeste–Sudeste.

O que não está na lista diz tanto quanto o que está. Zero barramentos no Sul. Zero em São Paulo, Rio de Janeiro e Espírito Santo. Zero no Norte e no Centro-Oeste. Estados com pipeline relevante de projetos BESS anunciados fora desse polígono disputarão o leilão sem bonificação, com β = 1 — e contra concorrentes que largam com 10% de vantagem.

O perfil de tensão revela o alvo do desenho. Dos 129 barramentos, 77 (60%) estão em 230 kV e 31 (24%) em 500 kV — o coração da Rede Básica. Mas há 13 pontos classificados como DIT ou ICG, em 69 e 138 kV. As ICGs — instalações de conexão compartilhada de centrais de geração, como Igaporã II, Morro do Chapéu II, Acaraú II e Ibiapina II — são um aceno direto a projetos híbridos: BESS co-localizado em conexão já existente de parques solares e eólicos.

Por que esse mapa: a geografia do curtailment virou política de leilão

O Anexo II não saiu do nada. A relação segue a Nota Técnica da EPE de Proposta de Metodologia Locacional para Sistemas de Armazenamento por Baterias, de novembro de 2025, complementada — segundo o art. 2º do próprio anexo — por cenários eletroenergéticos representativos do SIN, "incluindo condições distintas daquelas associadas ao déficit de potência".

Em tradução livre: a EPE marcou no mapa os pontos onde uma bateria entrega mais do que potência na ponta — onde ela também absorve sobra renovável e alivia gargalo de transmissão. Não por coincidência, o desenho espelha a geografia dos cortes de geração que vimos acompanhando: no primeiro quadrimestre de 2026, o Nordeste concentrou 79% dos 2.843 MW médios de curtailment de eólicas e solares apurados pelo ONS. A lista de subestações bonificadas é, na prática, o mapa do constrained-off brasileiro com um incentivo financeiro em cima.

Há ainda um filtro que pouca gente notou: o art. 2º, § 2º do Anexo II registra que barramentos elegíveis pela metodologia da EPE, mas com "condições estruturais e operativas que limitem a utilização efetiva dos recursos", foram excluídos da tabela final. Ou seja, a lista publicada já passou por uma peneira de viabilidade — o que reforça seu peso como sinalização oficial de onde o sistema quer baterias.

As letras miúdas que mudam a estratégia

Quatro pontos do texto merecem atenção antes de qualquer decisão de site:

1. Bonificado não significa capacidade garantida. O parágrafo único do art. 3º do Anexo II é claro: os quantitativos efetivos de capacidade remanescente de escoamento de cada barramento dependem da Nota Técnica de Quantitativos, que só sai até 30 de setembro de 2026. Um barramento pode estar na lista do β = 0,9 e ter pouca margem disponível — e a classificação do leilão considera a capacidade remanescente por subestação, barramento, subárea e área do SIN. Estar no Anexo II atrai concorrência para o mesmo ponto; se a margem for curta, a bonificação vira corrida de cadeiras. Há, porém, como reduzir a cegueira: o ONS mantém desde 2024 o Painel de Margens para Escoamento de Geração, atualizado a cada quatro meses, com a margem remanescente indicativa por barramento, os CUSTs assinados, os pareceres de acesso recentes e as solicitações em análise em cada ponto — disponível gratuitamente no site do Operador. Os valores têm caráter informativo e não substituem a NT oficial do certame, como o próprio ONS ressalva, mas são o melhor proxy público para quem precisa decidir o site antes de setembro — somado ao histórico das notas técnicas de margem publicadas para leilões anteriores desde 2013 e às notas das Temporadas de Acesso da PNAST.

2. O ponto de conexão fica travado. O art. 16 veda alteração de características técnicas que "resulte em modificação do ponto de conexão que altere a elegibilidade do projeto à bonificação". Quem vence bonificado, permanece bonificado — não existe ganhar o leilão com β = 0,9 e depois realocar o projeto para um sítio mais barato fora da lista.

3. A bonificação vale para os dois leilões. O Anexo II se aplica tanto ao LRCAP Armazenamento Nacional (2 de dezembro) quanto ao LRCAP Armazenamento aberto (4 de dezembro). A vantagem locacional é transversal à discussão de conteúdo nacional.

4. O sequenciamento aperta o segundo certame. Quem tiver oferta atendida no leilão Nacional não pode dar lance no aberto (Anexo I, art. 2º, § 15), e a capacidade remanescente do leilão de 4 de dezembro desconta tudo o que foi contratado dois dias antes (§ 16). Nos barramentos bonificados mais disputados, a margem de escoamento pode simplesmente acabar no dia 2.

A leitura estratégica

Para o desenvolvedor com decisão de site em aberto, o Anexo II reordena três variáveis. Primeira: terreno e conexão nos 129 barramentos valem prêmio — quem já tem posição fundiária ou acesso contratado no sertão da Bahia, no interior do Ceará, no sul do Piauí ou no norte de Minas carrega uma vantagem de 11% de receita que o concorrente não consegue replicar até dezembro. Segunda: a aposta bonificada tem risco de congestionamento — a NT de Quantitativos, com prazo até 30 de setembro, é quem dirá quanto cabe em cada ponto, e nada garante que ela saia antes do fechamento do cadastramento na EPE (31 de julho); nesse cenário, a decisão de site terá sido tomada sem o número oficial, navegando com as margens indicativas do painel do ONS e o histórico de notas técnicas de certames anteriores. Terceira: β = 1 não é eliminação — um projeto fora da lista, em barramento com capacidade remanescente profunda e sem concorrência direta, pode vencer pelo volume enquanto os bonificados se canibalizam.

O leilão foi desenhado para colocar baterias onde o sistema sangra. O Anexo II é o endereço; a fórmula do β é o cheque. Falta a NT de Quantitativos dizer o tamanho da porta em cada ponto.

A lista completa: as 98 subestações bonificadas

Abaixo, a relação integral da Tabela 1 do Anexo II, consolidada por subestação. Grafias conforme a tabela publicada no DOU.

UF	Subestação	Barramentos bonificados
BA	Barra II	500 kV (Rede Básica)
BA	Barreiras	230 kV (Rede Básica); 69 kV (DIT)
BA	Barreiras II	230 kV (Rede Básica)
BA	Bom Jesus da Lapa	230 kV (Rede Básica); 69 kV (DIT)
BA	Bom Jesus da Lapa II	500 kV (Rede Básica); 230 kV (Rede Básica)
BA	Brotas de Macaubas	230 kV (Rede Básica)
BA	Brumado II	230 kV (Rede Básica)
BA	Buritirama	500 kV (Rede Básica)
BA	Campo Formoso	230 kV (Rede Básica)
BA	Campo Formoso II	500 kV (Rede Básica)
BA	Correntina	500 kV (Rede Básica)
BA	Futura	500 kV (Rede Básica)
BA	Gentio do Ouro II	500 kV (Rede Básica); 230 kV (Rede Básica)
BA	Ibicoara	230 kV (Rede Básica)
BA	Igapora II	230 kV (Rede Básica); 69 kV (ICG)
BA	Igapora III	500 kV (Rede Básica); 230 kV (Rede Básica)
BA	Ipupiara	500 kV (Rede Básica)
BA	Irece	230 kV (Rede Básica)
BA	Itagiba	230 kV (Rede Básica)
BA	Jaguarari	230 kV (Rede Básica)
BA	Juazeiro da Bahia II	230 kV (Rede Básica)
BA	Juazeiro da Bahia III	230 kV (Rede Básica)
BA	Morro do Chapeu II	500 kV (Rede Básica); 230 kV (Rede Básica); 69 kV (ICG)
BA	Ourolandia II	500 kV (Rede Básica); 230 kV (Rede Básica)
BA	Pindai II	230 kV (Rede Básica)
BA	Rio das Eguas	230 kV (Rede Básica)
BA	Rio Formoso II	230 kV (Rede Básica)
BA	Rio Grande II	230 kV (Rede Básica)
BA	Senhor do Bonfim II	230 kV (Rede Básica)
BA	Sobradinho	500 kV (Rede Básica); 230 kV (Rede Básica)
BA	Sol do Sertao	500 kV (Rede Básica)
BA	Tabocas do Brejo Velho	230 kV (Rede Básica)
CE	Abaiara	230 kV (Rede Básica)
CE	Acarau II	230 kV (Rede Básica); 69 kV (ICG)
CE	Acarau III	230 kV (Rede Básica)
CE	Alex	230 kV (Rede Básica)
CE	Aquiraz II	230 kV (Rede Básica); 69 kV (DIT)
CE	Araticum	230 kV (Rede Básica)
CE	Banabuiu	230 kV (Rede Básica)
CE	Cauipe	230 kV (Rede Básica)
CE	Crato II	230 kV (Rede Básica)
CE	Delmiro Gouveia	230 kV (Rede Básica)
CE	Dias Macedo II	230 kV (Rede Básica)
CE	Fortaleza	230 kV (Rede Básica); 69 kV (DIT)
CE	Fortaleza II	500 kV (Rede Básica); 230 kV (Rede Básica)
CE	Ibiapina II	230 kV (Rede Básica); 69 kV (ICG)
CE	Ico	230 kV (Rede Básica)
CE	Jaguaruana II	500 kV (Rede Básica); 230 kV (Rede Básica)
CE	Maracanau II	230 kV (Rede Básica)
CE	Milagres	500 kV (Rede Básica); 230 kV (Rede Básica); 69 kV (DIT)
CE	Milagres II	500 kV (Rede Básica)
CE	Morada Nova	500 kV (Rede Básica); 230 kV (Rede Básica)
CE	Pacatuba	500 kV (Rede Básica); 230 kV (Rede Básica)
CE	Pecem II	230 kV (Rede Básica)
CE	Pici II	230 kV (Rede Básica)
CE	Quixere	230 kV (Rede Básica)
CE	Russas II	230 kV (Rede Básica)
CE	Sobral II	230 kV (Rede Básica)
CE	Sobral III	230 kV (Rede Básica)
CE	Taua II	230 kV (Rede Básica)
CE	Tiangua II	230 kV (Rede Básica)
MG	Aracuai 2	230 kV (Rede Básica)
MG	Arinos 2	500 kV (Rede Básica)
MG	Buritizeiro 3	345 kV (Rede Básica)
MG	Complexo Varzea da Palma	345 kV (Rede Básica)
MG	Irape	345 kV (Rede Básica); 230 kV (Rede Básica)
MG	Jaiba	500 kV (Rede Básica); 230 kV (Rede Básica); 138 kV (DIT)
MG	Janauba 3	230 kV (Rede Básica); 138 kV (DIT)
MG	Montes Claros 2	345 kV (Rede Básica)
MG	Pirapora 2	345 kV (Rede Básica); 138 kV (DIT)
MG	Serra das Almas II	500 kV (Rede Básica)
MG	Tres Marias	345 kV (Rede Básica)
MG	Varzea da Palma	345 kV (Rede Básica)
MG	Varzea da Palma 4	345 kV (Rede Básica)
PI	Bom Jesus II	230 kV (Rede Básica)
PI	Chapada I	230 kV (Rede Básica)
PI	Chapada II	230 kV (Rede Básica)
PI	Chapada III	230 kV (Rede Básica)
PI	Cristiano Castro	500 kV (Rede Básica)
PI	Curral Novo do Piaui II	500 kV (Rede Básica); 230 kV (Rede Básica)
PI	Eliseu Martins	230 kV (Rede Básica)
PI	Gilbues II	500 kV (Rede Básica); 230 kV (Rede Básica)
PI	Marangatu	230 kV (Rede Básica)
PI	Picos	230 kV (Rede Básica)
PI	Piripiri	230 kV (Rede Básica)
PI	Queimada Nova II	500 kV (Rede Básica)
PI	Sao Joao do Piaui	500 kV (Rede Básica); 230 kV (Rede Básica)
PI	Sao Joao do Piaui II	500 kV (Rede Básica)
PE	Bom Nome	230 kV (Rede Básica); 138 kV (DIT)
PE	Bom Nome II	500 kV (Rede Básica); 230 kV (Rede Básica)
PE	Floresta II	230 kV (Rede Básica)
PE	Tacaratu	230 kV (Rede Básica)
AL	Zebu II	230 kV (Rede Básica)
AL	Zebu III	500 kV (Rede Básica); 230 kV (Rede Básica)
PB	Coremas	230 kV (Rede Básica)
PB	Santa Luzia II	500 kV (Rede Básica)
RN	Mossoro II	230 kV (Rede Básica)
RN	Mossoro IV	230 kV (Rede Básica)

Nota metodológica: a Tabela 1 do Anexo II lista 129 barramentos elegíveis. A consolidação por subestação resulta em 98 nomes únicos, considerando que algumas subestações aparecem com mais de um barramento bonificado (níveis de tensão distintos) e que o documento publicado apresenta pequenas variações de grafia para uma mesma instalação. Na tabela-resumo, os percentuais por UF foram arredondados para o número inteiro mais próximo, de modo que sua soma pode diferir marginalmente de 100%. A fórmula do preço de lance e o valor de β constam do Anexo I, art. 2º, § 12, conforme o Informe Técnico EPE-DEE-IT-090/2025-r0.

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Análise produzida pelo Brasil BESS a partir da íntegra da Portaria Normativa MME nº 136, de 1º de junho de 2026, publicada no DOU de 3 de junho de 2026, Seção 1, nº 103, e de seus Anexos I e II.